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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 1029218

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Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl

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INFORME FINAL CORREGIDO

Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y

de flexibilidad tarifaria

Informe Nº: 1029218

Fecha: 04 de junio 2012

SUBSECRETARIA DE ENERGÍA


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1. Título del proyecto

Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria

2. Cuerpo del informe 281 hojas

3. Autor(es) Director del proyecto: Sr. David Watts Ingeniero en regulación tarifaria 1: Sr. Danilo Jara Ingeniero en regulación tarifaria 2: Sr. Iván Chaparro Personal de apoyo: Ingeniero coordinador: Sr. Felipe Aspée Ingeniero en regulación tarifaria 3: Srta. Marysol Ayala Economista: Sra. Yarela Flores Consultor asociado: Sr. Nicolás Kipreos Revisor externo part-time: Sr. Hugh Rudnick

4. Contrato

Convenio de prestación de servicios profesionales entre DICTUC S.A. y la Subsecretaría de energía con fecha 13 de octubre de 2011.

5. Nombre y dirección de la organización investigadora DICTUC S.A. Vicuña Mackenna Nº 4860, Casilla 306 – Correo 22, Macul – Santiago

6. Fecha del informe 04 de junio de 2012

7. Antecedentes de la Institución Mandante Nombre : Subsecretaría de energía Dirección : Alameda # 1449, piso 13º RUT : 61.979.830-9 Teléfono : 365-6800/ 367-3726

8. Contraparte técnica Nombre : Sr. Juan Pablo Urrutia Cargo : Jefe División Seguridad y Mercado Eléctrico

9. Resumen El presente estudio se remitió al cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio “Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria”. En éste informe, se revisó la experiencia internacional en flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles en Europa y Estados Unidos. Para el caso europeo, se revisaron Inglaterra, España y Austria. Para el caso norteamericano, se revisaron los Estados de Wisconsin, California, Texas e Illinois. Además, se revisó la situación tarifaria de electricidad chilena actual y se contrastó con la situación existente en el extranjero. También se agregó la experiencia en programas pilotos de tarificación flexible con medición inteligente, describiendo brevemente cuatro casos en Estados Unidos (Washington DC, California, Missouri y Baltimore) y el caso del Telegestore Italiano. Posteriormente, se describe un maro teórico sobre eficiencia económica de las tarifas flexibles, los fundamentos en el diseño de este tipo de tarifas y una reseña sobre tarifas Net Metering. Finalmente, se presenta un análisis de los temas estudiados en conjunto con algunas recomendaciones para un cambio de reglamento y las conclusiones del estudio.

Sr. David Watts Casimis

Prof. Asistente, Ingeniería UC

Director del proyecto

Sr. Felipe Bahamondes Cid

Gerente General

DICTUC S.A.


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Normas Generales

El presente informe Final corregido, muestra la investigación del estudio: “Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria”, desarrollado durante el período del 09 de mayo al 04 de junio de 2012 sobre la estructura tarifaria eléctrica y la existencia de Tarifas Flexibles Reguladas (TFR) en el sector eléctrico en Europa y Estados Unidos. También, se presenta un análisis y caracterización de las tarifas reguladas tradicionales para la electricidad en Chile.

El presente informe, fue preparado por DICTUC S.A. a solicitud de la Subsecretaria de

Energía, para disponer de un análisis en materia de estructura tarifaria y tarifas flexibles.

Para el desarrollo de éste estudio, DICTUC S.A. utilizó la información individualizada en la

sección 9 de referencia del presente informe. Las conclusiones de éste informe, se limitan

a la información disponible para su ejecución. Dicho anexo, identifica, además, las fuentes

que proporcionaron dichos antecedentes.

Las metodologías utilizadas en el desarrollo del trabajo, son propiedad intelectual de

DICTUC S.A. y se basan en las mejores prácticas para estudios de éste tipo, en el actual

estado del arte.

La información contenida en el presente informe, constituye el resultado de una asesoría

que incluyó la realización de un estudio e investigación en materia de tarificación a nivel

mundial, lo que en ningún caso permite al solicitante afirmar que sus productos han sido

certificados por DICTUC S.A.

La Subsecretaria de Energía, podrá manifestar y dejar constancia verbal y escrita frente a

terceros, sean éstas autoridades judiciales o extrajudiciales, que el presente informe fue

preparado por DICTUC S.A. Si la Subsecretaria de Energía decidiera entregar el

conocimiento del presente informe a un tercero, deberá hacerlo en forma completa e

íntegra, y no partes del mismo.

El presente informe es propiedad de la Subsecretaria de Energía, sin embargo, si DICTUC

S.A. recibe la solicitud de una instancia judicial, hará entrega de una copia de éste

documento al tribunal que lo requiera, previa comunicación por escrito a la Subsecretaria

de Energía.


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OBJETIVOS DEL INFORME

A continuación, se detallan los objetivos generales y específicos del segundo informe de avance

correspondiente al estudio de “Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de

flexibilidad tarifaria”.

a. Revisión experiencia internacional:

Analizar la experiencia internacional, asociada a las opciones tarifarias para clientes finales

de empresas distribuidoras y/o comercializadoras, para una muestra de a lo menos 6

países, que sean comparables con la estructura del mercado nacional. Incluyendo la

existencia de flexibilidad tarifaria.

b. Analizar las opciones tarifarias vigentes

Analizar las opciones tarifarias vigentes, incorporadas en el D.S Nº 385 del Ministerio de

Economía, Fomento y Reconstrucción, del año 2009, que fija las fórmulas aplicables a los

suministros sujetos a los precios regulados que señalan, efectuados por las empresas

concesionarias de distribución que se indican, refiriéndose si su configuración, parámetros

y conceptos de costos incluidos otorgan señales de precios adecuadas a los clientes

acogidos a dichas tarifas, tanto en su componente de energía, como de potencia.

c. Análisis de las opciones tarifarias especiales

Analizar las opciones tarifarias especiales, dentro del marco legal, las opciones tarifarias

especiales ofrecidas por algunas distribuidoras. Incorporando en el análisis de lo

establecido en el D.S Nº 385, en relación a estas tarifas, y proponiendo los cambios de ser

necesarios para cautelar, desde el punto de vista el usuario, la no discriminación y acceso

a los planes tarifarios diversos.

d. Nuevas opciones tarifarias reguladas y flexibles

Analizar nuevas opciones tarifarias reguladas a incorporar, como también modificaciones a

las opciones tarifarias actuales, necesarias a los efectos de entregar señal de eficiencia que

permita un uso eficiente del recurso eléctrico, y su infraestructura asociada.

Analizar la conveniencia de impulsar la creación de tarifas flexibles, los incentivos

necesarios para ello, las tecnologías necesarias a implementar para que los usuarios

finales puedan optar a la flexibilización de tarifas.

Analizar posibles mecanismos de control sobre las concesionarias de distribución ante la

creación de tarifas flexibles por iniciativa propia.


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Analizar si es necesario implementar modificaciones a la legislación actual para incorporar

las nuevas opciones tarifarias (tanto reguladas como flexibles). En caso de ser necesario,

proponer las modificaciones.

e. Opciones tarifarias para la inyección de generación distribuida

Analizar una estructura tarifaria para el net-billing que permita un uso eficiente del

recurso eléctrico, y valorización de su infraestructura asociada (incluyendo el equipo de

medición), tanto en el caso de consumo de energía de la red, como en el caso de venta de

los excedentes de energía.

f. Perfiles de consumo

Realizar una revisión internacional de metodologías de agrupación de perfiles, con el fin

de implementar tarifas flexibles. Proponer modificaciones necesarias a la legislación

actual.

ALCANCE DEL INFORME

El presente estudio se remitió al cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio

“Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria”. En éste

informe se revisó la experiencia internacional en flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles en Europa y

Estados Unidos. Para el caso europeo, se revisaron Inglaterra, España y Austria. Para el caso

norteamericano, se revisaron los Estados de Wisconsin, California, Texas e Illinois. Además, se

revisó la situación tarifaria de electricidad chilena actual y se contrastó con la situación existente

en el extranjero. También se agregó la experiencia en programas pilotos de tarificación flexible con

medición inteligente, describiendo brevemente cuatro casos en Estados Unidos (Washington DC,

California, Missouri y Baltimore) y el caso del Telegestore Italiano. Posteriormente, se describe un

marco teórico sobre eficiencia económica de las tarifas flexibles, los fundamentos en el diseño de

este tipo de tarifas, una reseña sobre tarifas Net Metering y una revisión sobre metodologías de

agrupación para perfiles de consumo. Finalmente, se presenta un análisis de los temas estudiados

en conjunto con algunas recomendaciones para un cambio de reglamento y las conclusiones del

estudio.

ESTRUCTURA DEL INFORME

Se presenta primero un resumen del informe, entregando los principales antecedentes y

conclusiones producto de la investigación. Acto seguido, se presenta la revisión de la experiencia

en Estados Unidos y Europa. Posterior a esto, se presenta una breve revisión de algunos

programas pilotos en tarificación flexible y tecnologías de medición inteligente en Estados Unidos


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y Europa. Luego, se revisa la situación chilena y se compara con el escenario internacional en la

materia. A continuación, se presenta un marco teórico con los temas principales de tarificación

flexibles y se realiza un análisis al respecto. Por último, se presentan las conclusiones del estudio.


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ÍNDICE

Objetivos del informe .......................................................................................................................... 4

Alcance del informe ............................................................................................................................ 5

Estructura del informe ........................................................................................................................ 5

Índice ................................................................................................................................................... 7

1 Resumen .................................................................................................................................... 11

2 Introducción .............................................................................................................................. 15

3 Revisión Internacional de Tarificación Flexible ......................................................................... 17

3.1 Desarrollo histórico de programas de tarifas flexibles en Estados Unidos y Europa ........ 22

3.2 Experiencia Estados Unidos en tarificación flexible de electricidad ................................. 26

3.2.1 Tarifas eléctricas en California .................................................................................. 27

3.2.2 Tarifas eléctricas en Wisconsin ................................................................................. 35

3.2.3 Tarifas eléctricas en Texas ......................................................................................... 46

3.2.4 Tarifas eléctricas en Illinois ....................................................................................... 50

3.3 Experiencia europea en tarificación flexible de electricidad ............................................ 52

3.3.1 Tarifas eléctricas en Inglaterra .................................................................................. 53

3.3.2 Tarifas eléctricas en España ...................................................................................... 59

3.3.3 Tarifas eléctricas en Austria ...................................................................................... 69

3.4 Medición inteligente y la importancia en la implementación de tarifas flexibles ........... 71

3.4.1 Tecnologías de comunicación para medidores inteligentes ..................................... 73

3.4.2 Medidores inteligentes ............................................................................................. 82

3.4.3 Interfaz del usuario ................................................................................................... 92

3.5 Experiencia Internacional en Smart Meter ....................................................................... 94

3.5.1 Experiencia en Smart Meter en Estados Unidos ....................................................... 97

3.5.2 Evaluación de Medidores Inteligentes en Canadá (BC Hydro) .................................. 99

3.5.3 Experiencia en Smart Meter en Europa .................................................................. 102

3.5.4 Medidores inteligentes en Australia: El caso de Victoria ........................................ 107

3.5.5 Desarrollo de programas de medición inteligente en Latinoamérica. .................... 108


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3.5.6 Desarrollo de medición inteligente en Chile ........................................................... 110

3.6 Tarifas flexibles basadas en medición inteligentes ......................................................... 119

3.6.1 Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos .................................................... 121

3.6.2 Programa telegestore – Italia .................................................................................. 129

3.6.3 Costos y beneficios observados en la tarificación flexibles según experiencia en

programas pilotos ................................................................................................................... 131

3.6.4 Cobros asociados a redes inteligentes y tarifas flexibles ........................................ 132

4 Marco referencial para la discusión sobre Tarificación Flexible en Chile ............................... 135

4.1 Análisis Económico de Peak Load Pricing ........................................................................ 138

4.1.1 La curva de carga y la curva de duración ................................................................ 138

4.1.2 Teoría del Peak load Pricing .................................................................................... 142

4.2 Análisis Económico de tarifas Time Of Use ..................................................................... 150

4.3 Fundamentos a considerar en el Diseño de Tarifas Flexibles ......................................... 153

4.3.1 Atributos de un programa de tarificación flexible exitosa ...................................... 154

4.3.2 Tarifas Time Of Use (TOU) ....................................................................................... 156

4.3.3 Real Time Pricing (RTP) ............................................................................................ 158

4.3.4 Critical Peak Pricing (CPP) y Peak Time Rebate (PTR) ............................................. 160

4.3.5 Tarifas de Bloques Escalonados .............................................................................. 164

4.3.6 Tarifas estacionales ................................................................................................. 167

4.4 Nuevos desafíos para los esquemas tarifarios de la electricidad: La necesidad de un

esquema tarifario más flexible .................................................................................................... 168

4.4.1 Respuesta de la demanda, elasticidad precio y tarificación flexible ....................... 169

4.4.2 Costos, beneficios y barreras para la tarificación flexible ....................................... 171

4.5 Net Metering y tarificación eléctrica ............................................................................... 180

4.5.1 Cantidades de energía, valorización y Costos comprometidos en la medición neta

181

4.5.2 Tarifas aplicables en la medición neta .................................................................... 183

4.5.3 Experiencia internacional en medición neta ........................................................... 184

4.6 Metodologías de diseño de Perfiles de Consumo ........................................................... 189

4.6.1 Métodos de “load profiling” .................................................................................... 194


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4.6.2 Metodologías de diseño de estudios de perfiles de carga ...................................... 196

4.6.3 Algunas referencias de Load Profiling ..................................................................... 201

5 Revisión de la tarificación eléctrica en Chile ........................................................................... 202

5.1 Clasificación de los clientes finales en Chile .................................................................... 204

5.2 Descripción de la estructura tarifaria regulada en Chile ................................................. 205

5.2.1 Tipos de tarifas reguladas existentes ...................................................................... 205

5.2.2 Obligaciones y derechos de las tarifas reguladas .................................................... 211

5.3 Descripción de las tarifas especiales en Chile ................................................................. 212

5.3.1 Descripción de la legislación de tarifas flexibles ..................................................... 212

5.3.2 Descripción Tarifa Horaria Residencial (THR) .......................................................... 212

6 Análisis de la estructura tarifaria chilena para la electricidad: discusión de tarifas tradicionales

y flexibles en Chile ........................................................................................................................... 215

6.1 Eficiencia económica y coherencia de costos en la estructura tarifaria tradicional para la

electricidad .................................................................................................................................. 218

6.1.1 La importancia del costo de suministro .................................................................. 220

6.2 Análisis de las tarifas especiales ofrecidas por las distribuidoras ................................... 221

6.3 Posibles modificaciones al esquema tarifario regulado chileno ..................................... 222

6.3.1 Modificaciones a las tarifas reguladas existentes y nuevas opciones tarifarias ..... 223

6.3.2 Estructura tecnológica y operacional necesaria para la implementación de tarifas

flexibles 227

6.4 Posibles modificaciones a la reglamentación actual de tarifas flexibles ........................ 231

6.4.1 Incentivos para la implementación de Tarifas Flexibles ......................................... 234

6.5 Tarificación para netmetering ......................................................................................... 234

7 Conclusiones............................................................................................................................ 237

7.1 Desarrollo en tarificación flexible en el mundo .............................................................. 237

7.1.1 ¿Qué pasa en Chile en materia de tarificación flexible? ......................................... 238

7.1.2 ¿Qué pasa en el mundo en materia de tarificación flexible? .................................. 239

7.2 Medición inteligente y programas pilotos de tarifas inteligentes .................................. 240

7.2.1 ¿Qué pasa en Chile en el campo de la medición inteligente? ................................ 241

7.3 Marco teórico y origen del concepto de tarifa flexible ................................................... 242


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7.4 Beneficios e incentivos de la tarificación flexible............................................................ 243

7.5 Desarrollo de tarifas flexibles en Chile ............................................................................ 244

7.6 Principales problemas y propuestas para el sistema tarifario Chileno ........................... 245

8 Lista de términos relevantes ................................................................................................... 247

9 Referencias .............................................................................................................................. 249

10 Anexos ............................................................................................................................... 7.6-1

10.1 Índices de clustering para load profiling ..................................................................... 10.1-1

10.2 Descripción de Redes Inteligentes (SmartGrid) .......................................................... 10.2-3

10.2.1 Características de una Red Inteligente ................................................................ 10.2-4

10.2.2 Principales elementos de una red inteligente ..................................................... 10.2-5

10.2.3 Experiencia internacional en redes inteligentes – Casos de estudio ................ 10.2-10

10.3 Cálculo de precio de nudo a nivel de subtransmisión y distribución eléctrica ......... 10.3-13

10.4 Caso de estudio: Instalación de Medidores Inteligentes en Santiago de Chile ........ 10.4-16

10.4.1 Costos de la Instalación de Medidores Inteligentes en Santiago ...................... 10.4-17

10.4.2 Ahorros por la instalación de medidores inteligentes ...................................... 10.4-18

10.4.3 Beneficios Sociales por reducción de consumo eléctrico ................................. 10.4-20

10.5 WI Low-Income Assistance Fee ................................................................................. 10.5-23


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1 RESUMEN

El desarrollo observado en tarificación flexible y medición inteligente es amplio y variado. Estos

dos conceptos se encuentran muy ligados en el último tiempo, debido a las facilidades que

brindaría un sistema de medición avanzado a la implementación de un esquema de tarificación

flexible. Sin embargo, la discusión sobre implementación de tarifas flexibles y los subsecuentes

costos asociados, por ejemplo, el costo de medición, se ha llevado discutiendo por décadas en el

mundo desarrollado. Durante los años `70 se realizaron análisis de costo – beneficio, buscando

estimar la ganancia o pérdida de beneficio debido a la implementación de estas tarifas. Los

resultados obtenidos por los estudios desarrollados durante los años `70 y `80 concluyeron que

los beneficios de estas tarifas eran positivos para la mayoría de los clientes. Debido a la existencia

de estos clientes menos flexibles y no beneficiados con tarifas tipo Time – of – Use, la posición de

los reguladores, que inicialmente se inclinaba a implementar las tarifas Time of Use de forma

obligatoria en los clientes regulados, terminó inclinándose hacia una obligación de las empresas a

implementar las tarifas, pero quedando estas a elección voluntaria de los clientes.

En Estados Unidos, los estados de California y Wisconsin presentan la experiencia de un sector de

distribución eléctrica eminentemente privado. Las empresas presentan un nutrido pliego tarifario

aunque regulado y fijado por las comisiones reguladoras (Public Utility Comission, Public Service

Comission). Aquí, es importante destacar que hay incentivos para la creación de tarifas flexibles.

Políticas de desacople (revenue decoupling) e incentivos al desempeño (performance incentives)

que eliminan desincentivos a las tarifas que promuevan la eficiencia energética.

En Europa se observa un mercado de la comercialización más desarrollado, como por ejemplo en

países como Reino Unido y España. En estos países la principal tarea del regulador es monitorear

el mercado, aplicando fuertes sanciones a quienes incumplan las condiciones establecidas y

provoquen abusos a los consumidores. Un punto importante de mencionar es la existencia de

herramientas de comparación online para el uso de los clientes, las cuales les asisten a la hora de

determinar la mejor opción de suministro para sus hogares. Además, el suministro eléctrico es

considerado un servicio más, por lo que es monitoreado por el organismo de derechos al

consumidor pertinente.

En España, donde existe una tarifa fijada por el regulador denominada Tarifa de Último Recurso,

se ha visto que el cambio de los clientes a tarifas flexibles creadas por las distribuidoras ha sido

bajo. En parte esto se explica por la creencia de los clientes, no siempre cierta, de que está tarifa

siempre es la opción de menor costo y por su incapacidad/desinterés en gestionar su consumo y

dedicar tiempo a la comparación de opciones tarifarias.


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En los casos revisados, en general, se vio que la tarifa en mayor uso entre las opciones flexibles era

la tarifa tipo Time-of-Use (TOU), tanto en su versión más tradicional con valores fijos de la energía

por bloque entre invierno y verano, como en versiones más dinámicas donde el valor de la

electricidad en los bloques horarios puede cambiar en el tiempo.

Junto al desarrollo de tarifas flexibles, se ha observado un importante desarrollo en el ámbito de la

medición inteligente, como plataforma habilitadora para estas tarifas. Actualmente países como

Italia, Estados Unidos, Francia, España y Australia, entre otros, se encuentran en el proceso de

implementación de programas de medición inteligente a gran escala y buscando establecer

estándares que permitan una mayor interoperabilidad y menores costos.

Uno de los puntos de mayor importancia en medición inteligente es la infraestructura y protocolos

de comunicación utilizados. En Estados Unidos la tendencia observada es al uso de la radio

frecuencia en junto a tecnología de comunicación celular (GSM/GPRS). En Europa por otro lado, la

tecnología Power Line Carrier (PLC) en conjunto a tecnología GPRS es la de más extenso uso.

Además, para la comunicación entre el medidor y los artefactos en el hogar existe aún

discrepancia de acuerdo a los estándares que se adoptarán, siendo el ZigBee uno de los protocolos

que se perfila de manera importante.

La medición inteligente en Chile se encuentra en una etapa de desarrollo muy temprana, con sólo

pequeños desarrollos realizados por la empresa Chilectra. Hoy en día, existe un piloto desarrollado

por esta empresa denominado “Smart City” emplazado en la Ciudad Empresarial de la comuna de

Huechuraba. A diferencia de lo observado en Europa y Estados Unidos, donde la medición

inteligente se enmarca principalmente en el desarrollo del concepto de “smart grid”, para Chile y

otros países latinoamericanos, según la opinión de la industria, el objetivo principal es lograr una

mayor automatización de la red y la reducción de costos operativos para las empresas. Estos

costos pueden corresponder a labores como la medición, el corte y reposición de suministro y la

reducción de los, aún importantes, niveles de hurto de electricidad1. De esta forma, el concepto de

“medidor inteligente”, así como los costos asociados, pueden diferir entre países desarrollados y

países en desarrollo, según el enfoque y tecnología utilizada, hablándose a nivel de la industria de

una “chilenización” de la medición inteligente. Actualmente Chilectra cuenta con un gran parque

de medidores que podrían cumplir con estas labores de agregárseles sistemas de comunicación2.

1 Si bien las empresas distribuidoras han hecho un esfuerzo importante para reducir el hurto de electricidad

en sus redes, es la opinión de la industria que la reducción de medio a un punto porcentual es de importancia y representa un ahorro suficiente para incentivar el desarrollo en medición inteligente. Esto se suma al alto costo de la electricidad que vuelve incluso más atractiva la implementación de medición inteligente en un futuro próximo. 2 Información no actualizada indica que hace algunos años, 16.150 clientes de Chilectra ya contaban con

medidores antirrobos, los cuales tenían funcionalidades de lectura remota, almacenamiento de datos de consumo, corte/reposición de suministro remoto, detección de fraude/robo y capacidad multi – tarifa.


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Una de las barreras más importantes para el desarrollo de esta tecnología en Chile son los altos

costos tecnológicos para desarrollar esta tecnología en el país. Para mitigar esta barrera de alto

costo y poder acceder a los beneficios de la medición inteligentes se requiere tener acceso a

precios mayorista gracias al volumen de compra que alcanzaría el país. Para esto es necesaria la

estandarización de protocolos e infraestructura de medición, de manera de poder organizar

grandes licitaciones conjuntas entre empresas distribuidoras y comprar un gran número de

medidores para abastecer todo el país.

Evaluar la implementación de un sistema de tarificación flexible requiere considerar los beneficios,

costos y barreras que este tipo de programas puede enfrentar. A diferencia de lo que se podría

pensar en una primera iteración, los principales ahorros y beneficios producidos no se deben a

ahorros de energía consumida, sino que al uso de menor capacidad, postergando la instalación de

nuevas inversiones en infraestructura hacia el futuro. Esto puede generar en el largo plazo,

menores precios de la electricidad debido a la reducción del valor de la componente por capacidad

en las tarifas eléctricas. Además, al reducir la demanda de capacidad, en el corto plazo, el sistema

se vuelve más confiable debido a una mayor disponibilidad de reservas.

En Chile, la regulación (actualmente Decreto Tarifario 385/2009) establece diferentes opciones

tarifarias para clientes residenciales pequeños y clientes de baja y media tensión. El esquema de

tarificación considera en su estructura cargos fijos, cargos por consumo de energía y cargos por

demanda de potencia. Estas tarifas se encuentran diseñadas para ser coherentes con los costos

del sistema y el pago de las inversiones y costos de operación y mantención del sistema, agrupado

esto en la componente por cobro de potencia en la tarifa.

En un inicio estas tarifas estaban fuertemente alineadas con los resultados del problema clásico el

peak load pricing y tenían una coherencia con la estructura de costos, entregando las señales

adecuadas para estimular la expansión del sistema. Sin embargo, actualmente con el

establecimiento de un nuevo modelo de licitaciones para el abastecimiento de las demandas de

electricidad, las señales se ven debilitadas de forma importante.

Si bien el pliego tarifario Chileno actual presenta varias opciones tarifarias, estas tienen una

estructura muy similar en su cálculo. Todas ellas, para una misma empresa, área típica y nivel de

voltaje, valorizan la energía a un mismo precio, independiente del horario y/o condición de

operación del sistema. Para los clientes con una mayor flexibilidad, las tarifas tradicionales son

insuficientes para traspasar información de las condiciones de operación del sistema y la

estructura de costos correspondiente, de manera que estos puedan beneficiarse de su elasticidad

– precio. Esto se traduce en que, en la práctica, cada sector de la economía tiene una tarifa de

preferencia y desviaciones de la misma obedecen muchas veces a condiciones especiales de

consumo o simplemente a una opción tarifaria mal elegida. Así, es posible ver una falta de


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diversidad de tarifas que sean capaces de reflejar condiciones a las cuales clientes puedan

responder en el corto plazo.

Según lo observado en la revisión internacional y el estudio de la situación chilena se propone

como opción tarifaria a implementar la tarifa Time – of –Use. La experiencia internacional

revisada muestra esta tarifa como recurrente y a veces obligatoria para los clientes servidos por

las distribuidoras.

Así mismo, es importante considerar la infraestructura de medición necesaria para implementar

esta tarifa. La instalación de medidores TOU, ya sean estos tradicionales o más avanzados debiera

ser parte de una política de desarrollo, debiendo instalarse este tipo de medidores para nuevos

clientes, clientes que requieran aumento de capacidad y clientes de gran envergadura, de manera

de aprovechar las economías de escala de estos medidores (de masificarse, el costo de estos

medidores se vería muy reducido). Junto a esto, la educación a los clientes es otro elemento que

no puede dejarse de lado. No existe utilidad real en implementar tarifas que requieran gestión de

la demanda si los consumidores no conocen la estructura de su tarifa, la forma de su consumo y

las maneras de gestionarlo. Para esto es bueno mirar hacia la experiencia internacional donde los

programas de eficiencia energética y tarificación flexible han incluido diversas formas de entregar

información a la población y educarlas como páginas web de fácil acceso y contenidos

simplificados, asesoría telefónica, información educativa en las cuentas mensuales por correo,

manuales on – line con formas de gestionar el consumo y reducirlo, etc.

Sin embargo, a diferencia de países desarrollados donde existen implementadas políticas de

desacople de los ingresos, en Chile no existen incentivos importantes a la creación de tarifas

flexibles. En estos países con desacople, los ingresos de las distribuidoras son revisados y de existir

excedentes/déficit a lo esperado estos son devueltos/cobrados a los clientes. En Chile no existe un

desacople de los ingresos con las ventas de energía y escasos incentivos a la implementación de

tarifas flexibles y programas de medición inteligente, estando estos contenidos principalmente en

intentar captar la ventaja comparativa en el creciente mercado de la eficiencia energética y no en

el ahorro de capacidad o energía. De manera de implementar adecuadamente este tipo de

programas es necesario establecer las bases regulatorias y los incentivos adecuados sobre los

cuales estas iniciativas puedan desarrollarse.

En términos de modificación a la regulación actual los temas de mayor relevancia y no tratados en

el reglamento son la elección de la tarifa de referencia, facultades de eliminación de tarifas

flexibles por parte de la distribuidora, reajuste y modificación de las tarifas flexibles, (actualmente

Decreto Tarifario 385/2009, asociación de tarifas flexibles a inmueble o a cliente considerando

migración, y tarifas flexibles y medición neta.


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2 INTRODUCCIÓN

Como antecedente inicial a la discusión de la investigación, es necesario establecer la diferencia

entre dos conceptos que en una primera instancia, parecieran ser similares. Estos son: la

flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles. La flexibilidad tarifaria, hace referencia a la libertad que

pueden tener los suministradores de electricidad (distribuidoras, comercializadoras), para definir

de forma autónoma opciones tarifarias que puedan ser utilizadas por sus clientes, sin que el

organismo regulador defina la estructura de las tarifas ni sus valores. Por otra parte, las tarifas

flexibles, pueden entenderse como tarifas que reflejan más fielmente las condiciones de

operación y los consiguientes costos del sistema, traspasando la señal de escasez o abundancia

relativa de la electricidad al cliente final, así como también los requerimientos de infraestructura

necesarios para su suministro.

Debido a las grandes reformas que se implementaron en el sector eléctrico (desregulación e

introducción de mercados competitivos) y los requerimientos, cada vez más estrechos, que se

están imponiendo sobre los sistemas eléctricos del mundo, el concepto de flexibilidad tarifaria ha

ganado terreno en los sistemas de suministro eléctrico a clientes finales. De ésta forma,

distribuidoras y comercializadoras han ganado facultades para diseñar de manera autónoma sus

propios esquemas tarifarios, de manera de crear un abanico más variado de opciones tarifarias en

países como Estados Unidos, Inglaterra, España, entre otros.

Es importante mencionar Inglaterra como uno de los casos más extremos y emblemáticos en tema

de flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles. En el mercado Inglés, a nivel de suministro minorista de

electricidad, no existe fijación de precio y el regulador se remite a una función de monitor y

promotor de la competencia. Otros países, como el caso de España, se encuentran en una etapa

de transición, coexistiendo la tarifa regulada tradicional con las tarifas flexibles definidas

típicamente por las comercializadoras.

En éste contexto, las reformas tarifarias han permitido la proliferación de un amplio pliego

tarifario en los países donde han sido implementadas, coexistiendo tarifas tradicionales, con

tarifas flexibles tipo Time Of Use, tarifas orientadas a usos o clientes específicos (tarifas para

iluminación, tarifas para clientes con calentadores de agua, etc.) y mas recientemente con tarifas

Critical Peak Pricing y Time Of Use con una mayor frecuencia de actualización de sus precios y

horarios gracias a los medidores inteligentes y sus capacidades de comunicación.

Debido al surgimiento de las tecnologías de medición inteligente, se han desarrollado diversos

programas pilotos que buscan implementar y evaluar esquemas tarifarios aún más flexibles y

complejos, basados en el uso de tecnologías de medición inteligente. Esto les permite traspasar al

consumidor final información sobre la operación del sistema con una mayor frecuencia y


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traspasarle los costos que su consumo impone en el mismo. Con esto, se generan cambios

conductuales en el consumidor, los cuales se traducen principalmente en ahorros de

infraestructura (generación, transmisión y distribución) y en menor medida, en reducciones del

consumo de energía.

Sin embargo, el éxito en la implementación de tarifas flexibles y sistemas de medición inteligentes

requiere el compromiso de todos los actores involucrados y la implementación de políticas

públicas orientadas a introducir los incentivos adecuados para la proliferación de las tarifas

flexibles y el desarrollo de medidores inteligentes. En este ámbito, es necesario generar el

ambiente regulatorio de manera que las empresas distribuidoras se transformen en empresas

promotoras de la eficiencia energética y tengan los incentivos para crear tarifas flexibles. Además,

es importante acceder a precios competitivos de la plataforma tecnológica necesaria para optar a

los beneficios que brindan las tarifas flexibles. Así, la medición avanzada e inteligente se vuelve

fundamental, siendo necesario definir requerimientos y protocolos, de manera de optar a grandes

licitaciones de compra de equipos que permiten reducir los costos de la tecnología.


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3 REVISIÓN INTERNACIONAL DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE

La experiencia internacional muestra un desarrollo importante en materia de flexibilidad tarifaria,

tarifas flexibles y más recientemente en medición inteligente. Estos dos últimos conceptos muy

ligados en el último tiempo, debido a las facilidades que brindaría un sistema de medición más

avanzado en la implementación de un esquema de tarificación flexible. Los medidores inteligentes

de común uso en varios países desarrollados permiten ofrecer múltiples tarifas a través del mismo

medidor, permiten al usuario cambiarse de tarifas con facilidad y bajo costo y permiten a las

empresa distribuidoras ofrecer tarifas que cambian a lo largo del día y que reflejan mas fielmente

las condiciones de oferta y demanda de electricidad y de su infraestructura asociada y sus costos.

La discusión sobre el beneficio de implementar tarifas flexibles, como la tarifa Time of Use (ToU),

se ha desarrollado intensamente desde la décadas de los 70. Durante estos años se realizaron

análisis de costo-beneficio, intentando evaluar si la implementación de estas tarifas generan un

beneficio social (welfare) positivo, así como estimar los cambios en la demanda y el cálculo de su

elasticidad. En general, los estudios que se desarrollaron durante la década de los ’70 y ’80

concluyeron que, para la mayoría de los clientes, la implementación de tarifas flexibles era

beneficiosa, ya sean estas tarifas “medianamente flexibles” como tarifas tipo Peak Load Pricing

(PLP) / ToU tradicional o tarifas un poco más elaboradas y cercanas a reflejar en parte los precios

en tiempo real (Electricitè de France). Cabe notar que el alza de costo del suministro eléctrico de

varios “utilities” en Estados Unidos que utilizaban tarifas invariantes y los éxitos europeos en

PLP/ToU llevó a la implementación masiva de estas tarifas en Estados Unidos. El costear

apropiadamente el suministro eléctrico y asignar eficientemente sus costos eran claves para el uso

racional de la energía.

En esta época la posición de los reguladores fue migrando en el tiempo, pasando de una intensión

de implementar tarifas TOU en forma mandatoria a todos los clientes a la posición actuadejándose

deja la opcionalidad al cliente. Los programas pilotos de la época fueron revelando que las tarifas

eran beneficiosas para la sociedad, pero no para todos los clientes. Clientes residenciales con bajo

consumo difícilmente pagaría el sistema de medición de esa época, aunque muchos de los clientes

residenciales mas grandes de la época si.

Así, países y estados con experiencia en la implementación de múltiples opciones tarifarias,

muchas de las cuales están adaptadas a los diferentes perfiles de consumo de sus clientes, se

encuentran incursionando hoy en día en importantes programas de medición inteligente. Tal es el

caso de algunos estados como California en Estados Unidos y países como Italia, Inglaterra,

España, entre otros.


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En materia de tarificación flexible, en Estados Unidos los casos revisados muestran diversas

experiencias. Por una parte, los estados de California y Wisconsin presentan la experiencia de un

sector de distribución eléctrica eminentemente privado, ligado a las tareas de suministro y

comercialización de la electricidad. Las empresas presentan un nutrido pliego tarifario con

múltiples opciones orientadas a diferentes tipos de clientes. Si bien estas opciones son

mayoritariamente diseñadas por las distribuidoras, están deben ser aprobadas, modificadas y

fijadas por el regulador, en este caso las Public Utility Comission (PUC) o Public Service Comission

(PSC). Pese a esto, pueden existir casos en que el regulador exija la implementación de una tarifa

específica, como la tarifa Time-of–Use o Peak Load Pricing para algún grupo de clientes en

específico o incluso para todos los clientes.

En California y Wisconsin, las principales tarifas se pueden agrupar en tarifas por bloque, tarifas

por temporada, tarifas time of use, tarifas para generación distribuida y tarifas tipo peak load

pricing. Además existen programas de Real Time Pricing y Critical Peak Pricing principalmente

concentrados en clientes de mayor tamaño (comerciales e industriales). En estos estados existe

discriminación tarifaria, donde las tarifas se diseñan apuntando a las necesidades y capacidades de

ciertos grupos de clientes que comparten un perfil de consumo similar. Así, se identificaron grupos

de clientes que varían según distribuidora y estado, aunque es posible observar la tendencia a

establecer grupos de residenciales, comerciales e industriales, iluminación y otros usos específicos

como calefacción, entre otros.

En estos casos, donde las distribuidoras son las encargadas del suministro y comercialización

eléctrica, es importante destacar que comúnmente hay incentivos para la creación de tarifas

flexibles. En primer lugar, las ventas se encuentran desacopladas de los ingresos que las empresas

de distribución perciben, mediante programas de “revenue decoupling” los cuales se encuentran

en vigor desde hace ya varias décadas. De esta forma no existen desincentivos a la

implementación de tarifas que reduzcan el consumo energético de los clientes. Existen además,

incentivos al desempeño, donde se fijan metas de eficiencia energética entre el regulador y las

empresas, existiendo premios por cumplimiento y multas por incumplimiento de dichas metas. En

este escenario, las tarifas flexibles se ven como un medio para cumplir estas metas.

En Texas existe el comercializador minorista de electricidad. La implementación de este agente

trajo consigo costos que los clientes debieron asumir viéndose reflejados en una componente del

cobro total en las cuentas de electricidad (lo cual también se observa en otros lugares donde

existe el comercializador como en Inglaterra y España). Estos costos se han justificado a través de

los potenciales beneficios que la implementación de la comercialización puede traer a futuro.

Estos beneficios corresponden principalmente a un mayor valor agregado en las tarifas ofrecidas,

el cual a veces puede reflejarse en menores precios de la electricidad. Un elemento llamativo en

las tarifas de Texas es que existen tarifas orientadas a vender energía con un cierto “contenido”

verde o de generación local. Si bien la electricidad es un “commodity” y es difícil identificar su


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origen, es posible implementar tarifas especiales cuya recaudación sea utilizada por las

comercializadoras para apoyar el desarrollo de energías renovables o generación local mediante la

compra a generadores de este tipo de energía (compra en el mercado spot o vía contratos).

En Europa, la experiencia inglesa y española fueron especialmente revisadas, además de estudiar

algunos elementos del esquema tarifario austriaco. Inglaterra tiene un mercado eléctrico

segmentado y liberalizado en el sector de la comercialización. Aquí, el regulador no fija ni define

tarifas, restringiéndose a monitorear el mercado y aplicar fuertísimas multas a quienes incumplen

con la normativa o violan la libre competencia. Una veintena de comercializadores se dedican a

suministrar electricidad a los clientes ingleses, existiendo una gran variedad de tarifas. Un punto

importante de mencionar es la existencia de herramientas de comparación online para el uso de

los clientes, las cuales les asisten a la hora de determinar la mejor opción de suministro para sus

hogares. Además, el suministro eléctrico es considerado un servicio más, por lo que es

monitoreado por el organismo de derechos al consumidor.

El mercado español es similar aunque menos desarrollado desde el punto de vista de la

liberalización. Si bien existe el sector de la comercialización, el regulador no ha cesado en sus

funciones de regulación y fijación de tarifas, existiendo aún una tarifa regulada para clientes

residenciales llamada Tarifa de Último Recurso (TUR). Si bien existen varias opciones tarifarias, en

la práctica muchos clientes se han mantenido en esta tarifa, en parte por la creencia que esta

siempre es la opción de menor costo y por su incapacidad/desinterés en gestionar su consumo y

dedicar tiempo a la comparación de opciones tarifarias. En España también existen sitios

comparadores de tarifas, siendo uno de estos financiado por el gobierno, aunque existen

alternativas elaboradas por agrupaciones de consumidores y otros.

En los casos revisados, en general, se observó que la tarifa en mayor uso entre las opciones

flexibles era la tarifa tipo Time-of-Use (TOU), tanto en su versión más tradicional con valores fijos

de la energía por bloque entre invierno y verano, como en versiones más dinámicas donde el valor

de la electricidad en los bloques horarios puede cambiar mas frecuentemente en el tiempo.

Por otra parte, muy de la mano con el avance en programas de tarificación flexible, pilotos de

tarificación más dinámica (Ej: RTP), eficiencia energética y gestión de la demanda, se han ido

desarrollando con el avance en materia de medición inteligente. Actualmente países como Italia,

Estados Unidos, Francia, España y Australia, entre otros, se encuentran en el proceso de

implementación de programas de medición inteligente a gran escala, estableciendo alianzas

estratégicas con socios tecnológicos que les permitan establecer estándares, para así acceder a

mejores precios y nivel de compatibilidad (interoperabilidad) entre las instalaciones.

Un punto focal en esta materia es la infraestructura y protocolos de comunicación involucrados en

las funciones de un medidor inteligente. Así surge el concepto de las redes NAN o (Neighbourhood

Área Networks) y la comunicación en dos vías, esto es, entre los clientes y la distribuidora, y entre


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la distribuidora y los clientes. La comunicación en dos vías en las NAN (Neighbourhood Área

Networks) puede estar basada en muchas tecnologías diferentes, incluyendo Power Line Carrier

de banda angosta (PLC), Power Line Carrier de banda ancha (BPLC o Broadband PLC), mallas de

radio frecuencia (RF mesh), GSM/GPRS, CDMA, WiMAx, ZigBee, DSL y fibra óptica.

En Estados Unidos la tendencia es al uso de la radio frecuencia en conjunto a tecnología de

comunicación celular (GSM/GPRS), mientras que en Europa se perfila el uso del Power Line Carrier

(PLC) en conjunto a tecnología GPRS. Para Estados Unidos, el PLC parece ser más costoso que la

radio frecuencia debido a una menor densidad poblacional que para el caso europeo. Además, en

el ámbito de la comunicación entre el medidor y el hogar (en el avance hacía la casa inteligente)

existe aún discrepancia de acuerdo a los estándares que se adoptarán, siendo el ZigBee uno de los

protocolos que se perfila de manera importante, aunque existen otras aproximaciones como el

uso del WiFi.

En Estados Unidos las distribuidoras PG&E y Florida Power & Light han realizado importantes

avances en el desarrollo de tecnología de medición inteligente. Las infraestructuras de medición

implementadas consisten esencialmente en medidores capaces de comunicarse de forma

bidireccional usando tecnología de radio frecuencia y protocolos IP mediante un radiotransmisor.

De esta forma pueden conectarse a los puntos de acceso o concentradores de las distribuidoras las

cuales luego transmiten la información a las distribuidoras mediante el uso de redes de telefonía

móvil. Además, las nuevas tecnologías en radio frecuencia permiten la comunicación entre

medidores, logrando que estos actúen como repetidores, disminuyendo en gran parte la pérdida

de equipos debido al efecto de interferencia. Este arreglo tipo “mesh” permite una mayor

robustez y un menor tiempo de respuesta de la estructura de comunicación vs la visión menos

enmallada que proponen típicamente estructuras basadas en el PLC usado en Europa.

En el caso Europeo, Italia, Reino Unido, Francia y España lideran el avance en esta materia. Italia

comenzó a instalar medidores inteligentes para servir a 32 millones de clientes hace ya 10 años

atrás, mucho antes de que el concepto “red inteligente” cobrara sentido en el resto del mundo.

ENEL es la distribuidora más grande de Italia y desde el año 2000 lleva implementando su

programa Telegestore. Los medidores instalados en el programa Telegestore son capaces de

importar y exportar mediciones de potencia activa y reactiva, permitir lectura remota, proveer

perfiles de carga para la información importada y exportada, proveer funciones de registro tipo

TOU y “time – of – year” o estacional, permitir conexión y desconexión remota, incluyendo control

de carga, detectar robos de electricidad, realizar diagnósticos en la red cercana y ayudar a la

gestión de la demanda.

La medición inteligente en Chile se encuentra en una fase muy embrionaria, con pequeños

desarrollos realizados por las empresas, por ejemplo Chilectra, una de las empresas distribuidoras

de electricidad más importantes del país. Actualmente Chilectra tiene un piloto desarrollado por


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esta empresa denominado “Smart City”, el cual consiste en un piloto de medición inteligente

ubicado en la Ciudad Empresarial – Huechuraba. El piloto está orientado a edificios de

departamentos, condominios de casas y sectores de bajos ingresos, cubriendo diversos tipos de

clientes residenciales. Los equipos utilizados corresponden a medidores de cuatro cuadrantes con

memoria y comunicación en dos direcciones vía PLC banda angosta. La información es recolectada

en concentradores que luego envían la información vía GPRS hacia la empresa distribuidora. Los

medidores utilizados corresponden a medidores “ENEL 2.0” los cuales cuentan con una tecnología

más avanzada que los medidores instalados originalmente por ENEL en Italia.

Es importante notar que, si bien existe interés en la industria por el desarrollo de la medición

inteligente en el país, la fuente de este interés difiere con la de los países de mayor desarrollo. Por

una parte, los países como Estados Unidos o los países europeos apuntan a una infraestructura

que permite una mejor comunicación con los clientes, siendo posible implementar estrategias de

eficiencia energética y consumo responsable de la electricidad, a la vez que logran reducir algunos

costos asociados a los procesos de recolección y gestión de datos de los clientes (alto costo

recolección de facturación pedestre), conceptos cercanos a la idea de “Smart Grid”. Por otro lado,

en países como Chile el enfoque se encuentra dirigido a una reducción de costos operativos,

buscando implementar un mayor grado de automatización en procesos como la lectura del

consumo eléctrico, el corte y reposición del servicio a muy bajo costo y la reducción del nivel de

hurto de electricidad en las redes, punto de gran relevancia para la industria de la distribución

eléctrica en Chile y países vecinos. Chilectra tiene un gran parque de medidores con estas

características.

Si bien el hurto de electricidad en Latinoamérica es bastante elevado, el consumo por habitación y

el costo de recolección pedestre son bastante bajos, lo que dificulta viabilizar el mayor costo de un

medidor mas avanzado. Varias distribuidoras en Centroamérica tienen niveles de pérdidas no

técnicas del orden de 20 a 30 % y las pérdidas son millonarias, por lo que las empresas

distribuidoras si tienen tremendos incentivos a desarrollar programas de control de Hurto. En

Chile la situación ha mejorado bastante en el tiempo gracias al trabajo de las mismas empresas

(Chilectra bordea el 6% pérdidas no técnicas). Ellas han instalado a su propio costo medidores más

avanzados (llamados localmente inteligentes) que permiten detectar el hurto y realizar lectura,

corte y reposición del servicio. Sin embargo, pese al menor nivel de consumo de Chile respecto al

mundo desarrollado, los costos de la electricidad en el país son altos, por lo que podríamos

encontrarnos adportas de un desarrollo importante en medición inteligente.

En opinión de algunos ejecutivos de la industria, el medidor inteligente latinoamericano podría ser

uno que, además de detectar el hurto y realiza lectura, corte y reposición del servicio, acomodara

registro en intervalos de tiempo (para habilitar la aplicación de ToU) o multitarifa. El control de

hurto y la disposición a pagar de las empresas por esta característica, más la baja de costos

asociada a su masificación podrían ser la clave para viabilizar la medición inteligente en


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latinoamericana. Los hogares que consumen pocos cientos de kWh, difícilmente podrían viabilizar

un medidor más costoso, pero si podría ser viable la medición anti-hurto.

Si se deseara avanzar hacia la medición inteligente se debería mitigar la barrera de su alto costo y

tener acceso a precios mayoristas de gran escala. Para esto es necesaria la estandarización de

protocolos e infraestructura de medición, de manera de poder organizar grandes licitaciones, las

que incluso podrían agrupar conjuntos de empresas distribuidoras y comprar un gran número de

medidores para abastecer todo el país. De permitir que cada empresa utilice su propio sistema y

protocolos, los costos de los medidores se verían incrementados debido a la pérdida de economías

de escala. Para licitar sería fundamental establecer claramente las funcionalidades, los protocolos,

y otras características de los medidores. Hasta la fecha el costo de los medidores en Chile no ha

sido un tema de gran interés y solo recientemente se han ido sincerando los nuevos y más bajos

costos de los mismos. El gran volumen de venta está en el medidor más básico y es ese el más

económico. Medidores con mayores prestaciones, como los medidores de intervalo que podrían

facilitar ToU tienen menor rotación y altos costos, no son objeto de grandes economías de

escalada en su compra y su precio no ha sido objeto de grandes negociaciones y presiones a la

baja como ocurre con los medidores inteligentes en las grandes instalaciones masivas, donde

costo por punto de medición es parte fundamental de la discusión.

3.1 DESARROLLO HISTÓRICO DE PROGRAMAS DE TARIFAS FLEXIBLES EN ESTADOS

UNIDOS Y EUROPA

En Estados Unidos durante la década de los 70 y 80 se desarrollo una importante e interesante

discusión respecto a la conveniencia de usar tarifas Time of Use (TOU) para los clientes de las

redes de distribución. Hasta esa época, si bien existía a nivel conceptual la idea de tarifa flexible

como señal de precio para optimizar el consumo de electricidad, en la práctica no se conocían los

beneficios asociados, ni los eventuales ahorros asociados a la implementación de estos programas

de medición y gestión de la demanda por intermedio de tarifas TOU. En este aspecto es

importante destacar que el objetivo de los gobiernos al elaborar políticas no es reducir los costos

incurridos por la sociedad si no que incrementar el beneficio de esta (Welfare/Felicidad). Así, al

realizar un análisis de costo – beneficio no corresponde solo mirar el ahorro económico, si no que

el beneficio generador por los distintos agentes. Para aclarar esta diferencia hay que considerar

por ejemplo que si bien la implementación de estas tarifas puede traducirse en una reducción de

consumo y de costos en las cuentas finales de los clientes, en la práctica esto podría traducirse en

una reducción de la felicidad de los mismos, por ejemplo para un cliente, por no poder ver su

programa favorito de televisión ya que este es emitido a un horario de muy alto costo de la

electricidad(Aigner, 1984).


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Durante el año 1978 el Journal of Econometrics elaboro un Issue especial dedicado al estudio de

las Tarifas Time of Use. Estos estudios utilizaron herramientas econométricas para lograr que la

información “hablara” y fuera posible obtener parámetros estadísticamente significativos que

permitieran obtener conclusiones basadas en evidencia y no solo meras conjeturas. Debido a que

en esa época existía poca información que permitiera obtener conclusiones de gran peso, durante

el año 1984 se organizó una segunda versión de este Issue, con artículos más completos,

considerando un mayor número de programas y cantidad de datos. En estos artículos se

analizaron los programas más famosos para la época entre los cuales estaban los más

importantes: El programa de Time of Use del estado de Wisconsin (Caves, Christensen, Hendricks y

Shoeche; parks y Weitzel) y el programa de Los Ángeles, California (Lillard y Aigner), los cuales

mostraron ser los programas mejor elaborados de los existentes en la época (Aigner, 1984).

En estos programas se realizaron experimentos con clientes residenciales, aunque también se

abarcaron, en menor medida, clientes industriales y comerciales. Esta orientación hacia los

clientes residenciales se debe a que estos son muy importantes debido a su cantidad (muchos

millones). A medida que aumenta la capacidad instalada de los clientes, la cantidad de estos es

menor y un análisis sistemático se vuelve más dificultoso de implementar; esto debido a que un

menor número agrega una mayor diversidad en los hábitos de consumo de los clientes. Diferentes

rubros industriales tienden a mostrar diferentes formas de consumo (Aigner, 1984).

Una de las discusiones más importantes relacionadas a la tarifa Time of Use en esta época era

sobre si estas tarifas debían implementarse de forma opcional o forma obligatoria. Desde parte de

los organismos reguladores existía una tendencia a pensar que era necesario establecer tarifas

TOU de forma obligatoria a los clientes, de manera de forzar a la demanda a ajustarse a un nuevo

perfil. Sin embargo, en contraposición a esto, algunos de los estudios y programas sugirieron que

las tarifas TOU no generaban una mejora en el bienestar (Welfare Enhancing). Así, el mismo

estado comenzó a financiar experimentos y programas pilotos, obligando en algunos casos a

participara los clientes de los con miras a elaborar programas de tarifas Time of Use bien

implementados (incluyendo premios para compensar a los clientes por la obligatoriedad). Con

posterioridad, muchos programas de tarifas TOU terminaron imponiéndose de forma opcional,

esto es, obligando a las empresas a ofrecer tarifas TOU pero dejando a libre elección la

participación de ellas por parte de los clientes (Aigner, 1984).

Otro elemento importante en los análisis realizados en esta época es el concepto denominado

“revenue neutrality”, donde la implementación de una tarifa con precios diferidos de la energía

por horaria (precio en punta, precio fuera de punta) debe ser aproximadamente igual en costo a

una tarifa plana (Aigner, 1984).

Dentro del análisis de costo de estos programas, varios estudios incluyen una estimación de los

eventuales beneficios y costos que podrían significar a la sociedad. Un ejemplo de esto es la


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estimación que se hizo ya en esa época de los costos de medición asociado a la implementación de

estas tarifas con valores entre los US$400 y US$150, con un programa estimando un costo

mensual igual a US$1,42. Sin embargo, estos costos son alcanzables sólo si existe un nivel

relativamente alto, alrededor de 2.000 a 2.500 kWh. Pese a esto, clientes con algunas

particularidades pueden beneficiare con consumes menores. Un ejemplo de esto son clientes que

deban activar motores de piscina, los cuales se pueden adaptar mucho mejor a una tarifa TOU,

siendo necesario un consumo de 800 kWh mensual para justificar su implementación. Clientes con

un sistema de calefacción eléctrica, los cuales son altamente programables, pueden acceder a

tarifas TOU de manera costo efectiva con un consumo de 600 kWh. Otros estudios se dedicaron a

estudiar clientes residenciales de gran envergadura, con consumos sobre los 13.000 kWh, incluso

hasta 15.000 kWh los cuales representaban entre un 9% y un 25% de los clientes residenciales. Así,

la respuesta que muestren los clientes a las tarifas TOU dependerá de la infraestructura que estos

tengas, sobre todo, la infraestructura poco convencional como los sistemas de aire acondicionado,

calefacción y piscina, además de infraestructura básica como el refrigerador la maquina lavadora.

Además, otras condiciones externas como el tipo de Clima, temperatura y viento también son

relevantes (Aigner, 1984).

En estos programas también se estudio la capacidad de transferir o extrapolar conclusiones de un

lugar a otro (transferability). Los estudios concluyeron que si se realizan los ajustes necesarios

controlando por una serie de efectos propios de un lugar especifico (Ej: Clima frio de Wisconsin),

es posible extrapolar la experiencia de un lugar a otro (Aigner, 1984). Desde este punto de vista,

los estudios realizados a nivel internacional permitirán realizar algunas conclusiones iniciales,

aventurándose a establecer una base de discusión para el caso chileno.

Estos programas fueron financiados por el estado, a través del Departament of Energy (DOE), de

manera de que los resultados sirvieran para alimentar sus decisiones y recomendaciones. Esto

refuerza la necesidad de conocer a cada una de las industrias y su consumo por parte del

regulador y hacer pública esta información en base a datos, de manera que las universidades y

estudiantes puedan sugerir políticas y evaluar sus efectos (Aigner, 1984).

Dentro de los análisis realizados incluso se encontraron análisis por tipo de industria. Las

conclusiones de estos estudios ya mostraron que en esta época industrias como la de la celulosa y

el papel, la piedra y el vidrio, la maquinaria, los servicios y negocios (Hirshberg y Aigner) tenían

una buena elasticidad – precio (positiva) en su consumo de electricidad. Los estudios realizados

por Park y Acton donde estudiaron la industria de la Madera, de la Comida, del plástico, metales

primarios, maquinarias, transporte y grandes establecimientos comerciales mostraron también

que responden de mucha mejor forma a las tarifas TOU. En este sentido, los estudios concluyen

que al ser la implementación de tarifas TOU favorable, es posible pensar que la proliferación de

estas tarifas de manera obligatoria en este tipo de clientes, podría ser justificada. Se requiere sin

embargo, un mayor análisis para poder concluir de manera satisfactoria esta hipótesis. Los


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estudios realizados de forma más reciente, no hacen más que precisar algunas de las hipótesis

propuestas hace ya dos décadas por estos estudios iniciales (Aigner, 1984).

En Europa, la distribuidora de electricidad francesa “Electricié de France (EDF) ha realizado

diversos programas y estudiado ampliamente el efecto de la implementación de tarifas como

cambio horario y tarifas tipo Peak Load Princing. Desde el año 1965, esta distribuidora implementó

tarifas tipo peak load pricing con dos bloques fijos, incluido clientes residenciales los cuales se

vieron obligados a cambiar consumo desde el horario de punta hacia el horario fuera de punta. El

factor de carga alcanzo un valor muy alto, llegando a un 90% en los días de invierno de fin de

semana. Sin embargo, debido al desarrollo de sistemas de calefacción eléctrica, la demanda punta

se ha concentrado en invierno, estando esto mucho más relacionado a la temperatura ambiente,

siendo difícil su predicción. De esta forma la demanda alcanzó un comportamiento muy plano

durante la mayoría de los días, con algunos días invernales aleatorios con demandas puntas muy

elevadas. Pese a que la mayoría del tiempo la demanda se comportaba con un buen factor de

carga, los días difíciles de predecir de alta demanda impusieron altos costos en el sistema (Aubin,

Fougère, Husson, & Ivaldi, 1995).

De manera de poder lidiar con estos altos costo, EDF desarrollo tarifas real – time de manera de

reflejar la variación de costo y demanda en las políticas de tarificación. Esta tarifa constituía una

tarifa flexible basada en el estado de los equipos de generación y la utilización de la red. Estas

tarifas tenían la ventaja por sobre la ya estandarizada tarifa peak load pricing residencial reflejar

los costos marginales real y actual en vez de considerar un valor esperado del costo marginal. Sin

embargo, hablar de tarifa en tiempo real, no significa hablar de una tarifa que varíe en todo

momento. Surge la interrogante del conjunto de periodos flexibles óptimos a implementar de

manera que los costos generados por la implementación de la tarifa no sean mayores a los

beneficios. Resulta poco práctico pensar en cambiar los precios de manera continua e instantánea,

debido a que esto requeriría un sistema de información muy costos y elaborado de manera de

notificar efectivamente al cliente. Sin embargo, debido a que los costos de los dispositivos

electrónicos de monitoreo han decrecido de forma importante, el costo de transacción de

implementar una tarifa real time son ahora razonables, cuando el numero de señales de precio a

ser transmitida es limitado (Aubin, et al., 1995).

De esta forma, es posible diseñar tarifas que solo presenten una flexibilidad de precio importante,

durante los periodos de punta critica en el año, regresándola un esquema más convencional y fijo

en periodos de menor estrés. En el diseño de esta tarifa es importante que la transmisión de

señales sofisticadas de precio deba estar justificada. El factor crucial es la capacidad del

consumidor a usar estas señales, esto es, su capacidad de reducir su consumo en punta y movilizar

consumo desde horarios de punta a otros periodos. Por esta razón, las tarifas en tiempo real no

pueden ser mandatorias y son ofrecidas a los clientes como una alternativa opcional. Así, es de

vital importancia para el diseño óptimo de tarifas, evaluar la respuesta de los clientes a las señales


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de precio en tiempo real y medir las pérdidas o ganancias de beneficio (Welfare) debido a la

implementación de estas opciones (Aubin, et al., 1995).

Un estudio al respecto de la implementación de tarifas real time residenciales en EDF, elaborado

por Aubin, Fougère, Husson y Ivaldi concluyo que implementar tarifas de este tipo representan un

aumento en el beneficio de la mayoría de los clientes participantes. Esta conclusión, aunque

significativa en su alcance, carece de evidencia fuerte que permita afirmarla ya que los

experimentos realizados eran de pequeño tamaño, con clientes homogenos, no permitiendo

generalizar las conclusiones a todo el universo de clientes (Aubin, et al., 1995).

Actualmente, la experiencia en estudios y programas para tarificación flexible en el mundo

desarrollado es extensa. Desde los programas desarrollados en la década de los 1980 como el de

Caves y Chistensen (1984) donde se encontró que la elasticidad de substitución era idéntica entre

varios experimentos, existe los medios para decir que en muchos casos las tarifas flexibles, en

especial, la tarifa Time of Use y la tarifa Critical Peak Pricing (CPP) significan beneficios para un

importante número de clientes (aunque no para todos). Los resultados encontrados por Aubin

para EDF muestran que pese a tener una estructura de tarifa conectada a la operación en tiempo

real del sistema y compleja en estructura, con tres tipos de días en el año y cada día dividido en

dos periodos, la mayoría de los clientes respondían positivamente, existiendo un beneficio para

ellos. Otros estudios como el de Braithwait (2000) encontró que los clientes enfrentados a tarifas

TOU desplazaban consumo tanto de periodos punta como periodos “hombro” a periodos de fuera

de punta. En este sentido, uno de los programas más importantes de la última década

desarrollado en Estados Unidos, esto es, el Statewide Pricing Pilot (SPP) de California,

implementado entre el 2003 y el 2005 encontró que los clientes respondieron tanto a tarifas TOU

como a tarifas CPP, aunque de una manera más importante frente a la segunda tarifa. El análisis

de este y otros 14 pilotos desarrollados en estados unidos puede verse en la revisión realizada por

Faruqui y Sergici (2010)3(Faruqui & Sergici, 2010, 2011)

3.2 EXPERIENCIA ESTADOS UNIDOS EN TARIFICACIÓN FLEXIBLE DE ELECTRICIDAD

En Estados Unidos, la experiencia en tarificación flexible y flexibilidad tarifaria es variada. De los

casos revisados, la figura del comercializador está presente sólo en uno de ellos (Texas), mientras

que en el resto de los casos es la distribuidora de electricidad (utility) quien se encarga de

comercializar la electricidad a los usuarios finales regulados. Sin embargo, en todos los casos

revisados existe flexibilidad tarifaria y las opciones tarifarias disponibles a los clientes son muy

variadas. Las empresas, ofrecen una variedad de tarifas, generalmente ajustadas a perfiles de

consumo específicos. De ésta forma, existen tarifas especiales para clientes residenciales, clientes

3 http://www.springerlink.com/content/662x7802wp3u8367/fulltext.pdf

http://www.springerlink.com/content/662x7802wp3u8367/fulltext.pdf


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comerciales, industriales y agrícolas. Desde el punto de vista de las tarifas flexibles, la opción más

popular observada es la tarifa tipo Time Of Use (TOU), presente en todos los casos revisados. Esta

tarifa tiene décadas de aplicación y se ha usado desde mucho antes que la llegada de la medición

inteligente.

En todos los casos revisados, los suministradores de electricidad minoristas (comercializadoras o

distribuidoras) tienen la libertad de definir sus propias opciones tarifarias. Si bien, no existe un

modelo estandarizado para el diseño de opciones tarifarias definido de forma directa en la

regulación, existen directrices y requerimientos que los suministradores de electricidad deben

seguir, proveyendo al ente regulador de información y documentación respecto a las opciones

tarifarias que desean implementar. De ésta forma, el regulador puede revisar los antecedentes

necesarios y determinar si la opción tarifaria propuesta puede o no ser ofrecida a los clientes.

En Estados Unidos, también se identificó la existencia de algunos programas pilotos de tarificación

flexible en conjunto a tecnologías de medición inteligente. Se destacan algunos programas pilotos

implementados tales como: Power Cents DC, implementado en Washington; AmerenUE en

Missouri; Programa piloto de evaluación de impacto en las tarifas en California y el programa de

tarificación inteligente implementado por BGE, Baltimore. Las tarifas propuestas en estos

programas, son similares en concepto a las tradicionales tarifas Time Of Use disponibles en los

casos revisados. Sin embargo, éstas son de mayor complejidad y comprometen el uso de

tecnologías habilitadoras como los medidores inteligentes (permitiendo cambiar precios y horarios

más frecuentemente). Las tarifas consideradas en estos pilotos, van desde la ya conocida Time Of

Use (ToU) hasta tarifas más complejas como el Critical Peak Pricing, Super Peak ToU y Real Time

Pricing.

3.2.1 TARIFAS ELÉCTRICAS EN CALIFORNIA

En California, casi la totalidad del suministro eléctrico minorista (clientes regulados) está a cargo

de cinco grandes distribuidoras eléctricas: Pacific Gas & Electric (PG&E); San Diego Gas & Electric

(SDGE), Pacific Corp (Pacific Power & Light), Sierra Pacific Power Company (SPPC) y Southern

California Edison (SCE). Estas empresas poseen un sistema tarifario flexible que permite a sus

clientes optar por opciones tarifarias distintas que se acomodan de mejor forma a sus

necesidades. Las empresas generadoras venden su electricidad a las distribuidoras, las que luego

ofrecen diferentes alternativas tarifarias a sus clientes. Estas tarifas deben tener un precio

razonable y cubrir los costos de suministro (generación, transporte e inversión). La California

Public Utilities Commission (CPUC) es la Comisión que regula el sistema de tarifas, responsable de

que todos los agentes que forman parte del mercado eléctrico californiano cumplan con las

normas y leyes establecidas por el “Public Utility Code”.

http://www.google.cl/search?hl=es&biw=1600&bih=799&sa=X&ei=CjzOTrDHA8nh0QGs6NAX&ved=0CBwQBSgA&q=washington&spell=1


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3.2.1.1 CLASIFICACIÓN DE CLIENTES REGULADOS EN CALIFORNIA

En el mercado de la distribución y venta de electricidad minorista en California la clasificación de

clientes se realiza por empresa. Cada una de las empresas de distribución tiene su propia

clasificación de clientes con sus respectivas tarifas. PG&E no presenta sus opciones tarifarias

clasificadas explícitamente por tipo de cliente, pero al observar el pliego tarifario es posible

identificar que las tarifas están dirigidas a distintos segmentos de clientes, entre ellos se

encuentran: clientes residenciales (grandes clientes residenciales, clientes residenciales de familia

múltiple, clientes residenciales de escasos recursos), clientes agrícolas, clientes industriales,

clientes comerciales y clientes de iluminación. Además existen otros tipos de clientes que optan a

tarifas especiales como los medidores con generación residencial, net – metering, servicios de

emergencia, etc. SDG&E presenta una clasificación de sus tarifas explícita por tipo de cliente,

existiendo tarifas dirigidas a clientes residenciales, clientes comerciales/industriales, clientes de

iluminación y clientes “misceláneos”. El resto de las distribuidoras presentan estructuras de

clientes muy similares con estas dos distribuidoras (CPUC, 2012; PG&E, 2012; SDG&E, 2012)

En PG&E los consumidores residenciales están sujetos a límites llamados “Baseline Quantity”, que

corresponden a cuotas de consumo eléctrico con una determinada tarifa. La energía consumida

que supere la “Baseline Quantity” es facturada a un precio mayor. Las cuotas o “Baseline

Quantity”, son propuestos por la distribuidora y aprobados por la CPUC4, se actualizan cada tres

años. Estas cuotas, se basan en las características climáticas de la zona de consumo, la época del

año (verano o invierno) y si la calefacción de la instalación es puramente eléctrico o utiliza

electricidad y gas. Las “Baseline Quantities” también puede observarse en Pacific Power, SDG&E y

California Pacific Electric Company.

Las distribuidoras ofrecen distintas tarifas de acuerdo a los perfiles de consumo de cada tipo de

clientes. Para discriminar a los clientes impone requisitos mínimos que debe cumplir el cliente

para acceder a las tarifas, lo cual es regulado por la CPUC.

3.2.1.2 TARIFAS ELÉCTRICAS Y SU ESTRUCTURA EN CALIFORNIA

En California las distribuidoras son reguladas en sus tarifas de venta, realizando además un

chequeo de ingreso total, que tiene por objetivo asegurar que las distribuidoras reciben los

ingresos necesarios para proveer el servicio, recuperando todos los costos y obteniendo una

adecuada tasa de rentabilidad del capital. Todos los excedentes o déficits de ventas, que pudieran

aumentar o reducir este ingreso, son devueltos o cargados a los clientes, procurando que la

distribuidora no se beneficie de mayores ventas, ni sufra por las caídas en las mismas.

4 California Public Utility Comission


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Casi la totalidad de los requerimientos de ingreso de las distribuidoras (Revenue requirements)

son solicitados al regulador (CPUC) en los procesos denominados “General Rate Cases (GRCs)” y

“Energy Resource Recovery Account (ERRA)”. En la declaración del proceso general GRCs, la

distribuidora busca recuperar los costos de mantener y rentar sobre la infraestructura (nueva y

existente) de generación y distribución. Por otra parte, los costos presentados en el proceso ERRA

son principalmente costos de combustible y compra de capacidad, donde la distribuidora sólo

recupera los costos incurridos y no obtiene retorno sobre ellos. Otros programas especiales, como

programas de eficiencia energética, “Renewable Portfolio Standard (RPS)”, iniciativas solares,

generación distribuida y “Demand response; tienen sus propios procesos de requerimiento de

ingresos5.

Las distribuidoras eléctricas pueden cambiar sus tarifas varias veces al año, cada vez que la

empresa considere necesario para reflejar los cambios del mercado. Para esto, la distribuidora

realiza una propuesta a la CPUC, la cual es revisada en audiencia pública, frente a grupos de

interés como clientes residenciales, negocios, ambientales, agrícolas, entre otros.

3.2.1.2.1 DESCRIPCIÓN DE LAS TARIFAS FLEXIBLES

Las empresas distribuidoras diseñan sus propias tarifas, dando la posibilidad al consumidor de

optar por el plan que más le acomode. El diseño e implementación de éstas tarifas, es propuesto y

ejecutado por las empresas distribuidoras y supervisado por la CPUC.

Dentro de la totalidad de las tarifas, hay elementos en común que permiten clasificarlas. Las más

conocidas son:

Tarifas por bloques: Poseen un valor para los kWh que depende de la cantidad de energía

consumida, el cual es constante para ciertos niveles de energía de acuerdo a una línea

base de consumo o “Baseline Quantity” (un valor entre 0 y 100%, otro valor entre 101% y

130%, etc.). Estos valores no dependen de la hora y fecha en que se consume. Esta tarifa

además incluye un pago mínimo mensual independiente del nivel de consumo del cliente.

Este pago se encuentra expresado en US$ por medidor/cliente por día.6

Tarifas Time-Of-Use (TOU): Dividen al día en dos o tres bloques, horarios peak y off-peak o

en peak, partial-peak y off-peak. Los horarios peak tienen un valor más elevado y los Off-

Peak un valor menor para incentivar la disminución consumo en horas punta. Por ejemplo,

5http://www.cpuc.ca.gov/NR/rdonlyres/A1561B40-16DE-4601-97AE-

4E70F37E090D/0/SB695CPUCreport.pdf

6 Para PG&E en la tarifa básica residencial (Residential Service E1) este cobro corresponde a US$0,14784

diarios http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-1.pdf

http://www.cpuc.ca.gov/NR/rdonlyres/A1561B40-16DE-4601-97AE-4E70F37E090D/0/SB695CPUCreport.pdf


http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-1.pdf


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para PG&E, para clientes industriales y agrícolas, la tarifa de tres bloques para el verano,

tiene un periodo peak entre las 12:00 P.M. y las 6:00 P.M., un periodo de partial- peak

desde las 8:30 A.M. a las 12:00 P.M. y desde las 6:00 P.M a las 9:30 P.M., y un periodo off-

peak entre las 9:30 P.M. y las 8:30 A.M. Durante el invierno el periodo de punta se elimina,

existiendo un periodo de partial – peak entre 8:30 A.M. y 9:30 A.M. y el periodo off – peak

entre las 9:30 P.M. y las 8:30 A.M. Para el caso de la tarifa de dos bloques, durante el

verano, el periodo peak se encuentra entre las 12:00 P.M. y las 6 P.M., siendo el resto

correspondiente al periodo de off – peak. Durante el invierno estos periodos se modifican

estando el partial – peak entre las 8:30 A.M. y las 9:30 P.M. Para el caso de clientes

residenciales se define un periodo de punta entre las 12:00 P.M. y las 6:00 P.M. y un

periodo fuera de punta el resto del día para todos los días del año.

Tarifas de Temporada: Estas tarifas corresponden a tarifas por bloque, con la diferencia

que existen valores diferentes para la energía durante invierno y durante verano. Un

ejemplo de esta tarifa es la ofrecida por PG&E para sus clientes residenciales (Tarifa E-8

Residential seasonal service option7)

Generación Distribuida (GD): Plan tarifario para clientes que generan su propia energía y

se conectan a la red,. Para PG&E existen varias opciones de estas tarifas apuntando a tres

alternativas de operación para generadores distribuidos.

o GD suministrando gran parte de la demanda y PG&E supliendo la demanda

residual

o GD operando como peak – shaving (recorte de punta) o demand management

(gestión de demanda)

o GD operando como Net – metering (medición neta). En este último caso considera

la energía entregada y la energía recibida. Por lo general, el valor de la energía

entregada (o excedente) es menor debido a que la tarifa de consumo de energía

muchas veces remunera también a la infraestructura de las empresas eléctricas.

Esta tarifa tiene algunas restricciones, como que la suma total de la capacidad es

instalada de todos los clientes inscritos en éste tipo de tarifa, no debe superar el

5% de la demanda peak agregada del sistema 8

Tarifas Tipo Peak Load Pricing: Estas tarifas tiene un cobro separado de energía y potencia

(o demanda), con valores diferentes para la energía y la potencia durante el invierno y el

verano. Un ejemplo de esta tarifa para el caso de PG&E es la tarifa A-10 2 Medium General

Demand – Metered Service. Estas tarifas se aplican típicamente a clientes de mayor y

tamaño como los clientes industriales y agrícolas, con una demanda máxima de hasta 500

7 http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-8.pdf

8http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneratio

n/index.shtml y Distributed generation Handbook: http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneration/interconnectionhandbook/index.shtml


http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneration/index.shtml

http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneration/index.shtml

http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneration/interconnectionhandbook/index.shtml

http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneration/interconnectionhandbook/index.shtml


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kW. Esta incluye un cargo por cliente (costumer charge) mayor que la tarifa general (A1 o

Small general service) , con un cargo por energía menor que la tarifa A1 (el cual también

varia por temporada). Además tiene un cargo adicional por demanda (medido en

kW)(PG&E, 2011d).

Las tarifas en California típicamente se agrupan en tarifas para clientes residenciales,

comerciales/industriales, clientes de iluminación y clientes misceláneos. Por ejemplo, en el caso de

San Diego Gas & Electric, las tarifas para clientes residenciales incluyen tarifas de servicio

domestico (DR) las cuales corresponden a tarifas de bloques con temporada (invierno y verano),

tarifas Time – of – Use para clientes con y sin sistemas solares (DR –TOU) y DR – SES), tarifas

especiales para hogares multi – familia (DM, DS, DT), entre otros. Para clientes comerciales e

industriales existen tarifas planas por consumo de energía (Tarifa A, Tarifa A-TC), tarifas con cobro

de demanda de energía y potencia separada (tarifa AD), tarifas Time – of - Use (A-TOU/pequeños

clientes, AL-TOU/grandes clientes) y tarifas para clientes con generación distribuidora (DG-R). Para

los clientes de iluminación existen tarifas especiales para clientes de iluminación de calles y vías

públicas, y clientes de iluminación de áreas exteriores9.

Para PG&E se entrega, para una revisión más en detalle de sus tarifas, el enlace al pliego tarifario

en este enlace. Además el enlace del detalle de las tarifas en formato Excel se entrega en este link.

3.2.1.3 ESTRUCTURA DE COSTOS EN LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN CALIFORNIA

Todas las tarifas eléctricas en California poseen la misma estructura de costos o cargos. Si bien, el

valor de los cargos de potencia y energía varía de acuerdo a la tarifa contratada, el resto de cargos

mantiene la misma estructura en todas las tarifas. Esto se presenta en el ejemplo de la Tabla 1

para la tarifa residencial E-1 de la empresa distribuidora PG&E, desglosada en sus componentes

(PG&E, 2011c).

Como se explicó para el caso general de clientes residenciales de California, los clientes

residenciales de PG&E tienen cuotas de energía o “Baseline Quantities”, los cuales son niveles de

energía con un cierto precio. A medida que el consumo supera distintos niveles de energía, se

factura a un precio unitario mayor. De ésta forma, se pretende incentivar el ahorro energético. Las

“Baseline Quantities” dependen de la zona geográfica, la estación del año y el tipo de consumo de

la instalación, básicamente si la calefacción del hogar es eléctrica o a gas. La “Baseline” asignada

corresponde al nivel mínimo de energía eléctrica necesaria para que un consumidor promedio

cubra sus necesidades y es aprobada por la CPUC.

9 http://sdge.com/rates-regulations/current-and-effective-tariffs/current-and-effective-tariffs

http://www.pge.com/tariffs/

http://www.pge.com/nots/rates/tariffs/rateinfo.shtml

http://sdge.com/rates-regulations/current-and-effective-tariffs/current-and-effective-tariffs


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Los cargos facturados en las cuentas de California, corresponden a cargos por generación,

distribución, transmisión, financiamiento de programas de propósito público, desmantelamiento

de instalaciones nucleares, financiamiento inversiones pasadas, financiamiento de costo histórico

de electricidad (Bono DWR), financiamiento del sobreprecio de la electricidad por la transición a

los mercados (Ongoing CTC), monto de recuperación de costo de energía, etc. A continuación, se

presenta una breve descripción de las componentes recién mencionadas (PG&E, 2011b):

Generación: Es el costo de generar la electricidad.

Distribución: Es el costo que incurre la distribuidora en transmitir la energía desde el

sistema de transmisión hasta el usuario final.

Transmisión: Es el costo de traer electricidad desde los puntos de generación hasta los

sistemas de distribución, a través de las líneas, torres y subestaciones de poder.

Programas de propósito público: Fondos considerados por la ley para beneficiar a la

sociedad, como asistencia al contribuyente de bajos ingresos y eficiencia energética10.

Desmantelamiento de instalaciones nucleares: Es un cargo para restaurar los lugares

cercanos a plantas nucleares a su condición original, en la medida de lo posible.

Financiamiento inversiones pasadas/Trust Transfer Amount (TTA): Es un cargo para

pagar los bonos autorizados por el Estado, destinados a la refinanciación de una porción

de las inversiones pasadas comprometidas por las distribuidoras, autorizadas por la CPUC

y por lo tanto incluidas en la tarifa.

Bono DWR: Este cargo, se recupera el costo de los bonos emitidos para financiar una

parte del costo histórico de la electricidad comprada por el Departamento de Recursos

Hidráulicos de California (DWR) para suministrar a clientes de electricidad.

Ongoing CTC: El cargo por el costo de la electricidad que se encuentra por sobre el precio

de mercado, según lo determinado por la CPUC. Es un cargo de transición para financiar

los contratos que dejaron de ser económicos con la introducción de los mercados y costos

de transición asociados a los costos de empleados (PG&E11).

Monto de recuperación del costo de energía: El propósito de éste cargo, es pagar el

principal, intereses y otros costos asociados a Bonos de Recuperación de Energía que

10

Como se explicó previamente, las distribuidoras en California deben declarar sus “revenue requirements” de forma separada. Entre estas declaraciones están la realización de programas de propósito público como los programas de eficiencia energética, que de ser aprobados, son incluidos como cargos a los clientes en sus tarifas. La empresa utiliza estos fondos para financiar estos programas, para luego deber demostrar el grado de eficacia y costo – efectividad de estas medidas, de manera de obtener una recompensa de la implementación de estos programas (incentivos basados en desempeño y mecanismos de riesgo – recompensa). 11

Explicación de cuenta de PG&E. Link: http://www.pge.com/myhome/myaccount/explanationofbill/departedload/

http://www.pge.com/myhome/myaccount/explanationofbill/departedload/


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fueron emitidos por una Entidad de Propósito Especial que fue creada para salvar la banca

rota de las distribuidoras de electricidad12.

Tabla 1 – Detalle de los cobros variables de una tarifa residenial de PG&E. Fuente: PG&E.13

Tarifa de energía por componente (US$ por kWh)

Generación:

Uso Baseline $0,03478

101% - 130% of Baseline $0,04291

131% - 200% of Baseline $0,11761

201% - 300% of Baseline $0,13705

sobre 300% of Baseline $0,13705

Distribución: 14 (US$ por kWh)

Uso Baseline $0,03677

101% - 130% of Baseline $0,04538

131% - 200% of Baseline $0,12437

201% - 300% of Baseline $0,14493

sobre 300% of Baseline $0,14493

(US$ por kWh)

Transmisión $0,01444

Ajuste tarifa de Transmisión $0,00136

Servicios de confiabilidad $0,00044

Programas de propósito público $0,01530

Desmantelamiento de instalaciones nucleares $0,00066

Cargos de transición de competencia (Ongoing CTC)

$0,00881

Cantidad de recuperación del costo de la energía $0,00472

Bono DWR $0,00505

12

Esta componente está incluida para permitir absorber pérdidas financieras importantes que puedan llevar a la bancarrota a empresas distribuidoras. Por ejemplo, en abril del 2001, PG&E realizó una petición para acogerse a la protección bajo el Capítulo 11 del Código de bancarrota de los estados Unidos (United States Bankruptcy Code). El plan de reorganización de PGE se volvió efectivo en abril del 2004 bajo la comisión D.03-12035. Para restablecer la “salud financiera” de PG&E se autorizó a la empresa a recolectar US$2.21 billones de sus clientes en un periodo de 9 años. Ver el siguiente enlace para más información http://docs.cpuc.ca.gov/published/Final_decision/41515-01.htm 13

http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-1.pdf 14

A diferencia de la componente de transmisión, la componente de distribución representa una componente más importante en la estructura de la tarifa (de acuerdo a su valor). La estructura tarifaria en California dispone diferenciar para los clientes residenciales este valor de acuerdo a los baseline quantities.

http://docs.cpuc.ca.gov/published/Final_decision/41515-01.htm



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3.2.1.3.1 PROGRAMAS DE PROPÓSITO PÚBLICO EN EFICIENCIA ENERGÉTICA

Respecto de los programas de eficiencia energética mencionados dentro del ítem de programas de

propósito público cabe mencionar que en California existe una política de desacople de ingresos

en la distribución eléctrica desde 1982 (Revenue Decoupling). Es decir, se procura que la

distribuidora retenga sus ingresos, incluso si los programas de eficiencia reducen las ventas de

electricidad. Esta política fue diseñada para remover los desincentivos de las distribuidoras para

promover la eficiencia energética entre sus clientes. Bajo el desacople de ingresos, las

distribuidoras deben declarar sus requerimientos de ingresos y estimar las ventas al regulador

(CPUC).

La CPUC ajusta las tarifas (rates) en forma periódica para asegurar que estas no recolectan ni más

ni menos de lo necesario para pagar los costos de mantener y operar las instalaciones, y proveer

una tasa de retorno justa a las inversiones realizadas. Cualquier exceso en los ingresos es devuelto

a los consumidores, mientras que los déficits luego son cobrados a los estos. Posteriormente, en

conjunto a las medidas de desacople se implementaron incentivos al desempeño donde las tasas

de retorno sobre las inversiones en programas de eficiencia energética se condicionaron al

cumplimiento de metas (programas exitosos consiguen una mayor rentabilidad sobre los activos

involucrados, mientras que los programas fracasados deben pagar multa). Esto es conocido en

California como el programa “Decoupling Plus”15.

3.2.1.4 REGULACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN CALIFORNIA

En el Estado de California, es el regulador del sistema eléctrico quien debe velar por los

procedimientos de cambios de tarifa, aprobar la creación de nuevas tarifas, la no discriminación de

clientes y debe actuar en la resolución de conflictos entre consumidores y distribuidora.

Se establece que las empresas distribuidoras sólo pueden obtener utilidades a través de las tarifas

flexibles a partir de tasas de retorno o ganancia en los activos, como bienes y equipos. La

distribuidora, cobra en la tarifa el valor correspondiente al reembolso de sus costos de energía

comprada y costo de combustible, no obteniendo margen de ganancia o beneficio a partir de estos

elementos. Para asegurar esto, las distribuidoras deben declarar en dos procesos distintos sus

costos de operación y mantención de sus instalaciones. Por una parte se encuentra el proceso

“General Rate Cases (GRCs)”, el cual corresponde a los costos de mantención e instalación de

infraestructura existente y nueva infraestructura, sobre el cual la empresa podrá obtener un

retorno a sus inversiones. Por otra parte, en el proceso “Energy Resource Recovery Account

(ERRA)”, la empresa declara sus costos de suministro, principalmente costos de combustible y

15

http://www.cpuc.ca.gov/NR/rdonlyres/A1561B40-16DE-4601-97AE-4E70F37E090D/0/SB695CPUCreport.pdf ; http://www.fypower.org/pdf/Decoupling.pdf



http://www.fypower.org/pdf/Decoupling.pdf


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costos por compra de capacidad, sobre los cuales no recibe renta alguna (sólo recupera sus

costos). Además, los ingresos de las distribuidoras no son dependientes de las ventas. Las tarifas

de PG&E las regula la CPUC, quien autoriza un cierto retorno sobre las inversiones a la

distribuidora sin asociarlo (desacoplando) de los montos de electricidad y gas que vende a sus

clientes. Los incentivos que se han implementado en California son del tipo “Revenue Decoupling” y

“Performance incentives”, explicados en la sección 4.4.2.2

Para crear una nueva tarifa, la distribuidora debe notificar a la CPUC explicando su estructura. La

CPUC expone la información de la nueva tarifa, a través, de su plataforma eTariff para el

conocimiento público.

Respecto a las tarifas existentes, para realizar cambios en cualquier tipo de tarifa, las

distribuidoras deben hacer públicas las nuevas características de la tarifa, 30 días antes de la

aplicación de los cambios, además, de ser aprobadas y archivadas por la CPUC. Todas las tarifas

ofrecidas por la distribuidora se deben presentar públicamente.

3.2.2 TARIFAS ELÉCTRICAS EN WISCONSIN

El Estado de Wisconsin presenta varios proveedores de electricidad, los cuales corresponden sólo

a empresas de distribución de electricidad, sin la figura del comercializador. A estas distribuidoras

privadas (“Investor owned utilities”) se deben agregar las distribuidoras municipales y

cooperativas, donde las municipalidades o los clientes son los dueños de su propia distribución

eléctrica. Las tarifas de cada empresa y cooperativa son listadas por el “Public Service Comission”

de Wisconsin (WPSC16), quien regula además la fijación de las tarifas eléctricas de las

distribuidoras privadas. La PSC fija las tarifas considerando los costos de operación y

mantenimiento necesarios para entregar el servicio eléctrico, además de una tasa de retorno

adecuada para el capital inmovilizado en las inversiones de dichas empresas. Cuando las grandes

distribuidoras desean hacer cambios en sus tarifas, estas deben solicitar una revisión de estas

tarifas a la PSC. Basándose en estudios de costos, auditorias y recibiendo también testimonios de

los consumidores en audiencias públicas, la PSC establece los valores de la tarifas.

La tasa de retorno final de los inversionistas no corresponde a una ganancia asegurada para las

distribuidoras, pero depende del nivel de eficiencia que estas tengan en su negocio. Por una parte,

la componente en la tarifa asociada a este retorno tiene una cota máxima fijada por la PSC.

Además, dependiendo de condiciones climáticas y económicas, las ventas de electricidad

aumentaran o disminuirán, causando que las ganancias de las distribuidoras se vean afectadas. La

revisión de tarifas por la PSC se realiza en forma individual para cada una de las distribuidoras del

Estado.

16

WPSC Link: http://psc.wi.gov/apps40/tariffs/default.aspx?tab=1

http://psc.wi.gov/apps40/tariffs/default.aspx?tab=1


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Las cooperativas rurales y distribuidoras municipales difieren de las grandes empresas

distribuidoras privadas, ya que típicamente sólo se dedican a la distribución de electricidad y no a

la generación, además sirven a sus propios dueños o accionistas. Las tarifas de estas distribuidoras

son fijadas por su propia junta de directores y no por la PSC17.

En Wisconsin se observan diversos esquemas de tarificación, debido a que cada distribuidora

posee la libertad de definir sus propias clasificaciones de clientes y opciones tarifarias. Sin

embargo, es posible identificar lineamientos generales, estableciendo una división entre clientes

residenciales pequeños, clientes comerciales e industriales pequeños y clientes residenciales,

comerciales e industriales grandes. Para un ejemplo de esta variedad se sugiere visitar a las

empresas Alliant Energy, Madison Gas & Electric (MG&E18), Superior Water, Light & Power

Company, We Energies, Wisconsin Public Service Corporation (WPS) y Xcel Energy, las mayores

empresas de distribución eléctrica del Estado.

Por ejemplo, la empresa WPS19 presenta opciones tarifarias separadas para clientes residenciales,

comerciales e industriales pequeños, granjeros, comerciales e industriales, comerciales e

industriales grandes, gubernamentales, clientes con generación local, net metering/billing, etc.

Esta empresa ofrece tarifas planas, tarifas de conservación y de control de aire acondicionado para

todos los clientes residenciales. Además presenta tarifas pilotos de ToU y Plana con premios o CPP

(con premios por desconectarse en periodos críticos avisado con una hora de antelación). Además

existen tarifas ToU opcionales de 2 y 3 bloques.

Para la misma empresa (WPS), los clientes comerciales e industriales pequeños tienen acceso a

una tarifa donde la distribuidora controla los aires acondicionados y calentadores eléctricos de

agua, tarifas ToU de tres bloques opcionales para todos los clientes comerciales e industriales

(CG3OTOU, CG4OTOU). Tarifas TOU de dos bloques para clientes con más de 100 kW o consumo

mayor a 25MWh/año (CG2020)(WSP, 2012b). Además diferentes pilotos de RTP, ToU, CPP para

todo tipo de clientes. Clientes comerciales e industriales mayores a 500 kW de carga interrumpible

tienen acceso a la tarifa online power - exchange (OPE), donde se postean precios de oferta para

recortar consumo (WSP, 2012a).

Los clientes comerciales e industriales grandes (mayores a 1 MW) tienen opciones tarifarias de

ToU (tarifa CP), con versiones interrumpibles (CPI), otras con versiones con precio a publicar con

un día de anticipación y 4 posibles precios (tarifa CPND), premio de respuesta (“critical peak

pricing” o “response rewards - pilot”, tarifa CPRR), tarifa real time market pricing (tarifa rtpm). En

17 http://psc.wi.gov/consumerinfo/faq's/energy/utilityRatesDetermined.htm

18 MG&E: http://www.mge.com/Images/PDF/Electric/Rates/ElecRates.pdf#

19 WPS: http://www.wisconsinpublicservice.com/company/wi_tariffs.aspx#

20 http://www.wisconsinpublicservice.com/business/wi_tou_cg20.aspx

http://psc.wi.gov/consumerinfo/faq's/energy/utilityRatesDetermined.htm

http://www.mge.com/Images/PDF/Electric/Rates/ElecRates.pdf

http://www.wisconsinpublicservice.com/company/wi_tariffs.aspx

http://www.wisconsinpublicservice.com/business/wi_tou_cg20.aspx


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esta última se pagan los bajos precios mayoristas del Midewest ISO (LMPS) más un cargo de

10USD$/MWh (WSP, 2012b).

Las opciones tarifarias ofrecidas en esta y otras empresas son variadas, observándose que en

comúnmente disponibilidad de tarifas tipo Time Of Use, donde distintos bloques horarios se

tarifican diferenciadamente, a veces incluyendo diferenciación por temporada (invierno, verano);

tarifas Peak Load Pricing, donde se cobran separadamente el consumo energético y la demanda

máxima; tarifas especiales para clientes en riesgo social; tarifas tipo convenio para actividades

específicas; tarifas para net metering, pilotos de RTP, CPP, ToU para clientes de mayor tamaño,

etc..

3.2.2.1 CLASIFICACIÓN DE CLIENTES REGULADOS EN WISCONSIN

La clasificación de los clientes en el Estado de Wisconsin, se realiza en base a criterios internos de

cada empresa distribuidora eléctrica, operando en una cierta área del Estado. Los clientes son

clasificados según criterios como: su consumo eléctrico, ubicación geográfica (rural o urbano),

potencia instalada y demanda de punta. Por ejemplo, para el caso de MG&E, los clientes son

clasificados en clientes residenciales (clientes muy pequeños21), clientes comerciales e industriales

muy pequeños (bajo 20 kW), clientes industriales y comerciales entre 21 kW y 75 kW (clase A),

clientes industriales y comerciales entre 76 kW y 200 kW (clase B) y clientes industriales y

comerciales mayores por sobre los 200 kW de demanda. Estas clasificaciones, son utilizadas para

ofrecer diferentes opciones tarifarias a los grupos de clientes, según corresponda22. Xcel Energy

presenta una clasificación similar, con clientes residenciales, comerciales, industriales e

iluminación23.

3.2.2.2 TARIFAS ELÉCTRICAS Y SU ESTRUCTURA EN WISCONSIN

Las opciones tarifarias ofrecidas en Wisconsin a los clientes de la red de distribución, dependen de

las distribuidoras de electricidad y sus criterios propios de diseño tarifario. En el caso de MG&E

para los clientes residenciales, existen opciones tarifarias estándares y disponibles en forma

pública. Estas opciones, consideran tarifas por bloque y temporada, tipo Time of Use; tarifas peak

21

En MG&E, los clientes residenciales, corresponden a los clientes que puedan atribuirse a consumos de una o dos familias, condominios, apartamentos u otras unidades residenciales que consten con elementos como alumbrado, cocina, calefacción, electrodomésticos ordinarios y motores que no sobrepasan los 7,5 HP. 22

MG&E: http://www.mge.com/Business/rates/elec_bizrates.htm 23

Excel Energy: http://www.xcelenergy.com/About_Us/Rates_&_Regulations/Rates,_Rights_&_Service_Rules/WI_Regulatory_Rates_and_Tariffs

http://www.mge.com/Business/rates/elec_bizrates.htm

http://www.xcelenergy.com/About_Us/Rates_&_Regulations/Rates,_Rights_&_Service_Rules/WI_Regulatory_Rates_and_Tariffs

http://www.xcelenergy.com/About_Us/Rates_&_Regulations/Rates,_Rights_&_Service_Rules/WI_Regulatory_Rates_and_Tariffs


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load pricing24 para clientes comerciales e industriales, tarifas verdes (renewable energy program);

tarifas tipo convenio para usos específicos como calentadores de agua; tarifas para clientes con

vulnerabilidad social y tarifas para generación local (net metering) (MG&E, 2012). Excel Energy

presenta tarifas por bloque y temporada, tarifas Time of Use, tarifas peak load pricing y tarifas

especiales para clientes residenciales – agrícolas con cargas controlables25 (XcelEnergy, 2012).

Además existen tarifas para clientes en condición de escasos recursos.

Asimismo, las tarifas eléctricas comerciales e industriales ofrecidas en el Estado de Wisconsin

dependen de la empresa distribuidora que las elabora (Proveedor público, privado o cooperativa).

A continuación, se presenta una descripción de las familias de opciones tarifarias que se

identificaron al revisar la documentación, regulaciones y páginas web de distribuidoras de

Wisconsin. MG&E ofrece tarifas tipo bloque y temporada para clientes comerciales e industriales

enfocadas en iluminación y potencia (clientes pequeños menores a 20 kW) y tarifas con pago por

energía y potencia para clientes de mayor tamaño, además de ofrecer opciones Time of Use. Excel

Energy ofrece tarifas por bloque y temporada para sus clientes industriales de menor tamaño

(menor a 25 kW), tarifas con cobro de energía y potencia para clientes de mayor tamaño, tarifas

para clientes con carga controlable, tarifas Time of Use (hasta 200 kW) y tarifas de Real Time

Pricing experimental.

Además existen algunas tarifas de convenios especiales como tarifas para clientes con sistemas de

bomba de piscina controlable, sistemas con una demanda mínima controlable de 50 kW, etc.

3.2.2.2.1 TARIFAS TIME OF USE (TOU)

Todas las empresas distribuidoras presentan ésta opción tarifaria, típicamente en un formato de

tres componentes dentro de la tarifa: La componente On – Peak; la componente Off- peak y la

componente Shoulder–Period (en punta, fuera de punta y hombro26):

On-Peak: Ocurre cuando los precios de la energía son más altos, debido a una mayor

demanda en ése período.

24

Según exponen Malko (1976), a partir del “rate case” de MG&E de 1974 la WPSC, ordenó a las distribuidoras eléctricas privadas desarrollar estudios de peak load pricing en electricidad para ser incorporadas en los pliegos tarifarios. Según expone Aman y Cudahy (1976), las tarifas eléctricas habían crecido dramáticamente en esa época y el peak load pricing permitiría asignar apropiadamente los costos de suministro y limitar este crecimiento. 25

Las cargas son controladas por la empresa, siendo los equipos necesarios para el control provistos por la empresa. 26

La componente “hombro” corresponde a un periodo de tiempo entre horarios de punta y horarios fuera de punta en el cual la tarifa eléctrica toma un valor intermedio.

http://www.osti.gov/energycitations/product.biblio.jsp?osti_id=7345827

http://heinonline.org/HOL/Page?handle=hein.journals/hastlj28&div=43&g_sent=1&collection=journals

http://heinonline.org/HOL/Page?handle=hein.journals/wlr1976&div=17&g_sent=1&collection=journals


Original


Página 39

Off-Peak: Ocurre cuando los precios de la energía son más bajos, debido a una menor

demanda. Desplazar el consumo a éstas horas, puede disminuir la cuenta presente en

la boleta mensual.

Shoulder-Period: Ocurre cuando el consumo eléctrico es moderado. El precio de la

electricidad es el estándar en éste período.

El consumidor tiene la opción de participar en éste programa, decidiendo cambiar parte de su

consumo On-peak a período Off-peak, o al período Shoulder-period. La Tabla 2 presenta un

ejemplo de los períodos On – peak, Off – Peak y shoulder-period para invierno y verano

considerados en la tarifa Time of Use 27.

Tabla 2 – Ejemplo de periodos para tarifa Time of Use empresa distribuidora Wisconsin Public Service

Nivel Invierno Verano

On-peak

Octubre-Abril Lunes a Viernes 4 p.m a 8 p.m

0.27624$/kWh Se excluyen festivos

Mayo-Septiembre Lunes a Viernes 1 p.m a 7 p.m

0.27624$/kWh Se excluyen festivos

Off-peak

Todo el año Lunes a Viernes 10 p.m a 7 a.m 0.06990$/kWh

Se excluyen festivos

Todo el año Lunes a Viernes 10 p.m a 7 a.m 0.06990$/kWh


Shoulder-period

Octubre-Abril Lunes a Viernes 7 a.m a 4 p.m

8 p.m a 10 p.m 0.12209$/kWh


Mayo-Septiembre Lunes a Viernes 7 a.m a 1 p.m

7 p.m a 10 p.m 0.12029$/kWh


La opción tarifaria Time Of Use está disponible tanto para clientes residenciales, como para

clientes industriales y comerciales (WPS, 2011c).

3.2.2.2.2 TARIFAS TIPO CRITICAL PEAK PRICING (RESPONSE REWARD)

La tarifa tipo Peak Load Pricing está diseñada de manera que el cliente disminuya su consumo en

períodos extremadamente críticos de demanda energética. Se ofrecen a pequeños negocios e

industrias que puedan manejar su demanda fácilmente (WPS, 2011b).

27

http://www.wisconsinpublicservice.com/home/tou_rewards.aspx

http://www.wisconsinpublicservice.com/home/tou_rewards.aspx


Original


Página 40

La empresa le notifica a sus clientes acogidos bajo ésta tarifa la aproximación de un periodo de

altos precios de energía (hora punta crítica), el cliente evita consumir electricidad durante ese

período de tiempo, con lo cual ahorra dinero, además, el sistema eléctrico se ve menos exigido en

las horas críticas, lo cual es conveniente para la empresa distribuidora.

En Wisconsin los periodos críticos ocurren durante días muy calurosos o muy fríos. En estos

periodos, la distribuidora notifica a sus clientes, con a lo menos una hora de anticipación,

mediante beepers, mensajes de texto, e-mail o fax. De ésta forma, el cliente tiene el tiempo

suficiente para disminuir su consumo eléctrico.

Por esa misma vía, la distribuidora notifica a sus clientes, con a lo menos media hora de

anticipación, del término del periodo crítico, para que pueda retomar su consumo eléctrico

normal.

Esta flexibilidad del consumo, por parte del cliente, se paga en periodos de baja demanda eléctrica

para el sistema, donde al cliente se le cobra un precio menor al valor normal de la energía. En la

Figura 1 se muestran los precios de la energía en punta, fuera de punta y un día normal para los

periodos de invierno y verano. Además, se hace hincapié en que el tiempo máximo de horas punta

críticas debe ser menor a 50 en un año, que equivale al 1% del tiempo aproximadamente.

Figura 1 – Estructura de precios de tarifas CPP durante días críticos para clientes comerciales. Fuente: WPS.

3.2.2.2.3 TARIFAS LIFELINE RATE PARA CONSUMIDORES VULNERABLES 28

La tarifa “Lifeline rate”, está diseñada para ofrecer una tarifa preferencial para clientes que estén

en condición de vulnerabilidad social. Este régimen tarifario, considera un precio más bajo para la

energía sobre los primeros 300 kWh consumidos y otro precio para kWh siguientes. Los clientes

que pueden pertenecer a ésta tarifa, son los siguientes:

28

http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E08.pdf



Original


Página 41

El cliente debe tener un ingreso por debajo del 150% del nivel de pobreza establecido

por el Departamento de Salud y Servicio.

El jefe de familia o su cónyuge tiene que estar recibiendo un ingreso de seguridad

suplementario. El cliente tiene que demostrar su condición y llenar una solicitud de

servicio bajo esta condición.

Una vez tomada ésta tarifa, los clientes deben cumplir con las siguientes normas generales:

Los clientes que pertenecen a ésta tarifa y reciben servicios de climatización en sus

viviendas, serán trasladados de tarifa. Los clientes que hayan recibido servicios de

climatización antes del 30 de Julio de 1985, permanecerán en la tarifa hasta que no

cumplan con el requisito socioeconómico exigido.

Cuando un cliente se cambia de residencia, pierde el beneficio, iniciando un nuevo

servicio en la actual residencia.

3.2.2.2.4 TARIFAS TIPO CONVENIO PARA USOS ESPECÍFICOS

Algunas distribuidoras ofrecen tarifas especiales en forma de convenio para clientes que usan la

electricidad para algún uso en específico, ofreciendo tarifas y condiciones especiales para estos.

Un ejemplo de éste tipo de tarifa, es la tarifa residencial para suministro de agua caliente,

utilizando un sistema de control de calentamiento de agua (Controller water heating). Otro

ejemplo, es la tarifa para iluminación, ofrecida a clientes comerciales e industriales.

3.2.2.2.5 TARIFAS NET METERING29

Esta opción tarifaria es válida para consumidores con generación propia y que desean conectar su

generación en paralelo con las instalaciones de la compañía. La interconexión debe ser autorizada

por la compañía y también los equipos a conectar. Establece tarifas de compra de la energía

generada por los medios locales. Estas tarifas de compra, reconocen valores diferenciados para

inyecciones realizadas en alta y baja tensión e inyecciones realizadas durante períodos de punta y

fuera de punta (WPS, 2011a).

3.2.2.2.5.1 Tarifas Net Metering para pequeños clientes30

En el caso de la empresa MG&E, para los sistemas de generación renovable de 100 kW de potencia

instalada o menos, el exceso el consumo neto será valorizado a la tarifa de energía del cliente,

mientras que las inyecciones netas (consumo “negativo”) será valorizado a la tarifa de energía Pg –

29

Costumer owned generation: http://www.mge.com/home/rates/cust_gen.htm 30


http://www.mge.com/home/rates/cust_gen.htm



Original


Página 42

131 que corresponde a la tarifa de venta para generadores paralelos sobre 20 kW. Esta tarifa a la

fecha tiene un valor de 6,54 centavos de dólar para inyecciones realizadas en horarios punta y

3,93 centavos de dólar para inyecciones realizadas en horarios punta

Para la misma empresa, los sistemas de generación fotovoltaicos, con una potencia instalada

menor a 300 kW, pueden optar a una tarifa exclusiva. Esta tarifa paga 0,25 USD/kWh por la

energía inyectada al sistema eléctrico, además, posee un cobro fijo. Si la acumulación de crédito

supera los USD 100, el cliente recibe un cheque por la suma correspondiente32.

3.2.2.2.5.2 Tarifas Net Metering para grandes clientes

En el caso de sistemas de más de 100 kW de potencia instalada, los clientes tienen la opción

tarifaria PG-1 y PG-3. La tarifa PG-2 es una tarifa para remunerar inyecciones de medios de

generación distribuida o paralela, ya mencionada en la tarifa de medición neta previamente.

Además MG&E tiene una tarifa para generación distribuida renovable de carácter experimental, la

cual es válida para medios de generación distribuida de hasta 5 MW. Los medios hasta 20 kW de

capacidad son remunerados a un valor de 0,061 dólares por kWh renovable inyectado, además de

recibir un bono por operación de 0,3534 dólares por día para sistemas monofásicos y un bono de

0,5507 dólares para sistemas trifásicos. Sistemas renovables con una capacidad mayor a 20 kW

deben negociar directamente con la distribuidora las tarifas33.

3.2.2.2.6 TARIFAS TIPO HIGH LOAD FACTOR

Esta tarifa, ofrecida por MG&E, está dedicada a aquellos clientes industriales que sobrepasan por

un período mensual de 15 minutos una demanda de 1000 kW y tiene un factor de carga con un

valor mínimo de 60%34

3.2.2.3 ESTRUCTURA DE COSTOS EN LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN WISCONSIN

La estructura de las tarifas ofrecidas por las distribuidoras de Wisconsin se diferencia según el tipo

de cliente existente, habiendo cargos para los clientes residenciales y otros para los clientes

comerciales e industriales diferenciados.

31

http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E56.pdf 32

El alor de la tarifa esta fechado al 01 de enero del 2010. El documento disponible actualmente puede verse en el siguiente link: http://www.mge.com/Home/rates/CleanPower.htm, http://www.mge.com/Images/PDF/Electric/Rates/E59.pdf 33

http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E58.pdf 34



http://www.mge.com/Home/rates/CleanPower.htm

http://www.mge.com/Images/PDF/Electric/Rates/E59.pdf




Original


Página 43

El espectro de tarifas en el Estado de Wisconsin, depende de cada distribuidora, pero es común

observar una tarifa eléctrica básica que cobra el valor de la energía consumida y que rige para

clientes residenciales, agrícolas y comerciales e industriales pequeños. Las tarifas por cargo de

potencia o que involucran cargos por demanda, está definida en todos los niveles. Además existen

programas de generación paralela/net metering35 y tarifas verdes (para comprar energía de origen

renovable)36

Los cargos involucrados más importantes para los clientes residenciales, consisten en

un cargo por energía, un cargo al consumidor, un cargo por servicios de distribución y

un cargo por personas de bajos ingresos. A continuación, se presenta una breve

descripción de estas componentes: Cargo por cliente: Cargo mínimo a pagar por el

cliente expresado en dólares por cliente por día. Este cobro se realiza inclusive si no

existe consumo.

Cargo de energía: Cargo asociado a la cantidad de energía que consume el cliente. La

energía se mide en kWh.

Cargo por servicios de distribución: Cargo expresado en dólares por kWh. Este cargo

existe para cubrir los costos del servicio de distribución.

Cargo por personas de bajos ingresos: Cargo correspondiente a un subsidio para

clientes en riesgo social. Es cobrado por las empresas eléctricas, los fondos son

transferidos al departamento de administración de Wisconsin para ayudar a los

clientes de más bajos ingresos. En el caso de MG&E los clientes residenciales no

sujetos a la tarifa “lifeline rate” pagan un costo de USD$ 0.10328 por día, los pequeños

comerciales US$ 0.20820 por día y los grandes clientes comerciales e industriales US$

5.57377 por día37

Los cargos y cobros presentes en la tarifa comercial e industrial, corresponde a un

cargo mínimo mensual, un cargo por energía, un cargo por demanda de potencia,

cargo por servicios de distribución y un cargo por personas de bajos ingresos.

35

La generación paralela se refiere a sistemas de generación distribuida conectados a la red de distribución y que suplen parte o la totalidad de la demanda del cliente. En el caso de MG&E existen dos tarifas diseñadas para generación paralela. Un de ellas es la tarifa para generación paralela hasta 20 kW donde los clientes reciben un pago monetario determinado y fijado en la tarifa por sus inyecciones, siendo esta tarifa independiente de la tarifa a la cual los clientes consumen electricidad desde la red. En el caso de la tarifa para generación paralela: Net Metering, se establece un sistema de descuento de créditos de energía en la cuenta del consumidor de acuerdo a las inyecciones que realiza a la red, no recibiendo un pago monetario por estas inyecciones. La valorización del consumo neto (hasta consumo cero) es a la tarifa que el cliente tiene contratada, mientras que las inyecciones se valorizan a la tarifa residencial básica). Esta tarifa esta disponible para sistemas de hasta 100 kW. Ambas tarifas si bien se dirigen a un segmento similar de clientes con generación distribuida, representan opciones diferentes de tarificar la generación de estos medios. 36

La recaudación de estas tarifas es utilizada por la distribuidora para comprar energía proveniente de medios renovables o invertir en la instalación de estos medios en forma exclusiva. 37

http://www.mge.com/home/rates/pub_ben.htm

http://www.mge.com/home/rates/pub_ben.htm


Original


Página 44

Cargo por cliente: Cargo mínimo a pagar por el cliente expresado en dólares por

cliente por día. Este cobro se realiza inclusive si no existe consumo.

Cargo por energía: Cargo asociado a la cantidad de energía que consume el cliente. La

energía se mide en kWh.

Cargo por demanda: Cargo asociado a la cantidad de potencia demandada por el

cliente. La potencia se mide en kW. Esta componente se cobra sólo a clientes

comerciales e industriales con una demanda sobre los 20 kW. Además esta

componente considera un cobro por demanda máxima por día y por demanda máxima

coincidente por día.

Cargo por servicios de distribución: Cargo expresado en dólares por kWh. Este cargo

existe para cubrir los costos del servicio de distribución.

Cargo por personas de bajos ingresos: Cargo correspondiente a un subsidio para

clientes en riesgo social. Es cobrado por las empresas eléctricas, los fondos son

transferidos al departamento de administración de Wisconsin para ayudar a los

clientes de más bajos ingresos.

Un ejemplo de esta estructura tarifaria puede observarse en la tarifa “Comercial & Industrial

Lighting & Power ofrecida por MG&E. Esta tarifa actualmente tiene clientes pero no acepta nuevos

clientes, pero su estructura es común al resto de las tarifas ofrecidas para clientes comerciales e

industriales. Detalle de esta tarifa se presenta en la Tabla 3.

Tabla 3 – Tarifa comercial e industrial para iluminación y potencia nivel A y B (Commercial & industrial lighting & power service (closed) (Cg-1 [24 kB PDF]) Level A and Level B))

(Demand Greater than 20 kW and up to

200 kW)

Summer

Winter

Customer charge per day $1.16720 $1.16720

Distribution service

Customer maximum demand per kW per day $0.08219 $0.08219

Electricity service

Monthly demand per kW per day $0.38685 $0.31494

All kWh, per kWh $0.08624 $0.07438

3.2.2.4 REGULACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN WISCONSIN

En el Estado de Wisconsin no existe una tarifa estándar a elaborar o un esquema tarifario por el

cual se guíen los proveedores de electricidad, sino que existe una documentación mínima a

presentar ante la Public Service Commision of Wisconsin que evalúa cada propuesta individual, y

también la tarifa eléctrica diseñada, la cual tiene que contener una información mínima al cliente.

Toda la información relevante que necesita el proveedor de electricidad, para presentarse ante la



Original


Página 45

Comisión, está en el capítulo 113 del Wisconsin Administrative Code38; éste capítulo detalla

claramente en 113.0401 la información solicitada al proveedor eléctrico y en 113.0406 la

información mínima al cliente que la tarifa diseñada debe tener, además, trata aspectos como la

resolución de conflictos entre el cliente y la empresa eléctrica y plazos que se tienen que llevar a

cabo para todo tipo de trámites.

Ante la Public Service Commision of Wisconsin, el proveedor de electricidad deberá otorgar una

detallada información sobre cómo se derivada la tarifa eléctrica, incluyendo todo tipo de cálculos,

fórmulas y cargos utilizados; además, deberá mostrar una reglamentación clara y detallada que

aplique sobre la tarifa, es decir, para qué casos es válida y qué sucede bajo todas las situaciones

posibles. La Comisión, evalúa si la tarifa cumple con los requisitos mínimos y también que el valor

de la tarifa sea racional o que represente de manera razonable los costos de la empresa eléctrica.

El procedimiento que tiene que llevar a cabo el proveedor de electricidad, esta explicitado en el

capítulo 113 del Wisconsin Administrative Code, que tiene la reglamentación y también la guía

necesaria para presentarse ante la Public Service Commision of Wisconsin .

Es interesante notar que la Comisión de Servicio Público de Wisconsin (WPSC o PSC), es un

organismo de nivel local (a nivel de Estado) y que a nivel país, en Estados Unidos la entidad

responsable es la Federal Energy Regulatory Comission (FERC), que supervisa el comercio

interestatal de electricidad y gas. Esta última tiene un grado muy limitado de intervención en la

distribución de electricidad, pues son pocas las pocas las instalaciones de distribución que cruzan

las fronteras de un Estado, pero si tiene un muy importante rol en el mercado de la generación de

electricidad, pues esta cruza fronteras a través de las líneas de transmisión. De esta forma en FERC

regula al MidWest ISO (MISO39), operador del sistema y operador de los mercados eléctricos (spot,

forward, de transmisión, etc.) del centro de Estados Unidos y Manitoba-Canadá (uno de los mas

grandes del mundo).

Las condiciones de operación, escases y abundancia relativa de los nodos del sistemas de

transmisión de MISO (reguladas por FERC) ubicadas en Wisconsin, son deseables de ser

traspasadas a algunos de los clientes de las distribuidoras de Wisconsin (reguladas por WPSC),

creando una figura un poco mas compleja (desde el punto de vista regulatorio) al momento de

traspasar precios en tiempo real provenientes del mercado spot a los clientes finales del Estado.

Las PSC de los diversos estados se agrupan en la National Association of Regulatory Utility

Commisioners (NARUC), recolectando mejores prácticas, políticas mas coordinadas y mayor

influencia en las políticas a nivel nacional. Como ejemplo se sugiere observar la posición40 de

38

Wisconsin Administrative Code, Chapter 113: http://www.renewwisconsin.org/wind/Toolbox-Applications%20and%20forms/WI%20Electrical%20Codes/PSC113UtilityServiceRules.PDF 39

MISO: https://www.midwestiso.org/Pages/Home.aspx 40

http://www.naruc.org/SmartGrid/

http://www.renewwisconsin.org/wind/Toolbox-Applications%20and%20forms/WI%20Electrical%20Codes/PSC113UtilityServiceRules.PDF

http://www.renewwisconsin.org/wind/Toolbox-Applications%20and%20forms/WI%20Electrical%20Codes/PSC113UtilityServiceRules.PDF

https://www.midwestiso.org/Pages/Home.aspx

http://www.naruc.org/SmartGrid/


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Página 46

NARUC respecto del Smart Grid y los recursos41 que se ponen a disposición de los reguladores

estatales (PSCs) sobre este mismo tema.

La Public Service comisión of Wisconsin se encarga de regular las tarifas (nuevas tarifas, cambios

de tarifa en valor y estructura, etc.) que las distribuidoras privadas ofrecen a sus clientes. Las

distribuidoras municipales y las cooperativas, al no ser empresas con fines de lucro, se encuentran

fuera del ámbito de la PSC, siendo los directivos de estas organizaciones los encargados de

analizar, revisar y aprobar las tarifas ofrecidas a los clientes.

3.2.3 TARIFAS ELÉCTRICAS EN TEXAS

A diferencia de otros casos revisados, Texas muestra la existencia de la figura del comercializador

de electricidad minorista. De ésta forma, la venta de electricidad a clientes regulados es

competitiva (Texas Electric Choice, 2011a). Por intermedio de ésta competencia, los proveedores

de electricidad o “Retail Electric Provider” (REP) les venden electricidad a los consumidores finales

y administran el servicio al cliente y la facturación. Para competir en el negocio, los REP ofrecen

una variedad de diferentes opciones de precios, opciones de energía renovable, beneficios

agregados de servicio al cliente u otros incentivos (Texas Electric Choice, 2011a).

Al comienzo de la implementación de la reforma que implantó el modelo de comercializador

eléctrico, se fijó una tarifa “Price to Beat”, que fijaba un límite a los precios que podrían cobrar los

Reps. Esta fijación de precio, se eliminó el año 2007. Actualmente, existe una gran gama de tarifas

disponibles a los usuarios, de manera que se ha implementado un sistema de comparación on–line

de tarifas para uso de los clientes conocido como “Power to Choose”. Las tarifas ofrecidas por los

comercializadores, van desde tarifas fijas, variables o planes de energía verde, hasta tarifas

orientadas a usos específicos (ej.: tarifa para calefacción).

3.2.3.1 TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN

TEXAS

Al revisar la información disponible en sitios web de comercializadores, documentos regulatorios y

sitios de comparación de tarifa (Power to Choose), no fue posible determinar una clasificación

clara de los tipos de clientes. Sin embargo, de la información solicitada en el comparador de tarifas

y los resultados obtenidos para diferentes consumos ingresados, es posible detectar una

clasificación de clientes en consumidores residencias, pequeños comerciantes, grandes

comerciantes e industriales. De acuerdo a su perfil de consumo, es la tarifa que las empresas les

ofrecen a los clientes.

41

http://www.naruc.org/Ferc/default.cfm?c=3

http://www.naruc.org/Ferc/default.cfm?c=3


Original


Página 47

Debido a la desregulación del mercado energético en Texas, los clientes pueden escoger entre

varias opciones tarifarias. Básicamente, se clasifican en cuatro grupo: planes de tasa fija; planes de

tasa variable; tarifas indexadas o tarifas de prepago (Electricity Texas, 2011).

3.2.3.2 DESCRIPCIÓN DE TARIFAS DE GENERACIÓN Y VENTA DE ENERGÍA RENOVABLE

DISTRIBUIDA (DRG) POR EL CONSUMIDOR

El cliente con una unidad de generación distribuida renovable o “Distributed Renewable

Generation” (DRG), menor a 2 MW de capacidad, tiene la posibilidad de vender el excedente de su

energía generada a una empresa proveedora de electricidad o “Retail Electric Providers” (REP).

Esto es posible, si el cliente tiene un acuerdo de interconexión con un servicio de electricidad. La

venta del exceso de energía funciona de distintas maneras, de acuerdo al lugar donde vive el

cliente(Texas Electric Choice, 2011b).

3.2.3.2.1 VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS CON COMPETENCIA DE VENTA DE

ELECTRICIDAD AL PÚBLICO

El cliente, puede vender el excedente de energía que produce, sólo al proveedor (REP) al cual le

compra electricidad. No obstante, no es obligatorio que los REP compren ésta energía. Algunos

REP que compran energía renovable distribuida, pueden requerir que el cliente se suscriba

también a una oferta de tarifa específica. Otros REP, pueden permitir que el cliente elija las tarifas

de venta y compra de energía de forma independiente.

Los clientes que desean instalar DRG, deben firmar un acuerdo de interconexión con la compañía

local de transmisión y/o distribución de electricidad, dependiendo del punto de conexión del

generador distribuido. En dicho acuerdo, se detalla la forma de conectar el dispositivo de

generación de energía renovable al sistema de distribución o de transmisión.

3.2.3.2.2 VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS SIN COMPETENCIA DE VENTA DE

ELECTRICIDAD AL PÚBLICO

Los municipios o las cooperativas de electricidad, prestan servicio en la mayoría de las áreas de

Texas que no existe competencia eléctrica. Los clientes de estas áreas que deseen instalar un DGR,

deben contactar a la compañía de servicios públicos o la cooperativa directamente. Antes de

instalar DRG, es necesario un acuerdo de interconexión de la compañía de servicios públicos, que

describa las condiciones de conexión al sistema.


Original


Página 48

Para los clientes que no reciben servicio de una compañía de servicios públicos, municipal o

cooperativa, las normas de la PUC exigen que la empresa adquiera energía DRG para la red a una

tarifa igual al "costo evitado" o “avoided cost”, según se define en la norma §25.242.

En éste caso, el “costo evitado” se refiere al costo que se ahorra la empresa de servicios eléctricos

si tuviera que comprar aquella energía desde otra fuente de generación o simplemente comprar

una fuente de generación de energía renovable.

3.2.3.3 ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN TEXAS

La factura de electricidad, además de cubrir los costos de la energía, debe financiar el normal

funcionamiento de la red, el uso de los sistemas de transporte eléctrico, impuesto, etc. En la

factura se incluyen un cobro fijo, el cargo por el consumo de la energía, cobros por uso de la red e

impuestos (Direct Energy, 2011a).

Las distribuidoras, cobran su servicio a través de las comercializadoras, quienes traspasan

directamente estos costos al cliente.

En Texas, las distribuidoras son cinco empresas: Oncor, Centerpoint, AEP Central, AEP North y

TNMP, las cuales poseen los mismos cargos que se separan en cargos fijos y variables.

Los cargos fijos cobrados por la compañía distribuidora, corresponden a (Direct Energy, 2011b;

Oncor, 2011):

Cargo por cliente: Cargo generado independiente del consumo eléctrico.

Cargo por medición: Cargos por la medición de consumo.

Factor de recuperación de costo de eficiencia energética: Cargo para recuperar los costos

de la aplicación de medidas y programas de eficiencia energética. Este factor lo cobran

como costo fijo las distribuidoras Oncor, Centerpoint y TNMP.

Factor de recuperación de costo de medición avanzada: Cargo para recuperar costos de la

aplicación de nuevos medidores avanzados

Los cargos variables cobrados por las compañías distribuidoras son:

Cargos por sistema de distribución.

Cargos por sistema de transmisión.

Factor de recuperación de los costos de transmisión.

Factor de recuperación de costos de eficiencia energética: Corresponde al mismo factor

descrito previamente en cargos fijos, pero las distribuidoras AEP Central y AEP North lo

cobran como cargo variable.


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Página 49

Otros costos variables que no pueden ser anulados son (PUC(TX), 2011a):

Fondos de beneficios del sistema: Este fondo está destinado para ayudar a clientes de

bajos recursos en distintos programas sociales.

Cargo por desmantelamiento nuclear.

Cargo de transición: Cargo transitorio que permite el refinanciamiento de la distribuidora,

debido a la reforma que permitió el ingreso de las comercializadoras al mercado.

Cargo transitorio de competición. Cargo estimado para recuperar gastos de la empresa

distribuidora respecto a costos utilizados relacionados con la transición a la competencia.

Es una forma de compensar a la empresa distribuidora debido al cambio producido por la

reforma de la comercialización de energía, ya que influye negativamente en sus planes de

financiamiento42.

Recargo por Rate Case43: Cobro realizado por las distribuidoras para cubrir los costos

incurridos en la realización de proceso de Rate Case.

Costos por huracanes: Centerpoint y TNMP aplican éste costo. Se generó a partir de un

acuerdo entre las empresas y la PUCT, para recuperar parte de los gastos incurridos por

éstas empresas, en el esfuerzo por restablecer el suministro eléctrico posterior al paso del

huracán Ike.

3.2.3.4 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA TEXAS

La regulación de todo el sistema tarifario en Texas, está a cargo de la Public Utility Comission

(PUC), se encarga de controlar las tarifas, registrar a las REP, etc. (PUC(TX), 2011b).

42 Para implementar un esquema de comercializador es necesario el uso de recursos en el corto plazo, sin los cuales no sería posible

establecer un escenario de mercado competitivo. Estos recursos se obtienen a base de todos los clientes que reciben suministro de

electricidad. En el caso de Texas, la PUC autorizo a las empresas distribuidoras a emitir bonos, los cuales fueron financiados por los

clientes. Esto permitió obtener recursos a una tasa de interés baja (5%). Esta medida se implemento buscando reducir los costos a los

cuales podrían haberse enfrentado los clientes debido a la transición, producto de las pérdidas que se hubieran generado para los

distribuidores debido al proceso de transición. Para entender esto es necesario mencionar que los beneficios de la implementación del

sector de la comercialización no provienen sólo de una reducción de precio sino que solo por reducciones de costos, sino que también

por aumento de bienestar. La capacidad de elegir opciones energéticas desarrolladas localmente o con energías renovables aumentan

el bienestar aunque muchas veces signifiquen aumentos de costos. Así mismo, montar una plataforma y mantener un sistema con

todas las opciones ofrecidas de manera de lograr que los consumidores se informen adecuadamente tiene costos que los clientes han

de financiar. Mayor información al respecto en los siguientes enlaces:

http://www.aep.com/investors/financialfilingsandreports/transitionBonds/bondII/terms.aspx,

http://www.puc.state.tx.us/consumer/electricity/bill_e.aspx.

43 Las distribuidoras deben declarar sus costos de combustible y abastecimiento al regulador de manera que estos costos puedan ser reembolsados mediante el cobro en la tarifa. Sin embargo, la declaración que se realiza puede diferir de la realidad debido a fluctuaciones en los precios de los combustibles u otras contingencias. De manera de ajustar el valor de la tarifa a estas contingencias se incluye la componente de “rate case” el cual hace referencia al proceso de ajuste de la tarifa o “rate case”. http://photius.com/energy/glossaryr.html#rate_case

http://www.aep.com/investors/financialfilingsandreports/transitionBonds/bondII/terms.aspx

http://www.puc.state.tx.us/consumer/electricity/bill_e.aspx

http://photius.com/energy/glossaryr.html#rate_case


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Página 50

El diseño de tarifas, no debe ser discriminatorio y debe ser equitativo y consistente en la aplicación

a cada clase de consumidor, además debe estar basado en costos. Las tarifas deben ser

determinadas según los ingresos, la facturación y los datos de uso por un año ajustado por

cambios conocidos y medibles, y los costos de servicio.

3.2.4 TARIFAS ELÉCTRICAS EN ILLINOIS

En el Estado de Illinois, coexisten diversos proveedores de electricidad, entre ellos,

comercializadoras, distribuidoras privadas y públicas y cooperativas. Dependiendo del tipo de

proveedor, las tarifas ofrecidas a los clientes son diferentes. Los proveedores retailers pueden

ofrecer tarifas fijas, variables o planes de energía verde como son denominados, todos estos

planes ofrecidos para el sector residencial. Las agregaciones municipales o generadores

municipales, ofrecen tarifas planas que solamente tienen cargo de energía. Las tarifas ofrecidas

por las cooperativas, son diversas, existiendo tarifas orientadas a nichos específicos de clientes

(residenciales, comerciales, etc.) y por uso de la electricidad (agricultura, calentamiento de agua,

etc.). Una variedad similar se observa en el caso de distribuidoras privadas.

3.2.4.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES REGULADOS Y TARIFAS ELÉCTRICAS EN ILLINOIS

Los clientes conectados al sistema de distribución de Illinois, presentan una segmentación con

consumidores de tipo residencial, comercial e industrial. Los consumidores residenciales: clientes

que vivan en casas, departamentos que puedan ser medidos separadamente y complejos multi-

familiares. También, se incluye a pequeños consumidores agrícolas. Los consumidores

comerciales: consumidores que proporcionan servicios institucionales o comerciales. También se

incluyen grandes consumidores agrícolas. Finalmente, los consumidores industriales: son clientes

con altos requerimientos de energía y potencia, no existe una clasificación determinada para ellos.

La tarifa ofrecida, depende del tipo de proveedor de electricidad. Las empresas de retail ofrecen

tarifas planas y variables. Los proveedores municipales, ofrecen tarifas sólo con precio de energía.

Los proveedores cooperativos, ofrecen tarifas según el consumo de potencia y energía, diseñan

tarifas de acuerdo al consumo de calentamiento de agua para calefacción. Las compañías

eléctricas, ofrecen tarifas para clientes residenciales, comerciales, cliente de tamaño medio y

grandes clientes.

Las empresas distribuidoras Ameren Illinois y ComEd, ofrecen un programa real time pricing. Este

programa, ofrece a los clientes residenciales el acceso a los precios de la electricidad por hora, que

se basan en los precios de mercado; esto significa que el precio a pagar por la electricidad varía de

hora en hora y día a día, dependiendo del precio real de mercado. Se pueden manejar los costos


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de electricidad, adoptando medidas sencillas para ahorrar energía en las horas más críticas. Con

éste programa, los clientes han logrado ahorrar cerca de un 25% de sus facturas.

3.2.4.2 REGULACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN ILLINOIS

Las reglas son impuestas por la Asamblea General de Illinois. El título 83 del Código Administrativo

de Illinois, hace referencia a los proveedores públicos de servicios (no solamente electricidad),

todo sobre su regulación y la tarificación de la energía. La Comisión reguladora del Estado de

Illinois de basa en el titulo 83 y en los actos públicos 220 ILCS 30/ y 220 ILCS 5/ (Ilga, 2011).

Entre otras atribuciones, la Asamblea establece requisitos sobre la certificación de las empresas de

retail, la medición del consumo eléctrico, impone estándares de confiabilidad de servicio y fija el

procedimiento de nuevas instalaciones eléctricas, entre otras.

La normativa relacionada directamente con la tarificación, hace alusión al acto público 220 ILCS 5/,

Título IX. En él, se trata la normativa general que rige en cuanto a las tarifas y su tarificación para

todos los proveedores públicos. Se tratan principalmente los siguientes puntos:

Racionalidad de cargos y cobros: Los cargos y cobros exigidos por cualquier servicio

eléctrico, tienen que ser justos y razonables. La empresa eléctrica, tiene que generar

un reglamento que no afecte éste ítem. Sección 9-101.

Transparencia de las tarifas: Todos los cargos, formas de derivación, fórmulas de los

cálculos, y el porqué de tales cobros, tiene que ser expuesto ante la Comisión

reguladora. Sección 9-102.

Tarifas negociadas: Se discute el caso de las tarifas especiales, destinadas a clientes

que tienen un contrato con el proveedor eléctrico, estos clientes son tratados como

propiedad. Sección 9-102.1.

Publicación de los precios de las tarifas: El valor de cada tarifa tiene que ser

publicado, guardado y archivado. Sección 9-103.

Autorización: Un proveedor de electricidad no tiene que comprometerse a

suministrar algún servicio si los cargos y tarifas no han sido presentados previamente

a la Comisión. Sección 9-104.

Cambios en los servicios prestados: Ningún cambio, de cualquier tipo, puede ser

llevado a cabo sin previo aviso y autorización por parte de la Comisión reguladora.

Sección 9-201.

Desmantelamiento de plantas nucleares: La Comisión, previa audiencia, puede

autorizar el alza de las tarifas eléctricas o del servicio que se provee, debido al

desmantelamiento de una central nuclear. Sección 9.201.5.


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Revisión de los ingresos: La Comisión reguladora, puede solicitar un estudio/ informe

de los ingresos y ventas que se realizan por parte del proveedor de electricidad.

Sección 9.202.

Valorización de los servicios públicos: La Comisión, tiene el derecho de valorizar

todos los servicios públicos (sobre todo infraestructura) presentes en el Estado de

Illinois. Sección 9.210.

Las normativas anteriores, cuentan para todas las tarifas de servicios públicos en Illinois.

3.3 EXPERIENCIA EUROPEA EN TARIFICACIÓN FLEXIBLE DE ELECTRICIDAD

Las reformas en el suministro de electricidad minorista en Europa, con la implementación de la

figura de comercialización, han impulsado la implementación de opciones tarifarias flexibles, bajo

un marco de flexibilidad tarifaria, el cual le permite a empresas diseñar sus propias opciones

tarifarias. Esto, se contrapone a la tendencia observada en décadas previas, donde las tarifas

eléctricas para el usuario final eran diseñadas y fijadas por organismos reguladores dependientes

del Estado. Inglaterra, España y Austria, entre otros, son ejemplos de países donde éste tipo de

reformas ha sido implementado con diversos grados de desarrollo y éxito.

Es importante destacar a Inglaterra, donde la comercialización se ha integrado completamente en

un esquema de suministro competitivo de electricidad. En éste país, el regulador se limita a

monitorear y fiscalizar a las empresas comercializadoras, de manera de garantizar los intereses de

los consumidores. El regulador, ha intercambiado su capacidad de fijación de tarifas por facultades

de investigación del mercado y el manejo de las licencias de comercialización, así como la revisión

de las tarifas ofrecidas por los comercializadores.

El caso de España, es similar al de Inglaterra. Sin embargo, en éste país, el regulador continúa

fijando una tarifa de referencia llamada Tarifa de último recurso. Si bien, ésta tarifa no es limitante

para otras opciones tarifarias en su precio, ésta debe ser ofrecida por todas las comercializadoras

que dependan de empresas distribuidoras.

El caso austriaco, es un ejemplo de completa liberalización en el mercado de suministro de energía

eléctrica. El regulador, no calcula ninguna tarifa, sólo vigila que las tarifas sean acordes al

mercado, además, debe asegurar la competencia en el mercado. Las comercializadoras, ofrecen

sus tarifas a todos los clientes finales y ellos deciden el tipo de contrato que suscriben.

Un punto común entre las regulaciones de los diferentes casos estudiados, es la obligación para

los comercializadores de asegurar una transparencia y libre acceso a la información de tarifas y

condiciones de contratación para los clientes que opten por éstas opciones, así como la necesidad

de que las opciones tarifarias libres, sean aprobadas por un ente regulador que garantice los


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Página 53

intereses de los clientes y el abuso de posibles facultades de poder de mercado que ciertas

comercializadoras pudieran poseer, sin que esto vaya en desmedro de la libre operación del

mercado de la comercialización eléctrica.

3.3.1 TARIFAS ELÉCTRICAS EN INGLATERRA

El sector eléctrico inglés, está separado en las áreas de generación, transmisión, distribución y

comercialización de la electricidad (desagregación vertical). Mientras que la generación y la

comercialización operan bajo modelos de mercados competitivos, la transmisión y distribución son

monopolios regulados.

En el sector de la comercialización, existe una veintena de empresas dedicadas a comprar energía

en el mercado mayorista y suministrarla en el mercado minorista o de clientes finales regulados,

cobrando una tarifa pactada en forma previa. Uno de los elementos cruciales que hace posible

éste tipo de esquema de suministro, es la existencia de pocas barreras que impidan la migración

de clientes a diferentes opciones tarifarios y/o empresas comercializadoras, siendo posible realizar

éste trámite vía online de forma muy simple y accesible al usuario residencial inglés. Debido a la

amplia disponibilidad de empresas de comercialización y tarifas, en Inglaterra existen

herramientas online de comparación de tarifas, que ayudan a los clientes a optar por una opción

tarifaria específica.

La mayoría de las tarifas, ofrecen descuentos producto del ahorro en los costos de operación de la

empresa, por ejemplo: facturación, registros o pagos online. También, existen tarifas Time of Use

(TOU), que ofrecen mejores precios de la energía en la madrugada. Asimismo, existen también

tarifas que ofrecen un precio fijo de energía durante la duración del contrato, protegiendo al

cliente de la volatilidad los precios de la energía.

En la actualidad, no existe fijación de precio en el suministro minorista inglés. En su reemplazo, el

regulador revisa la operación del mercado y las acciones de las comercializadoras, poniendo un

especial énfasis en las empresas “dominantes”. El regulador, además, revisa las tarifas ofrecidas a

los clientes, requiriendo su aprobación, para que las empresas comercializadoras puedan

implementar sus opciones tarifarias en el mercado.

3.3.1.1 TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO INGLÉS

La clasificación de clientes en el sistema inglés, distingue entre tres tipos de clientes regulados:

clientes residenciales (bajo); clientes medios y clientes altos. Esta distinción se realiza en función

del consumo anual de electricidad y el correspondiente pago por concepto de consumo de


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energía. La Tabla 4 muestra la clasificación de clientes utilizada en Inglaterra, con el

correspondiente pago y consumo de energía estipulado.

Con respecto a los clientes residenciales, es posible reconocer dos grandes grupos de tarifas

existentes: las tarifas tradicionales y las tarifas verdes. Si bien, en ambos grupos existen elementos

de flexibilidad tarifaria, ésta clasificación se establece de forma de diferenciar las tarifas que son

ofrecidas exclusivamente a clientes que operan con alguna tecnología renovable no convencional

o amigable con el medio ambiente (tarifas verdes), de las tarifas ofrecidas en forma general a los

clientes (tarifas estándar). Las tarifas ofrecidas a los clientes estándar, reconocen tres grandes

grupos de tarifas: Tarifas para la reducción de costos administrativos y de facturación; tarifas Time

of Use y tarifas fijas.

Tabla 4 – Clasificación de clientes residenciales por pago mensual o anual y consumo energético de gas o electricidad.

Tipo de Usuario Pago mensual por energético Pago anual por energético Consumo anual de electricidad

[kWh]

Consumo anual de gas

[kWh]

Bajo £25 - £38 £300 - £450 2100 11000

Medio £39 - £50 £451 - £600 3300 16500

Alto £51 - £67 £601 - £800 5100 23000

Fuente: CustomerFocus.

Debido a la amplia disponibilidad de empresas de comercialización y tarifas, en Inglaterra existen

herramientas on-line de comparación de tarifas que ayudan a los clientes a optar por una opción

tarifaria específica.

Las tarifas para clientes de mayor envergadura, no se encuentran disponibles públicamente,

debido a que éstas se contratan de forma posterior a una reunión entre el cliente y la empresa

comercializadora.

3.3.1.1.1 PORCENTAJE DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN INGLATERRA

Las componentes de una tarifa eléctrica en Inglaterra se pueden clasificar según su orden de

importancia: 1.- Costos de suministro44 y margen de ganancia del comercializador (63%) 2.- Cargos

por uso de la red de distribución y transmisión (21%) 3.- Costos ambientales 10%) 4.- Impuesto al

valor agregado (5%) 5.- Costos por medidor (1%). Estas componentes se observan en la Figura 2.

Costos por compras de energía en el mercado mayorista, costos de suministro y margen

de ganancia del suministrador

44

Este costo representa el costo de generar la electricidad, principalmente el costo de combustible asociado a la generación eléctrica, aunque también considera una componente de inversión en el parque generador.


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Este costo, representa cerca del 63 % de la cuenta final. Incluye el costo de generación de

electricidad, costo de comercialización y su margen de ganancia. Este margen de ganancia no es

regulado por la autoridad pero si proviene del pago de los clientes.

El costo de generación de electricidad se refiere a la compra en el mercado mayorista o Spot que

debe realizar el suministrador. También puede firmar contratos de energía directamente con

alguna generadora de electricidad, resguardándose de la volatilidad de precios del mercado Spot.

Los costos de operación del suministrador, son cargados en la tarifa del cliente, es por esto que

cualquier ahorro en la operación de la empresa se puede traspasar a la tarifa del cliente45. Estos

costos de operación se refieren a: facturación, ventas, servicio al cliente y otras actividades que

conforman el negocio de suministrador.

Es importante mencionar que, de la misma forma que en el caso de Texas, los costos necesarios

para la implementación de un sistema de comercialización son asumidos por los consumidores.

Estos costos permiten establecer un sistema que posteriormente traerá beneficios a sus clientes,

tanto en reducción de precio como en aumento de bienestar. Si bien estos costos pueden

significar un cargo no deseado para el cliente, en un mercado competitivo, los beneficios

generados luego por el esquema de comercialización debieran ser mayores a estos costos. Así

mismo, como el mercado es considerado por el regulador inglés (OFGEM) como competitivo, los

márgenes de ganancia para el comercializador no son regulados y el regulador sólo se encarga de

penalizar gravemente faltas a los derechos del consumidor. Las disputas entre comercializador y

clientes son resueltos por el organismos a cargo de defender los derechos del consumidor, en este

caso, la “Office of Fair Trade” 46

45

De la misma forma que en el caso de Texas, los costos necesarios para la implementación de un sistema de comercialización son asumidos por los consumidores. Estos costos permiten establecer un sistema que posteriormente traerá beneficios a sus clientes, tanto en reducción de precio como en aumento de bienestar. Si bien estos costos pueden significar un cargo no deseado para el cliente, en un mercado competitivo, los beneficios generados luego por el esquema de comercialización debieran ser mayores a estos costos. Así mismo, como el mercado es considerado por el regulador inglés (OFGEM) como competitivo, los márgenes de ganancia para el comercializador no son regulados y el regulador sólo se encarga de penalizar gravemente faltas a los derechos del consumidor. Las disputas entre comercializador y clientes son resueltos por el organismos a cargo de defender los derechos del consumidor. 46

http://www.oft.gov.uk/”

http://www.oft.gov.uk/


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Figura 2 – Desglose de costos en la factura eléctrica de Inglaterra. Fuente: OFGEM.

A continuación, se describe en mayor detalle los diferentes componentes asociados a la tarifa

eléctrica en Inglaterra mostrados en la Figura 2.

Cargos por uso de la red transmisión y distribución

Se refieren a los cargos por utilizar las líneas de distribución y transmisión en el transporte de

electricidad hacia los usuarios finales. Estos pagos cubren los costos de construcción, mantención

y operación de las instalaciones eléctricas en distribución y transmisión.

Los costos de red, son traspasados directamente al cliente a través del precio de la tarifa. El costo

de distribución, representa el 17 % del total de la factura, en cambio el costo de transmisión es el

4 %.

Los cargos por uso de la red, son regulados por Office of the Gas and ElectricityMarkets (Ofgem),

éstos cargos se calculan proyectando un desarrollo inteligente47 de las redes, incrementando la

seguridad de suministro.

Impuesto al valor agregado

Este impuesto, es pagado directamente por la empresa suministradora al HM Revenue &

Custom48(HMRC, 2011), y es cobrado directamente al consumidor final. Este impuesto representa

el 5 % del total de la factura.

47

Proyección adecuada del crecimiento de la red considerando el comportamiento de clientes y las tendencias de nuevas tecnologías. Concepto incorporado por OFGEM y no por el consultor. 48

HerMajesty’s Revenue &Custom: Es el estamento responsable de recolectar el Impuesto al Valor Agregado (IVA), derechos aduaneros, impuestos especiales y otros impuestos indirectos como el impuesto de pasajes aéreos, impuestos de cambio climático, primas de seguro fiscal, impuesto de vertederos e impuestos


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Costos ambientales

Los costos ambientales, se producen debido a la obligación de las empresas suministradoras a

cumplir con objetivos de reducción de emisiones de CO2. Participando en programas de ahorro

energético, reducción de emisiones y enfrentar el cambio climático. Este costo, representa cerca

del 10 % del total de la factura eléctrica y también son cargados a la cuenta de los clientes.

Cargo por medidor

Los costos de medidor, se refieren al costo mismo del medidor, más la instalación y mantención de

éste. Esto representa el 1 % del total de la factura eléctrica.

3.3.1.2 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA INGLATERRA

Actualmente, no existe regulación de precio en las tarifas eléctricas. En reemplazo, el regulador

revisa la operación del mercado y monitorea a todas las comercializadoras, con especial énfasis en

las empresas dominantes 49 y exige una previa revisión de las tarifas y condiciones a aplicar, de

forma previa a que éstas sean aplicadas, siendo el regulador el encargado de aprobar dichas

tarifas50.

La regulación para el sector del suministro o comercialización de electricidad en Inglaterra,

considera la existencia de una licencia de comercialización de la electricidad denominada “Great

Britain – wide license”, la que permite a todos los comercializadores suministrar, de forma libre a

agregados. También es responsable de la gestión de la importación y exportación de bienes y servicios en el Reino Unido. 49

Empresa con el control de una parte importante del mercado. 50

En Inglaterra el regulador asume que el mercado es suficientemente maduro y competitivo, por lo que en escenarios de alza de tarifas la empresa es castigada mediante las preferencias del consumidor. Se provee sistema de comparación (consumer direct, consumer focus, se puede hacer un reclamo y se establecen multas). Cada empresa tiene el rol de guiar al cliente en los pasos a seguir respecto de sus quejas y como escalarlas en caso de que no estén satisfechos. De no cumplir con estas obligaciones, el regulador se encarga de aplicar fuertes multas orientadas a desincentivar las malas prácticas de las empresas comercializadoras Por ejemplo la empresa NPOWER fue multada por 2 millones de libras por no cumplir con los estándares mínimos en el tratamiento de las quejas de los clientes. En particular, la empresa fue encontrada culpable de no informar a los clientes que mantenían quejas sin resolver que tenían el derecho a apelar. Antes de esto British Gas recibió una multa por 2.5 millones por similares razones. Así, el regulador participa en el detalle individual del manejo de los reclamos, pero provee grandes multas cuando las situaciones escalan a proporciones importantes. Mayor información visitar los siguientes enlaces: http://www.ofgem.gov.uk/Consumers/Pages/Consumer.aspx, http://www.moneywise.co.uk/news/2011-10-31/npower-fined-2-million-poor-complaints-handling

http://www.ofgem.gov.uk/Consumers/Pages/Consumer.aspx

http://www.moneywise.co.uk/news/2011-10-31/npower-fined-2-million-poor-complaints-handling

http://www.moneywise.co.uk/news/2011-10-31/npower-fined-2-million-poor-complaints-handling


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cualquier cliente dentro del territorio nacional. La comercialización se encuentra separada de la

distribución eléctrica, aunque se permite a empresas de distribución participar también del

negocio de la comercialización eléctrica. Si bien en el pasado, las comercializadoras integradas a

las distribuidoras constituían un grupo separado de los comercializadoras independientes,

actualmente, luego de la promulgación de la Utilities Act del 2000, la “Britain wide license”

considera a todas las comercializadoras bajo las mismas condiciones legales, exigiendo que la

distribución sea un rubro separado de la comercialización. Pese a esto, las comercializadoras que

en un pasado estaban integradas a empresas distribuidoras tienen exigencias adicionales en sus

licencias. Estas condiciones especiales incluyen la obligación de ofrecer infraestructura de

medidores de prepago y hasta el año 2002 regulación de precio, la cual ahora ha sido eliminada

por el regulador ya que se considera el mercado del suministro lo suficientemente maduro para

permitir una autorregulación por competencia. (Simmonds, 2002).

3.3.1.2.1 OPERACIÓN Y OBLIGACIONES DE LAS COMERCIALIZADORAS DE ELECTRICIDAD

La OFGEM, establece en sus licencias de suministros, ciertas obligaciones que los

comercializadores de electricidad deben cumplir. En primera instancia, éstas deben cumplir, como

entidad comercial desregulado, con todas las exigencias y reglas de comercio vigentes en

Inglaterra. Adicionalmente, las comercializadoras deben cumplir con exigencias específicas para el

rubro tales como: Entrega de términos que rigen el suministro a clientes 51, envío de tarifas y

códigos a la OFGEM previa presentación a los clientes para su aprobación, suministro de

información apropiada a los clientes que los faculte a tomar una decisión informada al contratar el

servicio, permitir término de contrato anticipado por parte del cliente, considerando cargos no

abusivos por éste concepto, entre otros (Rogai, 2007). La OFGEM se encarga de fiscalizar los

contratos, acuerdos y la información pública entregada por las empresas de manera de cerciorarse

que los clientes están adecuadamente informados, imponiendo fuertes multas si estas

disposiciones no son cumplidas.

3.3.1.2.2 PROCESO DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR ELÉCTRICO DE UN CONSUMIDOR EN INGLATERRA

El proceso de cambio de suministrador y/o tarifa de electricidad en Inglaterra, es sencillo. El

consumidor, dispone de una herramienta web donde compara el costo anual de su consumo de

gas y electricidad, indicándole cual es la tarifa más conveniente. Basándose en ésta información, el

consumidor decide su nueva tarifa y empresa de suministro (comercializadora minorista52).

51

Visitar el Link: http://www.ofgem.gov.uk/Markets/RetMkts/ensuppro/Pages/Energysupplyprobe.aspx 52

Comercializador de electricidad a pequeños clientes

http://www.ofgem.gov.uk/Markets/RetMkts/ensuppro/Pages/Energysupplyprobe.aspx


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El consumidor, realiza el registro de su nueva tarifa on-line y el nuevo suministrador se pone en

contacto con el suministrador actual, para dar de baja la tarifa y comenzar a facturar al nuevo

cliente. Este cambio se puede tardar hasta 4 semanas53 y durante la transición el cliente no sufre

ningún corte de suministro. El cambio puede tener costos asociados a la cancelación del contrato,

si esto corresponde al caso.

Es de interés comentar que a raíz de la desregulación de los mercados de suministro de

electricidad en el Reino Unido, la empresa responsable de los medidores de electricidad puede no

ser obvia. Dependiendo de los acuerdos en vigor, el medidor puede ser la propiedad del operador

de medidores, de la distribuidora de electricidad, del comercializador minorista o en el caso de

algunos grandes usuarios de electricidad del medidor pueden pertenecer a los mismos clientes.

Así, la empresa responsable de la lectura del medidor en Inglaterra no siempre es el propietario

mismo del medidor, ya que desde 1994, la actividad de medición y mantención de los medidores

se liberalizo creándose la figura del operador independiente de medidores54.

En este sentido, al realizar un cambio de domicilio, el consumidor debe notificar a su

suministrador el cambio de domicilio y contactar a su nuevo suministrador, según su nuevo

domicilio. Los suministradores por su parte se encargan de realizar toda la tramitación necesaria

en conjunto al operador de medidor y las distribuidoras de manera que el cambio de domicilio sea

operativo55.

3.3.2 TARIFAS ELÉCTRICAS EN ESPAÑA

En España, se implementó una reforma que permitió la introducción de la figura del

comercializador de electricidad para el suministro minorista56 de electricidad y gas, siendo algunos

comercializadores propiedades de distribuidoras (que si participan en la generación) y otros

empresas separadas de la distribución y la generación. En éste esquema, los consumidores pueden

elegir de forma libre el comercializador que deseen, de manera de establecer un esquema

competitivo de suministro. Esta reforma se gestó bajo la Directiva Europea 2003/54/CE, que

establece un mercado eléctrico único a nivel europeo (UE, 2011).

53

En tarificación los errores pueden significar grandes sobrecostos para clientes y la empresa puede sufrir grandes deterioros de imagen, por lo que no existe posibilidad de errores en el proceso de facturación, así como retrasos en los procedimientos internos asociados a un cambio de tarifa para un cliente. Un ejemplo de estos seria el cambio de un medidor, donde a veces es necesario mantener por un tiempo el medidor

antiguo con el nuevo para asegurar concordancia entre ambos. 54

Association of meter operators: http://www.meteroperators.org.uk/index.php 55

http://www.which.co.uk/switch/energy-advice/moving-house-and-supplier 56

El término minorista se refiere a que la venta y suministro de electricidad se realiza la consumidor final.

http://www.meteroperators.org.uk/index.php

http://www.which.co.uk/switch/energy-advice/moving-house-and-supplier


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La regulación del mercado, corresponde a la Comisión Nacional de Energía (CNE) española,

mientras que el responsable de la fijación de la Tarifa de Último Recurso (tarifa de referencia) es el

Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio57. Esta tarifa, es dirigida a clientes residenciales y

debe ser ofrecida por todas las comercializadoras dependientes de empresas distribuidoras,

aunque podría llegar a ser ofrecidas por otras comercializadoras independientes. Por otro lado, la

TUR es utilizada como referencia de las tarifas ofrecidas por las comercializadoras, sirviendo como

referente de comparación para los clientes. Sin embargo, esta tarifa solo establece un referente

útil para comparar y no un límite para el valor que otras tarifas pueden tomar(CNE, 2011a; Endesa,

2011).

Las tarifas ofrecidas por las comercializadoras, son elaboradas por las mismas empresas y no están

sometidas a regulación de precios. Sin embargo, éstas deben pasar por una revisión previa del

regulador, antes de ser ofrecidas como opciones tarifarias a los clientes.

Dada la importancia del acceso a la información por parte de los usuarios, de manera de mantener

el mercado competitivo, la Comisión Nacional de Energía ha desarrollado una herramienta web y

estudios de tarifas que facilitan al consumidor la comparación y posterior elección de tarifas (CNE,

2011b)58.

Los resultados obtenidos de los estudios comparativos de tarifas, muestran que para clientes

residenciales existen opciones tarifarias más económicas que la TUR (tarifa de referencia). En

cambio, para clientes con mayor potencia contratada (sin acceso a la TUR) las tarifas resultan en

promedio mayor a las tarifas ofrecidas a clientes con acceso a TUR, debido a que están afectas a

restricciones y penalizaciones impuestas para incentivar los contratos con las comercializadoras

libres (CNE, 2010)59. Si bien pueden existir opciones tarifarias de menor valor a la TUR, típicamente

esta diferencia es marginal y en algunos casos se restringe sólo al primer año de contratación de la

57

En España no existe un ministerio enfocado exclusivamente en la energía. Hasta la IX legislatura (2008-2011, gobierno de José Luis Rodríguez Zapatero) el ministerio a cargo era el llamado “Ministerio de industrias, Turismos y Comercio” el cual a partir de la X legislatura (que parte el 2011) paso a llamarse “Ministerio de Industrias, Energía y Turismo” (Gobierno de Mariano Rajoy Brey). Enlace sitio web del ministerio: http://www.minetur.gob.es/es-ES/Paginas/index.aspx 58

El regulador español ve como una de sus obligaciones proveer las herramientas necesarias para permitir el desarrollo de un mercado competitivo en la comercialización eléctrica. Una de estas herramientas es la herramienta de comparación online (http://www.comparador.cne.es/comparador/comp2.cfm). Pese a esto, esta herramienta no es la única existente en España existiendo otros comparadores creados por asociaciones de consumidores como tarifadeluz.com (http://www.tarifasdeluz.com/comparador-de-tarifas-electricas/resultados/index.php) y suelosolar.es (http://www.suelosolar.es/tarifa/comparativa-tarifas-electricas.asp) 59

Importante número de clientes no está preocupado de su tarifa eléctrica ni interesado en realizar gestión para reducir sus gastos. Además existe la creencia generalizada y muy infundada que la tarifa de último recurso siempre es más económica que las ofrecidas por las comercializadoras de mercado libre.

http://www.minetur.gob.es/es-ES/Paginas/index.aspx

http://www.comparador.cne.es/comparador/comp2.cfm

http://www.tarifasdeluz.com/comparador-de-tarifas-electricas/resultados/index.php

http://www.tarifasdeluz.com/comparador-de-tarifas-electricas/resultados/index.php

http://www.suelosolar.es/tarifa/comparativa-tarifas-electricas.asp

http://www.suelosolar.es/tarifa/comparativa-tarifas-electricas.asp


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tarifa. La Figura 3 muestra una imagen con la muestra de algunas tarifas residenciales para algunas

comercializadoras española, comparada con la TUR60.

Figura 3 - Comparación de tarifas residenciales (solo algunos ejemplos) con la TUR

Actualmente, aún existen consumidores que se encuentran en una etapa de transición desde el

sistema antiguo de venta de electricidad al nuevo esquema de comercialización. Se espera que

para el año 2012, la migración de los clientes sea completa. El éxito de la implementación de la

comercialización eléctrico y los consiguientes beneficios esperados de ésta desregulación del

mercado eléctrico no han sido los esperados, en parte debido a la estructura de integración

generación – distribución que permite la regulación española y al poder que ejercen las

distribuidoras sobre el mercado61.


ESPAÑA

El sistema tarifario español, diferencia a tres tipos de consumidores, en base a la cual el

consumidor tiene acceso a distintas tarifas, siendo estos: clientes de baja tensión pequeños,

60

Lista de comercializadores españoles http://www.cne.es/cne/doc/publicaciones/Listado_Comercializ_07022012.pdf 61

Esto se refiere al hecho de que las principales comercializadoras son de propiedad de las distribuidoras, las que a su vez están facultadas a participar en el mercado de la generación. Esto genera incentivos perversos debido al interés de las distribuidoras de vender energía y maximizar sus ganancias, no dándose en la práctica que se generen tarifas flexibles convenientes que actúen como incentivo para un consumo más eficiente de la electricidad.

http://www.cne.es/cne/doc/publicaciones/Listado_Comercializ_07022012.pdf


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clientes de baja tensión medianos y clientes de alta tensión. Los tipos de consumidores se explican

a continuación:

Clientes baja tensión pequeños ≤ 10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en

baja tensión (menor a 1kV) con potencias contratadas igual o inferior a 10kW.

Clientes baja tensión medianos >10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en

baja tensión con potencia contratadas mayores a 10 kW.

Clientes de alta tensión: Todos los consumidores conectados en alta tensión (mayor a

1kV).

Los consumidores conectados en baja tensión (menor a 1kV) y con una potencia contratada menor

o igual a 10kW tienen acceso a una tarifa de suministro de último recurso (TUR), cuyo valor es

fijado por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. También tienen la opción de contratar el

suministro en el con las comercializadoras, con tarifas fijadas por el suministrador y preferidas por

el cliente. El resto de los consumidores, aquellos conectados en baja tensión (menor a 1kV) con

potencia contratada mayor a 10kW y aquellos conectados en alta tensión, sólo tienen acceso a

contratos de suministro en el mercado libre de la comercialización.

La estructura tarifaria española, considera la existencia de dos grandes grupos de tarifas: La tarifa

regulada y las tarifas libres. La tarifa regulada, es establecida por el ministerio de Industrias,

Turismo y Comercio y está disponible para pequeños clientes residenciales y clientes de bajos

recursos. Esta tarifa, sólo es ofertada de manera obligada por las comercializadoras dependientes

de las empresas de distribución, aunque podría ser ofertada por comercializadoras libres. El

mercado español ha mostrado no ser realmente competitivo, con un bajo cambio de

suministrador por parte de los consumidores. Las empresas comercializadoras dependientes de

distribuidoras mantienen un gran número de los clientes, los cuales se mantienen en la tarifa de

último recurso. Si bien la TUR no sólo puede ser ofrecida por estas comercializadoras las cuales

están obligadas por ley a ofrecerla, en la práctica los clientes prefieren por comodidad permanecer

con la misma tarifa y suministrador. No existe un esfuerzo o gran competencia por captar clientes,

las grandes empresas no compiten entre si. Las empresas tiene calzados sus contratos de

suministro y por lo tanto tienen pobre incentivo a competir pues son neutras al precio. La Figura 4

muestra el porcentaje de cambio de tarifa entre 2008 y 2010 para países europeos, donde se ve

que España había alcanzado un porcentaje muy reducido (0.8%).


Original


Página 63

Figura 4 - Ratio de "switching" en los últimos dos años (hasta julio de 2010), excluyendo los cambio motivados por un cambio de domicilio

Fuente: ECME Consortium analysis of data from consumer survey 62

Por otra parte, las tarifas libres, corresponden a opciones tarifarias ofrecidas por todas las

comercializadoras de electricidad española. Estas tarifas, son elaboradas de forma independiente

por cada empresa, pero deben ser aprobadas por el organismo regulador. Los clientes tienen

libertad para elegir entre cualquiera de éstas opciones tarifarias.

Por ejemplo,las tarifas con discriminación horaria o Time of Use, pueden dividir al día en dos o tres

bloques. La duración de los periodos de punta, llano y valle se muestra en la Tabla 5 y Tabla 6(CNE,

2011c).

Tabla 5 – Períodos tarifarios de punta y valle de acuerdo a estación del año.

Fuente: CNE.

62

http://ec.europa.eu/consumers/strategy/docs/retail_electricity_full_study_en.pdf

Invierno Verano

Punta Valle Punta Valle

12:00 - 22:00 0:00 - 12:00

22:00 - 24:00 13:00 - 23:00

0:00 - 13:00 23:00 - 24:00


Original


Página 64

Tabla 6 – Períodos tarifarios de punta, llano y valle de acuerdo a estación del año.

Invierno Verano

Punta Llano Valle Punta Llano Valle

18:00 -22:00 8:00 - 18:00

22:00 - 24:00 0:00 - 8:00 11:00 - 5:00

8:00 - 11:00 15:00 - 24:00

0:00 - 8:00

Fuente: CNE.

3.3.2.1.1 DESCRIPCIÓN DE LA TARIFA REGULADA

El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITYC) es el encargado de calcular la Tarifa de

Último Recurso (TUR), las cuales son ofrecidas por las Suministradoras de Último Recurso (SUR),

que corresponden a las comercializadores pertenecientes a las empresas distribuidoras.

A la TUR sólo tienen acceso clientes con una potencia contratada inferior a 10 kW, abarcando a la

mayoría de los clientes residenciales. Esta tarifa, funciona como refugio para aquellos clientes que

no tienen acceso a las herramientas para escoger su propia tarifa, por ejemplo aquellos que no

tienen conexión a internet o conocimiento en el uso de un computador; o para aquellos clientes

que simplemente no desean estudiar las tarifas ofrecidas en el mercado (MITYC, 2011c).

La TUR posee una componente de potencia y otra de energía, al igual que el peaje de acceso a la

red. La componente de potencia se calcula como la componente de potencia del peaje de acceso a

la red más el margen de comercialización fijo.

La componente de energía, se calcula como la componente de energía del peaje de acceso más el

costo estimado de la energía suministrada durante el período de facturación. Este costo estimado

de la energía suministrada, involucra otros términos como: el costo estimado de la energía del

mercado diario en el período tarifario; sobrecostos de servicio de ajuste del sistema; prima por

riesgo del comercializador; pago por capacidad de generación en el período de tarifario; pérdidas

estandarizadas del sistema (MITYC, 2011b).

3.3.2.1.1.1 Bono Social

Es una ayuda económica a las familias en riesgo social. Pueden acceder a ella automáticamente

todos los hogares con una potencia instalada menor a 3 kW. Los hogares de hasta 10 kW de

potencia instalada deben postular. Tiene una duración de dos años y debe ser re-acreditado.

Este bono social, consiste en la congelación de los precios de energía a partir del 1 de julio del

2009. Al igual que la TUR, posee un término de potencia y otro de energía (MITYC, 2011d).


Original


Página 65

3.3.2.1.2 TARIFAS OFRECIDAS POR LAS COMERCIALIZADORAS

Las comercializadoras, pueden ofrecer sus tarifas libremente a los clientes, previa revisión de la

Comisión Nacional de Energía.

Las tarifas ofrecidas por la comercializadora Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U.

a los clientes residenciales son (Iberdrola, 2011b):

Plan Básico: Consiste en una tarifa plana con una componente de potencia y otra de

energía. Se ofrece a consumidores menor o igual a 10 kW de potencia contratada.

Plan Hogar Día y Noche: Divide al día en dos bloques, distinguiendo horas punta y valle, el

precio de la potencia es igual en ambos bloques. Se ofrece a clientes con una potencia

instalada menor o igual a 10 kW.

Plan Hogares Plus: Esta tarifa discrimina tres bloques: punta, llano y valle. Se ofrece tanto

para clientes entre 10 kW y 15 kW como para clientes con potencias mayores a este valor

que se consideren residenciales a los primeros se les cobra un único precio de potencia y

energía en todos los bloques (tarifa plana). Para clientes con una potencia contratada

mayor a 15 kW, el precio de la potencia y la energía cambia según el bloque.

Energía Día y Noche: Esta tarifa secciona al día en punta y valle, se ofrece a clientes con

potencia contratada mayor a 10 kW.

Energía Verde63: Esta tarifa asegura que la energía proviene 100 % de fuentes renovables.

La empresa asegura comprar con esto energía a fuentes renovables. Dentro de ésta tarifa

están las mismas modalidades de peajes de acceso a la red en baja tensión.

Todas estas tarifas poseen la modalidad de cuota fija, excepto la de energía verde. Esta modalidad

establece la cantidad a pagar mensualmente y al cabo de un año se reajusta la cuota, dependiendo

del consumo anual. Para que todo el proceso sea claro, al cliente se le informa mensualmente de

su consumo real.

Para empresas se ofrecen tres tipos de tarifas (Iberdrola, 2011a):

Plan Básico Negocios: Consiste en una tarifa plana con una componente de potencia y

energía. Es ofrecida a clientes con una potencia instalada igual o menor a 10 kW.

63

Iberdrola certifica su energía verde a través de dos herramientas: 1. Certificados RECS (“Renewable Energy Certificate System”): Emitidos y administrados por un Organismo

(“Issuing Body”), que garantiza que la energía generada proviene exclusivamente de fuentes renovables. 2. Certificado por “Bureau Veritas Quality International”. Esta certificación implica que existe una metodología

interna de gestión de estos certificados RECs y la asignación de dicha energía a los clientes que la han comprado, de forma que no pueda comercializarse como verde energía que no proceda de fuentes renovables y esté certificada en origen.

https://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBCLIEMPEMAVERCER



Original


Página 66

Plan Compromiso Pymes: Esta tarifa discrimina tres bloques: punta, llano y valle. Se

ofrece para clientes con una potencia mayor a 10 kW y menor o igual a 15 kW y para

clientes con una potencia mayor a 15 kW residenciales. A los primeros se les cobra un

único precio de potencia. Para clientes con una potencia contratada mayor a 15 kW. El

precio de la potencia cambia según el bloque.

Energía Verde64: Esta tarifa asegura que la energía proviene 100% de fuentes renovables.

Dentro de esta tarifa, están las mismas modalidades de peajes de acceso a la red en baja

tensión.

Todas las tarifas ofrecidas a clientes residenciales y negocios tienen una duración de 12 meses.

Estas tarifas solo representan tarifas ofertadas por Iberdrola. Al observar las opciones tarifarias

ofrecidas por Endesa Energía XXI, S.L esta presenta otras opciones para sus clientes residenciales:

Tarifa Tranquilidad con precio fijo hasta el 014, tarifa ahorro directo con un 10% de ahorro en

componente de potencia, y tarifa nocturna y tarifa despierta con un esquema TOU de dos bloques

y reducción de precio en bloque nocturno, diferenciándose en promociones anexas a las opciones

tarifarias que se ofrecen en conjunto65 (servicios adicionales, descuentos temporales en la tarifa,

etc.

3.3.2.2 ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA

Las tarifas del sistema español, están compuestas por una componente denominada peaje de

acceso a la red, más los costos propios de la empresa suministradora y el margen de ganancia de

la misma. En el caso de la tarifa de último recurso (TUR), determinada por la autoridad regulatoria,

ésta se calcula como el peaje de acceso a la red, más el costo de generación eléctrica y costos de

operación de la empresa de último recurso. En el caso de las tarifas suministradoras, éstas se

basan en el peaje de acceso a la red, más el costo de la compra de su energía, sumando sus costos

de operación y margen de ganancia.

64

Iberdrola certifica su energía verde a través de dos herramientas:

1. Certificados RECS (“Renewable Energy Certificate System”): Emitidos y administrados por un Organismo (“Issuing Body”), que garantiza que la energía generada proviene exclusivamente de fuentes renovables.

2. Certificado por “Bureau Veritas Quality International”. Esta certificación implica que existe una metodología interna de gestión de estos certificados RECs y la asignación de dicha energía a los clientes que la han comprado, de forma que no pueda comercializarse como verde energía que no proceda de fuentes renovables y esté certificada en origen.

https://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBCLIEMPEMAVERCER 65

http://www.endesaonline.com/ES/Hogares/teofrece/luz/ofertas_luz/menor10/despierta_dh/index.asp


http://www.endesaonline.com/ES/Hogares/teofrece/luz/ofertas_luz/menor10/despierta_dh/index.asp


Original


Página 67

3.3.2.2.1 PEAJE DE ACCESO A LA RED TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

El peaje de acceso a la red de transporte y distribución cubre los costos de la operación,

mantención e inversión de las instalaciones de los sistemas de transporte y distribución. Estos

peajes son únicos en todo el país, diferenciándose por nivel voltaje y discriminación horaria, ver

Tabla 7 y Tabla 8(MITYC, 2011a).

Tabla 7 – Descripción de Peajes de Acceso a la Reden baja tensión.

Peajes de baja tensión (V <= 10 kV)

Descripción

Tarifa 2.0 A Tarifa simple (1 ó 2 períodos horarios y Potencia contratada ≤ 10 kW)

Tarifa 2.1 A Tarifa simple (1 ó 2 períodos horarios y Potencia contratada >10 kW y ≤ 15kW)

Tarifa 3.0 A Tarifa general (3 períodos horarios)

Fuente: MITYC.

Tabla 8 – Descripción Peajes de Acceso a la Reden alta tensión.

Peajes de alta tensión (V > 1 kV)

Descripción

Tarifa 3.1 A Tarifa específica (3 períodos horarios y potencia contratada ≤ 450 kW)

Tarifa 6 Tarifas generales para alta tensión (6 períodos horarios y 5 escalones de tensión)

Fuente: MITYC.

La estructura de peajes de acceso tiene una componente de potencia y otra componente de

energía, además en algunos casos de energía reactiva.

Término de Potencia: El consumidor debe contratar una cantidad de potencia durante

todo un año o en su defecto, pagar por la potencia real consumida, dependiendo de la

tarifa contratada.

Término de energía activa: Para tarifas con discriminación horaria es necesario un

medidor inteligente. La facturación se realiza multiplicando la energía consumida hora a

hora con su correspondiente precio.

Término de energía reactiva: Se requiere disponer de un contador de energía reactiva. Este

término no se aplica en el periodo 3 de las tarifas 3.0A y 3.1A, ni en el periodo 6 de la tarifa 6,

siempre que el consumo de energía reactiva exceda el 33 % de la energía activa, además sólo

afectará a dichos excesos. Para la tarifa 2.0A se deberá contar con los equipos de corrección de

potencia reactiva, como máximo se debe contar con un 50 % de la energía activa, en caso

contrario la empresa distribuidora puede solicitar la instalación de un medidor de energía reactiva

bajo su costo.


Original


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3.3.2.3 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA

La reforma del mercado eléctrico español, tiene como objetivo mejorar la competitividad en el

sector eléctrico. La liberalización del suministro eléctrico al cliente final y la creación de la figura

del comercializador, establecen la existencia de tarifas libres, creadas por el comercializador y

elegidas de forma libre por el cliente. Sin embargo, estas tarifas deberán ser aprobadas por el ente

regulador, antes de ser ofrecidas a los clientes cualificados. En éste contexto, si bien las tarifas

libres son de responsabilidad de los comercializadores, el pago de la distribución y transmisión

continúan siendo fijados por el organismo regulador, de manera de evitar el abuso de las

posiciones de dominio que existen debido a las características monopólicas de las distribuidoras.

3.3.2.4 MEDIDORES ELÉCTRICOS EN ESPAÑA

En España, por la orden ITC/3860/2007, la cual modifica el reglamento vigente66, se deben cambiar

todos los medidores de electricidad de hasta 15 kW de potencia para el año 2018, por equipos que

permitan una discriminación horaria del consumo y la telegestión de la demanda.

Entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2010, se debía sustituir un 30 % del total del

parque de medidores eléctricos contratados por la distribuidora. Entre el 1 de enero de 2011 y el

31 de diciembre de 2012, se debía sustituirse un 20 % del total. Entre el 1 de enero de 2013 y el 31

de diciembre de 2015, se debía sustituirse un 20 %y entre el 1 de enero de 2016 y el 31 de

diciembre de 2018 se debía sustituirse el 30 % restante del total del parque de medidores de hasta

15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.

Sin embargo, se creó una nueva orden IET/290/2012 que entró en vigor el 16 de febrero del 2012,

la cual modifica la orden ITC/3860/2007. Debido a la falta de equipos disponibles para el recambio

de medidores, producto de la inexistencia del desarrollo industrial requerido en España y a la

continua solicitud de las distribuidoras por una modificación en los plazos de implementación del

Plan de sustitución de medidores.

La nueva orden mantiene que para el 31 de diciembre del 2018 se debe sustituir todo el parque de

contadores eléctricos. Antes del 31 de diciembre de 2014 deberá sustituirse un 35 por ciento del

total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa

distribuidora. Entre el 1 de enero de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 deberá sustituirse un 35

por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada

empresa distribuidora. Entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre de 2018 deberá sustituirse

un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de

cada empresa distribuidora (MINETUR, 2012).

66

http://www.boe.es/boe/dias/2007/12/29/pdfs/A53781-53805.pdf



Original


Página 69

El precio pagado actualmente por el cliente por concepto de arriendo del medidor simple

monofásico, lectura y mantención es de 0,58 euros al mes (MITYC, 2006). Con el cambio

obligatorio a medidores con la capacidad de discriminación horaria y telegestión, el arriendo

ascenderá a 0,78 euros al mes (MITYC, 2007), lo que incluye el costo propio del equipo, los costos

de instalación y verificación, así como la operación y mantenimiento del equipo.

Así mismo, la legislación española exige que cada instalación eléctrica inferior a15 kW cuente con

un Interruptor de Control de Potencia (ICP). Este elemento, desconecta la instalación cuando la

potencia demandada por el cliente sobrepasa la potencia contratada. En caso que el cliente no

cuente con éste dispositivo se aplicará un recargo de 10 o 20 kW sobre la potencia contratada,

dependiendo de la potencia contratada, pese a que esta potencia sea mayor a la que necesite el

cliente.

El arriendo del ICP tiene un valor de 0,03 euros mensuales, aunque depende del tipo de

instalación. Además, una vez instalado el ICP, la empresa distribuidora debe revisar y certificar el

trabajo, teniendo un valor de 9,04 euros ésta revisión.

3.3.3 TARIFAS ELÉCTRICAS EN AUSTRIA

El mercado de la electricidad de Austria, fue totalmente liberalizado a partir del año 2001. Esto

permite que el consumidor de energía eléctrica pueda elegir libremente su proveedor de

electricidad, lo cual produce competencia entre los proveedores, en búsqueda de captar clientes

por medio de las tarifas ofrecidas.

El precio de la electricidad depende del proveedor eléctrico y de la tarifa que escoja el cliente. Por

eso, para que exista verdadera competencia, el cliente debe poder cotizar y cambiarse de tarifa

fácilmente.

Las redes eléctricas son operadas por las distribuidoras, empresas monopólicas naturales

regionalmente y que son independientes a las proveedoras de electricidad (comercializadora

minorista). Estas distribuidoras se encargan de la operación y mantenimiento de la red eléctrica,

además de la lectura del medidor. Las distribuidoras reciben un pago por la utilización de la red, el

cual está regulado y se muestra explícitamente en la factura eléctrica.

Las redes de electricidad son reguladas por E-Control, entidad encargada de elaborar y aplicar las

normas que aseguren un buen funcionamiento del sistema eléctrico y por la libre competencia en

el mercado (E-Control, 2011).


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AUSTRIA

El mercado minorista austriaco, en general, se puede dividir en dos sub-mercados con diferentes

condiciones:

Mercado de pequeños consumidores: Son hogares y pequeños consumidores, y clientes

con demanda no medida con un consumo anual menor a 100.000 kWh.

Mercado de gran consumo: Son la demanda de los consumidores medido con un consumo

anual de más de 100.000 kWh.

No existe una clasificación clara por tipo de tarifas en el mercado austriaco, pero si se pueden

distinguir características en los servicios ofrecidos para los distintos tipos de cliente. Esto es

debido al grado de liberalización e independencia con el cual las tarifas son diseñadas y ofertadas

en el sistema austriaco.

En el caso de clientes residenciales, se ofrecen tarifas económicas que reducen costos operativos

y de facturación, se contrata por internet, el servicio al cliente es a través de e-mail, la factura es

enviada electrónicamente y el pago también es a través de éste medio. Existen otras tarifas con

servicios complementarios que ofrecen asesoramiento energético para clientes residenciales con

un consumo entre 4.000 y 100.000 kWh al año, enfocado a clientes residenciales y agricultores.

Otras tarifas, ofrecen precios fijos de energía o “Capped Tariff” hasta el 2013 para clientes de

hasta 100.000 kWh al año. Por último, existen tarifas con discriminación horaria o “Time of Use”,

especialmente para hogares que utilizan calefacción o calentadores de agua, se ofrece un precio

de energía más económico en la noche, esto se realiza a través de dos medidores independientes,

uno diurno y el otro nocturno (Verbund, 2011c).

Para consumidores comerciales y PYME con un consumo entre 0,1 GWh a 1 GWh al año, las

cotizaciones se hacen privadamente con el proveedor de electricidad, no hay tarifas públicas. Aun

así, las comercializadoras ofrecen energía 100% limpia para mejorar el balance de emisiones de

CO2 de la empresa (Verbund, 2011a).

En el caso de clientes industriales, tampoco existen tarifas públicas, pero se ofrecen servicios

personalizados dependiendo de las características de la industria, más que una tarifa se ofrecen

planes de energía integrales (Verbund, 2011b).

3.3.3.2 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN AUSTRIA

La E-Control, es el agente regulador del mercado eléctrico en Austria. Debe velar por el libre

acceso a las redes para las compañías proveedoras nuevas y existentes, bajo una tarifa de red


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equitativa. Además, es la encargada de entregar las licencias a los “balancing group” o grupos de

balance y aprobar sus términos generales y condiciones (E-Control, 2011).

Las barreras de entrada para suministrar y vender energía eléctrica son muy pocas, casi no hay

límites reglamentarios. Los proveedores sólo deben ser parte de un grupo de balance o crear uno

(Hofbauer Ines, 2006).

Estos grupos de balance, son los encargados de calcular el balance entre la oferta y demanda de

sus clientes y sus contratos de compra y de contrarrestar las fluctuaciones de la demanda. Los

representantes de los grupos de balance, se relacionan con el resto de los agentes del mercado.

La E-Control monitorea la competencia en las comercializadoras, la administración de los grupos

de balance, la información de las tarifas entregada a los clientes, debe solucionar las disputas del

mercado, establecer un código de conducta de los agentes del mercado y controlar los subsidios

para la eco-electricidad (Hofbauer Ines, 2006).

3.4 MEDICIÓN INTELIGENTE Y LA IMPORTANCIA EN LA IMPLEMENTACIÓN DE

TARIFAS FLEXIBLES

La ejecución de tarifas flexibles dinámicas requiere la implementación de toda una plataforma

tecnológica en forma de dispositivos habilitadores que permita acceder a los beneficios esperados

de una tarificación de este tipo. Además, la implementación de estas tarifas es parte de un

conjunto de medidas orientadas a estimular un consumo más eficiente y responsable de la energía

por parte de los clientes. Así, se busca informar de mejor forma a los clientes y entregarles las

herramientas necesarias para que puedan modificar su consumo. A continuación se discute

brevemente sobre los elementos de una infraestructura de medición inteligente, para luego tratar

algunos casos de implementación de programas pilotos, presentando en algunos casos

estimaciones de costos de implementación.

Los medidores son usados por los suministradores de electricidad para medir el consumo de

energía (y a veces de potencia) de sus clientes, y así medir, estimar y cobrar por el servicio que

entregan a sus clientes. Los medidores más comúnmente utilizados son los llamados medidores de

acumulación, los cuales registran sólo el consumo de energía acumulado en el tiempo, sin un

registrar el consumo de cada periodo de tiempo individual. En este sistema los consumidores son

visitados periódicamente para leer el registro de sus medidores (lectura manual) y determinar

cuanta electricidad han demandado desde la última lectura (substrayendo ambas lecturas).

Versiones mas modernas de los medidores de acumulación tienen lectura mediante sistemas

electrónicos mas avanzados basados en comunicación serial, infrarroja, telefónica, etc. En estos

sistemas de acumulación no es posible conocer detalles del consumo durante el periodo

registrado, que típicamente es de un mes (VAGO, 2009).


Original


Página 72

Una versión más avanzada del medidor de acumulación es el medidor tipo Time-of-use (TOU)

tradicional, el cual se encuentra en uso desde hace muchas décadas y bastante extendido en el

mundo desarrollado y en especial en Europa. Este medidor registra el consumo de electricidad en

el tiempo separado en intervalos de tiempo, tradicionalmente dos o tres, utilizando diferentes

registros para cada uno de los periodos. Este medidor es tecnológicamente muy básico,

correspondiendo a tres medidores en uno, controlados típicamente por un temporizador o reloj

(el cual puede ser electrónico). Esto permite aplicar tarifas TOU tradicionales, tarificando distinto

los períodos de hombro (llano), punta y valle. Sin embargo, cambios en la definición de estos

horarios son de muy alto costo, pues requieren una visita física al medidor, pues típicamente no

cuentan con sistemas de comunicación. El beneficio de utilizar este medidor es que no requiere

inversión en infraestructura de comunicación, por lo que puede ser instalado de forma selectiva

sólo en los clientes que lo requieran.

En las últimas décadas, la industria del suministro eléctrico ha comenzado a utilizar de manera

incremental medidores más avanzados, incorporando las economías asociadas a la baja en los

precios de la electrónica y tecnologías de comunicación. Uno de estos medidores es llamado

medidor de intervalo, el cual registra el consumo de energía en intervalos cortos de tiempo,

típicamente media hora y que pueden en algunos casos enviar estas lecturas vía comunicación a la

distribuidora (comunicación en una dirección), aunque también existen versiones sin capacidad de

comunicación. La lectura frecuente y actualizada del consumo eléctrico permita a los

suministradores ofrecer una tarificación más cercana al precio mayorista de la electricidad y

comprender de mejor forma los patrones de consumo, siendo posible diseñar adecuadamente

tarifas con una mayor flexibilidad, las cuales reflejen las condiciones de demanda y el costo de

suministro de la electricidad (VAGO, 2009).

El medidor inteligente es un medidor incluso más avanzado que eso. En la mayoría de los países

desarrollados esta definición de medidor inteligente incluye la capacidad de comunicación

bidireccional. Sin embargo, en muchos países en desarrollo, donde aún dominan los viejos

medidores electromecánicos, a veces se habla de medidores inteligentes para referirse a

medidores electrónicos, digitales, con capacidad de acumulación de registro de consumo, anti

hurto, etc., varios de los cuales no tienen capacidad de comunicación.

Una infraestructura de medición avanzada o medición inteligente necesaria para la

implementación de tarifas más flexibles se compone principalmente de tres partes fundamentales:

medidores avanzados/inteligentes, interfaces para los usuarios y sistemas de comunicación. Los

medidores inteligentes se encargan de recolectar la información sobre el consumo eléctrico a un

intervalo de tiempo definido (ej: 1 hora, media hora, etc.) y proveen otros servicios a los

consumidores, los comercializadores y distribuidores. Las interfaces para los usuarios establecen

una conexión entre el medidor inteligente, el usuario y eventualmente algunos dispositivos dentro

del hogar. Finalmente, el sistema de comunicación establece un enlace entre el medidor y el


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Página 73

distribuidor de electricidad, permitiendo que exista un flujo en ambos sentidos de información.

Además, para permitir el funcionamiento conjunto de estos elementos, las distribuidoras

necesitan de sistemas de control, administración de datos y otros sistemas de apoyo (VAGO,

2009).

3.4.1 TECNOLOGÍAS DE COMUNICACIÓN PARA MEDIDORES INTELIGENTES

Uno de los elementos de la medición inteligente que se encuentra en plena discusión en el mundo

es la tecnología de comunicación utilizada para soportar la medición inteligente. Si bien por una

parte, el problema de la medición inteligente se ha resuelto gracias a la implementación de

medidores electrónicos multifuncionales a bajo costo, la comunicación de datos, la

estandarización y la interoperabilidad continúa siendo un elemento de discusión y debate. El

desafío es lograr medir y transferir esa medidas confiablemente, con sistemas seguros y de bajo

costo, a la vez que proveer la más amplia gama de opciones, servicios y beneficios a los distintos

actores del sistema y la sociedad.

El primer paso en la evolución de los medidores de electricidad fue el paso de medidores

electromecánicos a medidores electrónicos de estado sólido, sin el uso de partes móviles. Algunos

de estos dispositivos digitalizan de forma instantánea el voltaje y la corriente con una alta

resolución. El cómputo del producto entre corriente y voltaje entregaba la potencia instantánea en

Watts. La integración en el tiempo de este valor entregaba la energía utilizada, la cual usualmente

es medida en kWh. Esta información típicamente es entregada en un display de dígitos que rotan

mecánicamente (cómo en los medidores electromecánicos mas viejos) o en uno de cristal líquido

(Harney, 2009).

Algunos de estos medidores ofrecen además otras funcionalidades y beneficios. Es decir, además

de medir la potencia instantánea, también son capaces de estimar algunos parámetros como el

factor de potencia y la potencia reactiva. La información medida puede ser almacenada a

intervalos específicos, permitiendo a las distribuidoras ofrecer precios basados en tarifas tipo Time

of Use. Esto permite que clientes que gestionan su consumo de forma adecuada ahorren dinero,

usando los aparatos eléctricos en sus hogares, tales como lavadoras y secadoras, durante los

periodos de bajo costo y precio (fuera de punta). Por su parte, el sistema eléctrico puede evitar la

construcción de nuevas plantas debido a que menos capacidad es requerida durante los horarios

de punta (Harney, 2009), reducir los costos de generación de electricidad usando menos plantas

de punta y mas de base, etc.

Debido a que la información medida comenzó a estar disponible en forma electrónica, se volvió

factible pensar en añadir comunicación al medidor, permitiendo al medidor realizar tareas de

“lectura automática” o AMR (Automatic Meter Reading) para acceder a los datos de forma


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remota vía un enlace de comunicación. En esta línea se idearon varias arquitecturas de lectura

remota que podían ser usadas por las distribuidoras: arquitecturas tipo “Walk – by”, “Drive – by” y

sistemas en red (networked systems). Los sistemas “Walk – by” requerían la recolección de datos

electrónicos de forma manual directamente en el medidor con un dispositivo adecuado, mientras

que los sistemas “Drive – by” utilizaban un automóvil que al avanzar por las calles se comunicaba

con los medidores de forma remota extrayendo la información de estos. Esta alternativa permitió

reducir los costos de recolección de información en los países desarrollados, considerando que en

los países donde se implementó, la mano de obra tiene más alto costo que en los países en

desarrollado. Finalmente, la lectura remota evolucionó a sistemas en red, los cuales consisten en

recolectar de forma remota la información mediante sistemas concentradores, los cuales

recolectan la información de medidores en un área determinada, para luego enviar esta

información a las distribuidoras (Harney, 2009). Estas redes muchas veces tienen como objetivo

económico reducir el costo de los enlaces telefónicos, concentrando los registros de muchos

medidores en pocas líneas telefónicas (fijas, GSM, GPRS), pues están tienen un alto costo relativo

al medidor

La arquitectura básica de un sistema avanzado de medición compromete medidores,

concentradores, nodos regionales y una estación maestra. Los medidores representan el punto

final donde las distribuidoras (y ahora también los clientes) monitorean y eventualmente

controlan dispositivos. Los concentradores son dispositivos que se comunican con cientos o miles

de medidores para agrupar información y enviarla a la distribuidora. Los nodos regionales son

manipuladores de información de alto nivel que conectan los concentradores con las

distribuidoras. Finalmente la estación maestra constituye un recurso computacional que controla

la red de medición completa (MEA, 2010).

Estos dispositivos están interconectados utilizando varios elementos, incluyendo las redes de

medición y las redes de retorno o “backhaul”. La red de medición la constituyen redes de

información que conectan medidores con los concentradores y en algunas redes incluso conectan

los medidores entre sí. Una red de retorno o backhaul representa los canales de conexión entre

nodos regionales y la distribuidora. Finalmente, una red de retorno intermedia o “intermediate

backhaul” la constituye enlaces de comunicación que conectan los concentradores a los nodos

regionales. La Figura 5 muestra un esquema de la estructura de comunicación antes descrita para

el típico caso Norteamericano (MEA, 2010).


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Figura 5 - Infraestructura de medición avanzada (AMI) en base a radiofrecuencia (MEA, 2010)

Si bien, inicialmente la recolección automática de datos de los medidores fue visto como una

forma de reducir los costos de esta tarea, los cambios en la industria hicieron reconocibles

beneficios adicionales asociados a las infraestructuras AMR: Los enlaces de comunicación podrían

permitir a las distribuidoras ofrecer servicios de mayor orden, tales como precios en tiempo real o

la promoción de la eficiencia energética, reporte instantáneo de fallas y una medición más precisa

para fines de identificación de perfiles en la red. El término AMR fue sustituido por el de

Infraestructura avanzada de medición o AMI (Advanced Metering Infraestructure). Este tipo de

infraestructura puede implementarse con una amplia gama de tecnologías yendo desde costosos

sistemas de enlace satelital hasta sistemas basados en radiofrecuencia de muy bajo costo,

dándose origen al término Neighbourhood Area Networks (NAN).

El medidor inteligente de los países desarrollados, cuya masificación desde el comienzo del año

2000 ha alcanzado incluso a los clientes residenciales menores (ej: caso de Italia y el programa

Telegestore), permite una comunicación entre un suministrador de electricidad y el medidor

(comunicación en dos direcciones). Esta comunicación se ha desarrollado en algunos países vía

radio frecuencia, vía redes celulares (GSM y GPRS) o comunicación vía líneas de potencia (PLC),

permitiendo implementaciones por cliente, sin necesidad de cambiar a todos los clientes de una

misma zona. Sin embargo, las comunicaciones celulares agregan costos importantes que pueden

ser reducidos si muchos medidores comparten una vía de comunicación celular. Por este motivo,

en la última década es común observar arquitecturas donde muchos medidores se comunican con


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concentradores a muy bajo costo vía PLC, y todos ellos comparten una vía GPRS para comunicarse

con la compañía eléctrica. Esta arquitectura presenta bajos costos si se implementa de forma

masiva, es decir, todos los clientes o gran parte de estos en una misma área se cambian a este

sistema. Por esta razón, la implementación de medidores inteligentes para clientes masivos o

residenciales ha requerido la participación directa de los reguladores (Public Utility Comissions,

otros) y en algunos casos ha requerido cambios en la legislación. Por otra parte, en muchos países

los grandes clientes cuentan con sistemas de medición inteligente desde hace un par de décadas,

pues el costo relativo del medidor y la línea son menores en una cuenta de electricidad mas

abultada.

Actualmente, las tecnologías dominantes en los sistemas AMI son la radiofrecuencia (RF) y la

tecnología PLC (Power Line Carrier), siendo RF la tecnología dominante en Estados Unidos y PLC

dominante en Europa. Ambas tecnologías tienen sus ventajas y desventajas. Los desarrollos

masivos europeos han puesto PLC a la cabeza, pero RF ha recuperado terreno en los últimos años,

además RF ha sido en caso de medidores que integren la medición de gas y agua debido a las

preocupaciones de seguridad concerniente a la cercanía de líneas de poder al suministro de estos

recursos. Sin embargo, la RF enfrenta un cierto nivel de oposición ciudadana desde hace décadas

debido a sus posibles efectos sobre la salud de las personas (sin una base en evidencia concreta).

En primera instancia se planteó la tecnología como una infraestructura de comunicación en una

dirección, pero posteriormente con la demanda de nuevos servicios se comenzó a hablar de

comunicación en dos direcciones, cliente – distribuidora / distribuidora – cliente (Harney, 2009).

La Figura 6 muestra un esquema básico de infraestructura de comunicación en base a PLC.

Con la tecnología para tener medidores instalados en los hogares que puedan comunicarse con las

distribuidoras, las compañías y reguladores miraron hacia el futuro buscando como utilizar estas

tecnologías para mejorar la comprensión y la eficiencia del consumo energético entre los

consumidores. De esta forma se ha pasado del uso de medidores inteligentes (Smart meters) al

concepto denominado Red Inteligente (SmartGrid), donde las distribuidoras pueden usar sus

redes para intervenir directamente el consumo en los hogares directa e indirectamente y donde al

mismo tiempo el cliente tiene un rol mucho mas activo, poniendo sus recursos a disposición del

sistema o gestionándolos el mismo, ya sea manual o automáticamente. Así, será posible entregar

de forma efectiva información de precio, consumo y otras variables mediante displays

inalámbricos o yendo un paso más allá, estableciendo comunicación con artefactos en un hogar

vía el medidor, manejando sistemas como termóstatos, aire acondicionados, filtros de piscinas,

etc. Estos sistemas requieren comunicación entre el medidor y los dispositivos en el hogar,

acuñándose el término Home Area Network (HAN). Los sistemas para habilitar este tipo de redes

que tienen un mayor desarrollo son sistema de radio frecuencia como el ZigBee y el WiFi (Harney,

2009). Por otra parte, la comunicación en dos vías en las NAN (Neighbourhood Area Networks)

puede estar basada en muchas tecnologías diferentes, incluyendo Power Line Carrier de banda


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angosta (PLC), Power Line Carrier de banda ancha (BPLC o Broadband PLC), mallas de radio

frecuencia (RF mesh), GSM/GPRS, CDMA, WiMAx, ZigBee, DSL y fibra óptica. (VAGO, 2009; Viola,

2011).

Figura 6 - Infraestructura de medición avanzada (AMI) en base a PLC

Muchos factores afectan la elección de una tecnología de comunicación específica, incluyendo los

costos de capital y operación, cobertura, resiliencia de la infraestructura, desempeño y seguridad.

Una consideración fundamental es también cuando construir infraestructura privada o utilizar

capacidad de infraestructura de redes públicas de telecomunicación (o una combinación de los

dos) (Viola, 2011).

En el caso de NANs privadas, la tecnología PLC, la cual utiliza las líneas de potencia existentes de

las distribuidoras, ha encontrado una favorable acogida en Europa y el sector del Asia Pacífico. En

contraste, en América del Norte, muchas distribuidoras han optado por utilizar redes tipo RF mesh

provistas por empresas como Silver Spring, Tantalus, Trilliant y Tropos, tanto para distribuidoras

eléctricas como distribuidoras múltiples (electricidad, gas y agua) (Viola, 2011).

La infraestructura de comunicación de celular pública es usualmente utilizada como medio de

comunicación entre los concentradores de redes NAN y las oficinas de la distribuidora. En algunos

casos, estas redes también pueden ser usadas para soportar la comunicación dentro de la misma


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red NAN, de existir una cobertura y robustez suficiente de las redes (dada la cantidad de

transacciones de comunicación posibles dentro de las redes NAN). La tecnología más utilizada es

la 2G (GPRS o CDMA), debido a la cobertura que estas redes tienen en torno tipo de ambientes,

aunque en la mayoría de los países ya está disponible la tecnología 3G e incluso 4G. En desarrollos

recientes, redes rurales de banda ancha 3GPP-LTE 67 han sido utilizadas en Vermont (USA) para

proveer comunicación a sus medidores (Viola, 2011).

Los suministradores de la tecnología de comunicación para redes NAN incluyen especialistas en

telecomunicación o vendedores de equipos de redes como Alcatel – Lucent y manufacturadores

importantes de medidores. La Tabla 9 muestra algunas de las empresas que mayores desarrollos

han realizado en materia de medición inteligente, indicado algunos de sus proyectos más

importantes junto a la tecnología utilizada (Viola, 2011). La medición inteligente no sólo

representa una opción para medir de forma más eficiente el consumo eléctrico. También permite

concentrar medición de gas y agua. Sin embargo, la medición de estos consumos no está exenta

de particularidades y problemas propios. En el caso de la medición de consumo de gas, los

medidores de gas tienen algunas restricciones, existiendo áreas de estos que pueden ser

intervenidos por infraestructura electrónica y áreas prohibidas por razones de seguridad. Además

se generan algunos problemas de corrientes circulantes por las cañerías de gas desde tierra hacia

los módems y dispositivos de comunicación, potencialmente generando daños en estos, por lo que

se debe instalar circuitos de descarga de estas corrientes. Por otra parte, la medición inteligente

de agua rara vez se logra costear debido al bajo costo del agua. Sólo en casos excepcionales como

la medición en medidores remotos (ej: medidores instalados en las azoteas de edificio) o en

lugares peligrosos de acceder como medidores en autopistas de alta velocidad, la medición

inteligente de agua se justifica. Por esta razón, la medición inteligente es principalmente eléctrica,

con un poco de participación en la medición de gas y casi sin participación en la medición de agua.

67

La tecnología 3GPP-LTE o 3GPP Long Term Evolution (LTE) es un estándar de comunicación inalámbrico de alta velocidad para teléfonos móviles y terminales de datos basado en tecnologías de red GSM/EDGE y UMTS/HSPA. Este es uno de los estándares muchas veces referido simplemente como 3G.


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Tabla 9 - Empresas, producto, tecnología y desarrollos más importantes realizados en medición inteligente (Viola, 2011)

Empresa Producto Tecnología Pruebas/desarrollos

Alcara TWACS AMI, STAR Network PLC (TWACS), RF mesh TWACS: Sobre 80 distribuidoras, incluyendo Distribuidoras eléctricas de Pensilvania, Wisconsin y Idaho.

Alcatel – Lucent Medidores inteligentes para distribuidoras de energía (tumkey integrated solution)

Varias (infraestructura de telecomunicación hecha a pedido)

Compañía de transmisión eléctrica de Egipto, Kelag Netz (Austria), Stadtwerke Pasewalk (12.000 medidores desarrollados en Alemania), PECO (USA), RTE, Transpower.

BPL Global Integrated Suite of Software/services

Varias, incluyendo BPL, RF mesh, fibra óptica, GPRS (infraestructura de telecomunicación hecha a pedido)

BPL: Volta River Authority (Ghana)

Corinex MV/LV BPL solutions BPL SABA Electric Egipto

CURRENT Technologies

OpenGrid Varios, incluyendo PRIME Electrica Rumania, Endesa España, Iberdola España, Oncor (USA)

Echelon Networked Energy Services (NES) System

Distribution Line Carrier (DLC, un tipo de PLC)

Sobre 100 proyectos de pilotos, incluyendo ENEL Italia, Vattenfall (Suecia), E.ON Sverige (Suecia), Fortum (Noruega).

Elster EnergyAxis RF mesh (142 kbit/s de velocidad de operación)

Mas de 80 sistemas desarrollados incluyendo Toronto Hydro (Canadá), Scottish & Southem Energy (Reino Unido), Light (Brasil), Kansas City (USA), Baltimore G&E (USA), Westar Energy (USA), Austin Energy (USA).

Itron OpenWay system PLC Several North America utilities, including BC Hydro, Southern California Edison, San Diego Gas & Electric, CenterPoint Enery y Detroit Edison

Landis + Gyr Gridstream PLC, RF mesh Múltiples clients incluyendo Unitil (USA), Suthern Pine Electric, Rolling Hills Electric, Pickwick Electric, Union City Electric, Hydro – Quebec (Canadá).

Nuri Telecom AiMiR NAN RF mesh (Zigbee 2.4 GHz), BPL RF mesh: Göteborg Energu (Suecia) BPL: KEPCO (South Korea)

Power Plus Communications (PPC)

Modular suite of BPL systems BPL MVV Energie (Alemania), Stadtweke Ratingen (Alemania)

Sagemcom PRIME PLC, G3-PLC PLC G3-PLC: ERDF (Francia)

Sensus FlexNet Propietary long-range wireless network operando en el espectro licenciado

Varios desarrolllos en norte America, incluyendo NRTC, Chesterfield County, Energy Sevices of PEnsacola

Silver Spring Networks

Smart energy Network RF mesh usando espectro no licenciado

Desarrollo en Australia y USA, incluyendo America Electric Power, Baltimore Gas & Electric, ComEd, Florida Power & Light, Guelph Hydro, Jemena, PG&E, Pepco, Western Power

Smartsynch IP-to-endpoint smart grid networks

Redes de cellular publicas (GPRS/CDMA/3G)

15 Utilities costumers, incluyendo City Utilities de Springfield, TNMP

Tantalus TUNet RF mesh operand en espectro no licenciado

Anaheim Public Utilities, BVU, Chatham-Kent, Hydro, Laclede, Electric Coop, Pulaski Electric System, Saint John Energy

Trilliant SecureMesh NAN RF messh basado en el estándar IEEE 802.15.4

Hydro One (Canadá), Illinois Rural Electric, Victoria Electric

Tropos Networks MetroMesh RF mesh Varios desarrollos en USA, incluyendo BWP, Kansas City, Layayete Utilities, Silicon Valley Power.

http://www.aclaratech.com/Pages/default.aspx

http://www.alcatel-lucent.com/wps/portal/solution/detail?LMSG_CABINET=Solution_Product_Catalog&LMSG_CONTENT_FILE=Solutions/Solution2_Detail_000124.xml&LMSG_PARENT=Solution_Categories/Solution_Category_000050.xml&LMSG_MARKETSEGMENT=Enterprise&LMSG_PORTFOLIO

http://www.bplglobal.net/eng/solutions/smart-grid-communications/index.aspx

http://www.corinex.com/

http://www.currentgroup.com/opengrid.php

http://www.currentgroup.com/opengrid.php

http://www.echelon.com/metering/nes_system_overview.htm

http://www.energyaxis.com/ea-eai-iunited-com-net.asp

https://www.itron.com/productsAndServices/electricity/Pages/Data-Collection_Networks.aspx

http://www.landisgyr.com/na/en/pub/solutions_na/advanced_metering/plc_technology.cfm

http://www.nuritelecom.com/solutions/advanced-metering-infrastructure.html#NAN

http://www.ppc-ag.de/3-1-Smart-Metering.html



http://www.sagemcom.com/index.php?id=1789&L=0

http://www.sensus.com/flexnet/overview.xml

http://www.silverspringnet.com/solutions/network-technology.html

http://www.silverspringnet.com/solutions/network-technology.html

http://smartsynch.com/whycellular/

http://www.tantalus.com/tech_wan.php

http://www.trilliantinc.com/products/securemesh-nan/

http://gridcom.tropos.com/landing_index.php


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3.4.1.1 COMUNICACIÓN E INTEROPERABILIDAD

La interoperabilidad68 es la capacidad de diversos sistemas para trabajar juntos, requerimiento

fundamental para los equipos de operación, protección, comunicación y medida en los sistemas

de suministro eléctrico. En este ámbito se ha definido a la interoperabilidad como la capacidad de

diversos dispositivos de intercambiar servicios e información y usar estos servicios e información

para operar más eficientemente en forma predecible y sin mayores necesidades de intervención

humana. Por ejemplo, y en su caso más básico, cambiarse de comercializadora de electricidad,

mediante una llamada telefónica, sin necesidad de cambiar físicamente el medidor y la

infraestructura de comunicación del mismo. Esta interoperabilidad se logra mediante el

establecimiento de estándares que los productores de equipos y sistemas de información deban

cumplir, haciéndolos compatibles a pesar de ser gestados independientemente.

En el ámbito de la simple medición también se requieren y utilizan estándares. A continuación se

mencionan algunos ejemplos de protocolos y estándares en uso en la medición actual. La norma

ANSI C12.18 es un estándar ANSI que describe el protocolo de comunicación en dos sentidos para

los medidores de electricidad que normalmente se utilizan en Norte América. El estándar C12.18

fue diseñado específicamente para la comunicación de medidores vía un puerto óptico ANSI tipo 2

y específica protocolos de bajo nivel. El protocolo ANSI C12.21 es una extensión del protocolo

C12.18 elaborado para módems en vez de comunicación óptica, por lo que es más adecuada para

lectura automática de medidores. El estándar IEC61107 es un protocolo de comunicación para

medidores inteligentes publicado por IEC que envía datos ASCII usando un puerto serial a través

de un medio físico que puede ser luz modulada, enviada con un LED y recibido con un fotodiodo o

un par de cables, usualmente modulados bajo el estándar EIA – 485. Este es ampliamente

utilizado en medidores en la Unión Europea. Este estándar, si bien esta actualizado por el estándar

IEC 62056, permanece en amplio uso por su simpleza, uso aceptación.

Para que exista compatibilidad entre todos los dispositivos pertenecientes a una red de medición

avanzada/inteligente es necesario que existan protocolos compartidos de comunicación, en

general mas complejos que los anteriores. Hoy es común encontrar equipos destinados a sistemas

o redes inteligentes incompatibles con los de la empresa de la competencia y esto ocurre no sólo

para los equipos de los sistemas de potencia, sino que también para las tecnologías de

información y las comunicaciones. Por esto la organización de ingenieros eléctricos IEEE ha

desarrollado y publicado en septiembre de 2011 el IEEE P2030 o “Smart Grid Interoperability

Standard69” que trata estas tres materias. A continuación se listan algunos estándares70 que se

propone utilizar en este mismo.

68

Fuente: http://www.gridwiseac.org/pdfs/financial_interoperability.pdf, http://www.gridwiseac.org/pdfs/forum_papers/117_paper_final.pdf 69

http://grouper.ieee.org/groups/scc21/2030/2030_index.html

http://www.gridwiseac.org/pdfs/financial_interoperability.pdf

http://www.gridwiseac.org/pdfs/forum_papers/117_paper_final.pdf

http://grouper.ieee.org/groups/scc21/2030/2030_index.html


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Tópic (Priority Action Plan) Standard(s) or Guideline(s)

PAP 1 - Role of IP in the Smart Grid Informational IETF RFC

PAP 2 - Wireless Communications for the

Smart Grid

IEEE 802.x, 3GPP,3GPP2, ATIS, TIA

PAP 3 - Common Price Communication

Model

OASIS EMIX, ZigBee SEP 2, NAESB

PAP 4 - Common Scheduling Mechanism OASIS WS-Calendar

PAP 5 - Standard Meter Data Profiles AEIC V2.0 Meter Guidelines (addressing use of ANSI C12)

PAP 6 - Common Semantic Model for Meter

Data Tables

ANSI C12.19-2008, MultiSpeak V4, IEC 61968-9

PAP 7 - Electric Storage Interconnection

Guidelines

IEEE 1547.4, IEEE 1547.7, IEEE 1547.8, IEC 61850-7-420, ZigBee SEP 2

PAP 8 - CIM for Distribution Grid

Management

IEC 61850-7-420, IEC 61968-3-9, IEC 61968-13,14, MultiSpeak V4, IEEE 1547

PAP 9 - Standard DR and DER Signals NAESB WEQ015, OASIS EMIX, OpenADR, ZigBee SEP 2

PAP 10 - Standard Energy Usage

Information

NAESB Energy Usage Information, OpenADE, ZigBee SEP 2, IEC 61968-9, ASHRAE SPC 201P

PAP 11 - Common Object Models for

Electric Transportation

ZigBee SEP 2, SAE J1772, SAE J2836/1-3 , SAE J2847/1-3, ISO/IEC 15118-1,3, SAE J2931, IEEE P2030-2, IEC 62196

PAP 12 - IEC 61850 Objects/DNP3 Mapping IEC 61850-80-5, Mapping DNP to IEC 61850, DNP3 (IEEE 1815)

PAP 13 - Time Synchronization, IEC 61850

Objects/IEEE C37.118 Harmonization

IEC 61850-90-5, IEEE C37.118, IEEE C37.238, Mapping IEEE C37.118 to IEC 61850, IEC 61968-9

PAP 14 - Transmission and Distribution

Power Systems Model Mapping

IEC 61968-3, MultiSpeak V4

PAP 15 - Harmonize Power Line Carrier

Standards for Appliance Communications in

the Home

DNP3 (IEEE 1815), HomePlug AV, HomePlug C&C, IEEE P1901 and P1901.2, ISO/IEC 12139-1, G.9960 (G.hn/PHY), G.9961 (G.hn/DLL), G.9972 (G.cx), G.hnem, ISO/IEC 14908-3, ISO/IEC 14543, EN 50065-1

PAP 16 - Wind Plant Communications IEC 61400-25

PAP 17 - Facility Smart Grid Information

Standard

New Facility Smart Grid Information Standard ASHRAE SPC 201P

Más allá de esto, existe una variedad de protocolos compartidos, aunque no necesariamente

abiertos, están disponibles para proveer interoperabilidad. Estos incluyen Oracle y el IBM

database query languages, http y https, ftp, SSL, ODBC, SQL, XML, etc. En algunos casos, la

http://docbox.etsi.org/workshop/2011/201104_SMARTGRIDS/02_STANDARDS/IEEE_LIMA.pdf 70

The Current State of Smart Grid Interoperability Standards SGIP, Marzo 2011 Link, Link2

http://docbox.etsi.org/workshop/2011/201104_SMARTGRIDS/02_STANDARDS/IEEE_LIMA.pdf

https://www.google.cl/search?sourceid=chrome&ie=UTF-8&q=interoperability+standads#hl=es&sclient=psy-ab&q=The+Current+State+of+Smart+Grid+Interoperability+Standards&oq=The+Current+State+of+Smart+Grid+Interoperability+Standards&aq=f&aqi=&aql=&gs_sm=3&gs_upl=3124401l3124401l0l3124748l1l1l0l0l0l0l306l306l3-1l1l0&gs_l=serp.3...3124401l31244

http://www.google.cl/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=2&ved=0CDQQFjAB&url=http%3A%2F%2Fwww.puc.state.tx.us%2Findustry%2Fprojects%2Felectric%2F34610%2FAMITMtg052411%2FCurrent_State_Smart_Grid%2520Interoperability_Standards.ppt&ei=TEBqT53hAobHtgfCspWRCQ&usg=AFQjCNFuy48g2EX4K3BenWo1H4ZzVHbt4g


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interoperabilidad es alcanzada usando las herramientas y productos de un mismo propietario

(MEA, 2010).

3.4.2 MEDIDORES INTELIGENTES

De los tres componentes más importantes para un sistema avanzado de medición, el medidor

inteligente es el más robusto y maduro de todos, ya que los medidores electrónicos se han

desarrollado desde hace ya varios años. Los desarrolladores de estos productos han podido

trabajar sobre un dispositivo base ya desarrollado e ir agregando diversas funcionalidades para

integrarlas a un sistema avanzado de medición, por lo que el riesgo de esta tecnología puede

considerarse bajo (VAGO, 2009).

3.4.2.1 CANTIDADES POSIBLES DE MEDIR

Una de las características que un medidor inteligente puede mostrar es la capacidad de poder

medir varias cantidades, no estando sólo circunscrito a medición de electricidad. Es posible que

estos dispositivos puedan medir además gas (energía, flujo instantáneo, demanda máxima, etc.),

calor y refrigeración, agua, etc. Claramente, el añadir nuevas cantidades a medir y calcular tenderá

a incrementar el costo de los medidores, dependiendo de las necesidades de hardware adicional.

Esto no siempre es de fácil cálculo, ya que en algunos casos sólo con agregar pequeñas

modificaciones es posible entregar funcionalidades adicionales, mientras que otras requieren

grandes cambios en el sistema, como el incremento de memoria, la capacidad de procesamiento

de datos o el ancho de banda de comunicación (Gonzales & J, 2010).

3.4.2.2 INTERVALO DE MEDICIÓN

Las cantidades medidas pueden ser registradas sobre periodos de tiempo. Para sistemas de

medición convencional existen principalmente dos opciones: Medición a intervalos, donde el

consumo es registrado a través del tiempo en periodos de 5 a 60 minutos. Alternativamente, un

valor único de consumo puede ser tomado sobre periodos de tiempo más largo, relacionado a la

frecuencia de revisión de los medidores. Las mediciones de “acumulación” pueden variar entre

mediciones mensuales a anuales (Gonzales & J, 2010).

Los medidores electrónicos, pueden proveer una taza de muestreo mucho más alta (hasta

intervalos medidos en segundos) pero intervalos más cortos de tiempo no son usualmente usados

para facturar, ya que no proveen grandes beneficios e incrementan enormemente el costo y la

cantidad de datos transmitidos (Gonzales & J, 2010). Altas tasas de muestreo se utilizan para


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aplicaciones especiales, como registrar perfiles de consumo detallados para caracterizar clientes y

sus usos eléctricos, para la detección no invasiva de aparatos y dispositivos, etc.

3.4.2.3 DESAGREGACIÓN DE INFORMACIÓN

Un número de compañías, incluyendo Sentec71 y Navetas Energy Management Ltd., están

desarrollando y/o produciendo dispositivos que pueden calcular el uso de energía en cargas

individuales basadas en su información de consumo total almacenado en el medidor. Este proceso

puede ser realizado por el medidor o dispositivos adicionales, los cuales permiten obtener

conclusiones más precisas de la información de consumo del cliente, siendo de importancia para

los consumidores y las compañías para entender los patrones de consumo y uso de la energía por

parte de sus clientes (Gonzales & J, 2010). La Figura 7 muestra un ejemplo de un Display con

identificación de carga para diferentes usos de la electricidad en el hogar. Estos sistemas son aún

muy poco habituales.

Figura 7 - Sistema de identificación de Cargas individuales Sentec Coracle (Gonzales & J, 2010) y ONZO72

3.4.2.4 INTERRUPTORES Y VÁLVULAS

Los medidores pueden ser adecuados para interrumpir el suministro de un cliente en forma

remota. Esto puede ser utilizado para limitar la demanda de potencia de un cliente, siendo útil en

sectores del sistema donde existen restricciones de capacidad o donde las demandas puntas están

creciendo rápidamente. Esto se vuelve particularmente importante en el caso en el que usuarios

residenciales instalan sistemas de aire acondicionado en sus residencias. Si bien estos sistemas no

dependen de la existencia de un medidor inteligente, su uso y consumo abre la posibilidad a

nuevos usos y oportunidades para clientes y empresas (Gonzales & J, 2010). Hoy es común

71

http://www.sentec.co.uk/ 72

http://www-staff.lboro.ac.uk/~cddl/onzo_smart_energy_kit.htm

http://www.sentec.co.uk/

http://www-staff.lboro.ac.uk/~cddl/onzo_smart_energy_kit.htm


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encontrar programas donde la posibilidad que la distribuidora desconecte aires acondicionados o

calderas (direct load control) le significa importantes descuentos a sus clientes.

Otra razón para la inclusión de estos dispositivos en medidores inteligentes es la existencia de

tarificación de prepago. La combinación de un interruptor en un medidor con un método

apropiado de pago define un medidor de prepago. El Reino Unido es el país europeo con mayor

uso de medidores de prepago (3,5 millones de medidores de electricidad y 2,5 millones de

medidores de gas). La utilización de medidores inteligentes para esta función puede reducir de

forma importante el costo de implementar esquemas de prepago. Estos interruptores también

pueden ser utilizados para deshabilitar remotamente el suministro en casos en los contratos de

suministro hayan terminado y no hayan sido renovados o existan una deuda que justifique la

desconexión de un cliente. Así mismo, permiten una reconexión de bajo costo y segura del cliente,

una vez que este ha regularizado su situación (Gonzales & J, 2010). Esta característica ya esta

presente en un importante número de medidores en Chile, donde la reducción de costos de corte

y reposición y el control de hurto son muy importantes.

3.4.2.5 TARIFAS MÚLTIPLES Y DINÁMICAS

Actualmente, las tarifas residenciales chilenas están limitadas a un número pequeño de opciones.

Esto es el resultado, entre otras cosas, de la dificultad para registrar de manera precisa múltiple

información mediante lecturas manuales. Los medidores inteligentes con recolección

automatizada de información pueden sobrepasar esta dificultad y permitir tarifas de múltiples

valores a ser ofrecidas (ej: TOU). Por ejemplo, para el caso de Inglaterra, se ha especificado que los

medidores inteligentes deban permitir hasta 8 registros diferentes de consumo diario. Con la

habilidad de comunicar del medidor también es posible reiniciar o cambiar los valores de las

tarifas remotamente. Es común encontrar hoy en los países desarrollados medidores multitarifa,

es decir, medidores capaces de pasar de medir sólo energía, a medir energía y potencia, o energía

por bloques (ToU), etc. En estos países, dado que el medidor tiene comunicación bidireccional, el

cambio de tarifa se realiza con una llamada telefónica y sin necesidad de una visita al domicilio o

cambio de medidor. Muchos países en desarrollo usan medidores multitarifa para lograr

estandarización, economías de escala y reducir inventarios. Sin embargo, al no disponer de una

plataforma de comunicación se envían a sus puntos de instalación programados con una tarifa.

Con comunicación, estas tarifas pueden ser incluso dinámicas, variando de forma diaria o incluso

de formas más frecuente, para reflejar la disponibilidad de recursos de generación y transporte de

electricidad (Gonzales & J, 2010) y las eventuales condiciones de escases relativa o contingencia.


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3.4.2.6 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MEDIDORES Y CONCENTRADORES ELÉCTRICOS

Para exponer en forma simple y clara las características de un medidor inteligente dirigido al

mercado masivo, desde clientes residenciales hacia arriba, a continuación se presenta una serie de

concentradores y medidores eléctricos con sus características técnicas y principales

funcionalidades en una red inteligente. Se ha optado presentar la gama de Circutor73, pues son

una empresa hispana, con catálogos en español y productos conocidos por el grupo de la PUC.

Endesa España solía comprar algunos medidores de esta empresa, antes de la llegada de ENEL al

control de la primera. A continuación se presenta un medidor monofásico, uno trifásico y un

concentrador. Luego se presentan unos medidores y concentradores Elster bastante usados en

Chile por Chilectra y CAM.

Circutor ofrece distintos dispositivos para la aplicación de medición inteligente en el sector de

distribución. El esquema básico propuesto por la empresa, y común para casi toda la Comunidad

Europea, consiste en la instalación de medidores inteligentes en cada punto de consumo (clientes

residenciales e industriales) los cuales se comunican vía PLC (Power Line Comunication) con el

concentrador, él que a su vez envía la información de consumo recolectada a través de

comunicación Ethernet, GSM o GPRS a la empresa (Circutor, 2012d).

La comunicación entre el concentrador y los medidores es bidireccional, es decir los medidores

envían la información del consumo eléctrico hacia el concentrador. A su vez, a través del

concentrador es posible programar las tarifas y desconexiones de los medidores utilizando el

software Power PLC, proporcionado por Circutor (Circutor, 2012d).

3.4.2.6.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MEDIDOR MONOFÁSICO CIRWATT B 200

Contador monofásico multifuncional, ver Figura 8, dispone de comunicaciones PLC y de un puerto

óptico para la lectura del consumo. Puede almacenar hasta tres meses de consumo horario, con

batería interna de litio para la lectura con falta de tensión. Además, posee un elemento de corte

de suministro para controlar la demanda máxima permitida. Medidor con registro horario que

acepta hasta 6 opciones tarifas distintas, con 4 tipos de días y 4 jornadas, más 15 feriados. Para

mayor detalle referirse a la Tabla 10 (Circutor, 2012a).

73

http://www.circutor.es/catalegs.aspx

http://www.circutor.es/catalegs.aspx


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Figura 8 – CIRWATT B 200. Fuente Circutor

Tabla 10 – Características CIRWATT B 200. Fuente Circutor

Alimentación

Tensión nominal 110…230 V Tolerancia 80% … 115% Consumo <2 W; 10 V.A Frecuencia 50…60 Hz Medida de Tensión

Conexionado Asimétrico Tensión de referencia 230 V Frecuencia 50 ó 60 Hz Consumo circuito tensión <20 W; 10 V.A Medida de intensidad

Corriente nominal de referencia Iref 10A Corriente máxima Imax 60A Corriente de arranque Ist < 0.04 x / Corriente mínima Imin < 0.5 x / Consumo circuito corriente 0.024 V.A a 10 A Clase de precisión

Precisión medida de energía activa EN 50470 –Clase B* Precisión medida de energía reactiva UNE-EN 62053-21 – Clase 2 Memoria

Datos Memoria no volátil Setup y eventos Serial flashla

Batería

Tipo Litio Vida >20 años a 30°C Reloj

Tipo Calendario Gregoriano Fuente Oscilador compensado en

temperatura Precisión (EN61038) < 0,5 s/día Influencias del entorno

Rango de temperatura de trabajo -25 °C a +70 °C Rango de temperatura de almacenamiento -40°C a + 85°C Coeficiente de temperatura < 15 ppm/K Humedad 95% máx. Aislamiento

Tensión aislamiento 4 kV a 50 Hz durante 1 min Tensión de impulso 1,2/50us – IEC 62052-11 6 kV Índice de protección (IEC 62052-11 II Display

Tipo LCD Número de dígitos de datos Hasta 6 Tamaño de dígitos de datos 9 mm Lectura del display en ausencia de tensión Sí

Interfaz de comunicación óptico

Tipo Serrie; bi-direccional Hardware IEC 62056-21 Protocolo REE, basado en IEC 870-5-102 Detector de Intrusismo

Detección Apertura tapa cubrebornes Tipo Micro interruptor Función Detecta instrusismo en ausencia de

tensión Características mecánicas

Conexión Asimétrica Dimensiones externas DIN 43857 Características envolventes DIN 43859 Grado IP (IEC 60529) IP 51 PLC

Sistema de modulación DSCK con sistema de repetidores Hardware CENELEC A o CENELEC B Protocolo CirPLC y PEP (PLC Encapsulated

Protocol)

Programación tarifas

Número de jornadas 4 Tipos de días 4 Contratos 1 Número de tarifas 6 Discriminación 1 hora Días festivos 15 Días especiales No tiene Curva de carga

Número de curvas de carga 1 Tiempo de integración Programable 1 … 253 Profundidad de registro 2200 Eventos

Número de eventos 200 Cierres de facturación

Número de cierres 12 por contrato Tipo Deshabilitado / Fecha y

hora programable


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3.4.2.6.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS MEDIDOR TRIFÁSICO CIRWATT B 410D

Contador trifásico multifuncional, ver Figura 9, dispone de comunicaciones PLC y de un puerto

óptico para la lectura del consumo. Diseñado para el funcionamiento en industrias con

disponibilidad de múltiples opciones de comunicaciones y módulos de expansión que le permiten

adaptarse a diversas instalaciones. Medidor con registro horario que acepta hasta 9 opciones

tarifas distintas, con 10 tipos de días, 12 jornadas, más 30 feriados y 15 días especiales. Para

mayor detalle referirse a la Tabla 11 (Circutor, 2012b).

Figura 9 – CIRWATT B 410D. Fuente Circutor


Original


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Tabla 11 – Características CIRWATT B 410D. Fuente Circutor

Batería

Tipo Litio Vida >20 años a 30°C Reloj

Tipo Calendario Gregoriano Fuente Oscilador compensado en

temperatura Precisión (EN61038) < 0,5 s/día a 23°C Influencias del entorno

Rango de temperatura de trabajo

-40 … +70 °C

Rango de temperatura de almacenamiento

-40°… + 85°C

Coeficiente de temperatura < 15 ppm/K Humedad 95% máx. Aislamiento

Tensión aislamiento 4 kV a 50 Hz durante 1 min Tensión de impulso 1,2/50us – IEC 62052-11

6 kV

Índice de protección (IEC 62052-11

II

Display

Tipo LCD Número de dígitos de datos Hasta 8 Tamaño de dígitos de datos 8 mm Lectura del display en ausencia de tensión

Sí

Alimentación

Tensión nominal 3x230 (400) V-3X127 (230) V Tolerancia 80% … 115%

Consumo <2 W; 10 V.A Frecuencia 50 ó 60 Hz Medida de Tensión

Conexionado Asimétrico Tensión de referencia 3x230 (400)V-3x127 (230) V* Frecuencia 50 ó 60 Hz Consumo circuito tensión

<2 W; 10 V.A

Medida de corriente

Corriente nominal de referencia

5 (100) A ó 10 (100) A ó (120) A ó 15 (120) A*

Corriente de arranque < 0.04 x lg Corriente mínima Imin < 0.5 x lg Consumo circuito corriente

< 0.1 V.A

Clase de precisión

Precisión medida de energía activa

EN 50470 (Clase B) – IEC 62053-21 (Clase 1)

Precisión medida de energía reactiva

UNE-EN 62053-23 – Clase 2

Memoria

Datos Memoria no volátil Setup y eventos Serial flash

Interfaz de comunicación óptico

ipo Serrie; bi-direccional Hardware IEC 62056-21 Protocolo REE, basado en IEC 870-5-

102 Detector de Intrusismo

Detección Apertura tapa cubrebornes

Tipo Micro interruptor Función Detecta instrusismo en

ausencia de tensión Características mecánicas

Conexión Asimétrica Dimensiones externas DIN 43857 Características envolventes DIN 43859 Grado IP (IEC 60529) IP 51 PLC

Sistema de modulación DSCK con sistema de repetidores

Hardware CENELEC A o CENELEC B Protocolo CirPLC y PEP (PLC

Encapsulated Protocol)

Programación tarifas

Número de jornadas 12 Tipos de días 10 Contratos 3 Número de tarifas 9 Discriminación 1 hora Días festivos 30 Días especiales 12 Curva de carga

Número de curvas de carga 2 Tiempo de integración Programable 1 … 253min Profundidad de registro 4000 Eventos

Número de eventos 200 Cierres de facturación

Número de cierres 12 por contrato Tipo Deshabilitado / Fecha y hora

programable


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3.4.2.6.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS CONCENTRADOR PLC 800

Ambos medidores, trifásicos y monofásicos requieren de un concentrador para canalizar su

comunicación con la compañía. El concentrador PLC 800 es el dispositivo central en todo el

sistema de telegestión ofrecido por Circutor, ver Figura 10. El concentrador recolecta la

información de consumo de los contadores de energía utilizando el cableado eléctrico (PLC). Este

concentrador se conecta en la subestación correspondiente, posee comunicación Ethernet, GSM,

GPRS para entregar la información y otro tipo de interacción con el sistema, como desconexión

y/o reprogramación de contadores (Circutor, 2012c).

El concentrador PLC 800 detecta automáticamente la conexión de un nuevo medidor, sin

necesidad de intervenirlo, además permite una mejor gestión de pérdidas eléctricas y hurtos. Para

detalles técnicos referirse a la Tabla 12 (Circutor, 2012c).

Figura 10 – Concentrador PLC 800. Fuente Circutor

Tabla 12 – Características Concentrador PLC 800. Fuente Circutor

Alimentación

Tensión de trabajo 127V a 230V Consumo -7W y -12VA Influencias del entorno

Temperatura de trabajo -20°C a + 60°C Temperatura de almacenamiento -40°C a +85°C Humedad 95% max. Procesador

Microprocesador Samsung Samsung S3C2440-300

Display

Tipo/Tamaño TFT LCD / 3,5” Backlight LED PLC – Comunicaciones red eléctrica

Tipo DCSK con sistema de repetidores*

Hardware CENELEC A o CENELEC B Conexión 3 ó 4 hilos (con opción de

doble conexionado) Índice de protección II *Para otras configuraciones consultar

Memoria datos

Tipo FLASH (tarjeta SD) Capacidad 528 MB Batería

Tipo Litio Posición Interna Vida >20 años @ 25°C Módem

Tipo GSM y GPRS Banda Quadribanda Tarjeta SIM Puerto Ethernet

Tipo IEEE 802.3 Conector RJ45 Velocidad 10/100MBit Puertos USB

Versión USB 1.1 Tipo Hembra tipo A


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3.4.2.6.4 CONCENTRADOR DE EDIFICIOS DE COMPLANT CM 08

Este dispositivo integra la medición de ocho equipos tradicionales en un solo dispositivo eléctrico.

Este dispositivo permite el ahorro de espacio, ya que si bien la medición y la gestión eléctrica es

independiente, comparten el gabinete, el registrador y el software. Este dispositivo cuenta con

comunicación PLC permitiendo gestionar remotamente desde el centro de control de la

distribuidora (CAM, 2012) y es muy utilizado por CAM en Chile.

Figura 11 – Concentrador para Edificios Complant. Fuente: Cam

Registra demanda máxima de 5 a 60 minutos por cada usuario. Permite corrientes de hasta 50 A.

Almacena el consumo histórico de los últimos 6 meses y la demanda máxima de los últimos 3

meses. Además permite la programación de 4 tipos de tarifas74.

3.4.2.6.5 CARACTERÍSTICAS MEDIDOR ELSTER A22075

Este medidor monofásico no cuenta con comunicación PLC, posee conexión eléctrica RS485 o

comunicación óptica. Permite la programación de 4 tipos de tarifas y 4 estaciones del año, las

especificaciones técnicas se muestran en la Tabla 13 (Elster, 2012).

74

Además el fabricante indica: Alta linealidad en todo el rango de operación, precisión y estabilidad en la medida, precisión en la medida de cargas bajas, rango extendido de temperatura, cumpliendo con la norma IEC61036, facilidad de transporte y excelente tolerancia a los impactos mecánicos. 75

http://www.elstermetering.com/en/865.html



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Tabla 13 – Especificaciones Técnicas medidor Elster A220. Fuente: Elster

Nominal voltage 2-wire, 1 system 220…240V (-20%...15%) Nominal frequency 50/60 Hz +/-5% Nominal/máximum current Continuous current short duration DC: 5(60)A, 5(80)A, 5(100)A

DC: 7000A for 2 cycles Starting current DC: < 16mA Accuracy Class 2 or 1, A or B EN62053-21

MID app. MI-003 Up to 1 control input Only for DIN version available control

voltaje threshold Max. 265V AC OFF at <40V. ON at>60V

Up to 1 electronic outputs BS-version : SO Standard DIN-version : 230V AC/DC or SO

acc IEC 62053-31 230V, 100mA (only in DIN version available)

Interfaces Optical interface Electrical interface (CL0, RS485)

acc IEC 62056-21, max 9600 Baud

Internal tariff source 4 tariffs 4 seasons Weekday dependent tariff scheme

acc EN 62054-21

Time backup for RTC With external battery Accuracy

10 years continuous operantion at 25°C shelf life of 5 years < 5ppm

Time backup for readout without main power

Supercap Internal battery Additional exchange able battery

1 day 4 years, depending on number of readouts 7 years, depending on number of readouts

Temperature condition Operating temperature Storage temperature Humidity Temperature coefficient

-40°C … +70°C -40°C …+ 80°C acc EN62052-11 0,01% per °C (PF=1 and PF=0,5)

EMC compatibility Surge withstand (1,2/50 us) Dielectric test EMC environmental conditions

6Kv, Resource = 2 Ohm 12Kv Resource = 40 Ohm*) 4Kv 1min, 50 Hz MID E2

Power consumption < 0,7W, <8VA Connections Direct connected meter

Auxiliary connections Terminals: Ø=9,0 mm Terminals: Ø=4,0 mm

Housing Dimensions Protection class Material Mechanical environmental conditions

DIN 43857 part 1. BS 7856 Housing: IP54, terminal block: IP31 Polycarbonate, non-inflamable, self-extinguishing sysnthetic material recyclable MID M1

Weight < 0,4 Kg


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3.4.3 INTERFAZ DEL USUARIO

Las interfaces de usuario permiten habilitar el uso de servicios innovadores a ser ofrecidos a los

clientes de manera de ayudarlos a gestionar su consumo eléctrico. Estos servicios pueden ir desde

sistemas de información de precio y consumo eléctrico, hasta control remoto de dispositivos

dentro del hogar como aire acondicionado, calefacción, filtros de piscina, etc. De manera de

acceder a estas funciones, los medidores inteligentes deben tener una interfaz a través de las

cuales los dispositivos del hogar puedan interactuar con él. De todos los componentes de un

sistema AMI este es el menos desarrollado y no existen muchos productos que lideren el mercado

(VAGO, 2009), aunque dadas las inversiones en esta industria y los desarrollos en los mercados

masivos, esta situación puede cambiar rápidamente.

3.4.3.1 DISPOSITIVOS DE COMUNICACIÓN PARA LOS CONSUMIDORES

Al masificarse la medición inteligente existirá una necesidad de retroalimentar a los consumidores

con información representativa de su consumo. Esto puede lograrse a través de varias vías. La

información puede ser entregada a través de la cuenta o presentada en el sitio web del

suministrador (comercializador o distribuidor según corresponda. Otra opción mas avanzada es

enviar la información a través del medidor, el cual puede ser presentada al cliente en alguna

especie de display. Si bien el medidor en si mismo puede ser utilizado para esta tarea, existe un

consenso sobre la mala ubicación del medidor para esta tarea, por lo que se requiere la asistencia

de dispositivos adicionales (Gonzales & J, 2010).

Existe además alguna evidencia que sugiere que podría existir un beneficio en transmitir

información en tiempo real a algunos consumidores finales. Esto sugiere la necesidad para una

HAN (Home Area Network) para soportar este tipo de retroalimentación donde la localización del

medidor no es adecuada para retroalimentar al cliente. Este tipo de redes puede proveer otros

tipos de funcionalidades como conectar los medidores de una distribuidoras, dándole acceso a

una WAN (Wide Area Network) o NAN (Neighbourhood Area Networks) a estos medidores,

proveer un enlace con dispositivos inteligentes en una casa, proveer enlace con medidores de

generación embebidos en generadores locales (Gonzales & J, 2010).

Existen varias opciones técnicas para transferir información en los alrededores de una propiedad.

Esto incluye sistemas Wireless (como Zwave y Zigbee), sistemas alámbricos y Power Line Carrier

(PLC) usando los cables propios conectados a la propiedad. La Figura 12 muestra algunos ejemplos

de dispositivos de retroalimentación para el cliente (Gonzales & J, 2010).

Una de las opciones que ahora es prominentemente de explotar de manera comercial es el

protocolo Zigbee para ser implementado en medidores y dispositivos inteligentes. ZigBee es un

estándar de comunicación por radio simple y de baja potencia para transferir información a una


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tasa relativamente baja y en distancia de unas decenas de metros. Actualmente está siendo

utilizado en medidores inteligentes en Texas y California. En volúmenes altos, el valor incremental

de agregar esta tecnología a medidores es de US$5 a US$25. A medida que ZigBee se vuelva más

utilizado, se espera que el precio de la tecnología decrezca bastante 76 (MEA, 2010).

http://www.industrial-embedded.com/pdfs/SoftwareTechGroup.Oct05.pdf

Figura 12 - Ejemplos de dispositivos de retroalimentación a clientes (GEO Home energy hub y PRI Home Energy controller

77)

En general se ha visto que la sola toma de conciencia del consumo de los aparatos por parte del

consumidor residencial conlleva un ahorro que en los diversos estudios normalmente supera el

5%. Esto sugiere que el consumidor residencial no sabe cuanto y como consume, no comprende la

estructura de su consumo eléctrico, que aparatos y usos lo generan, ni como reducirlo.

76

http://www.energetics.com/resourcecenter/products/studies/Documents/Smart-Grid-Maryland.pdf (pagina 70) y http://www.industrial-embedded.com/pdfs/SoftwareTechGroup.Oct05.pdf 77

http://www.greenenergyoptions.co.uk/product_range/home_energy_hub/


http://www.energetics.com/resourcecenter/products/studies/Documents/Smart-Grid-Maryland.pdf



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3.5 EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN SMART METER

La medición del consumo eléctrico, tradicionalmente se ha realizado a través de medidores

eléctricos análogos, como se muestra en la Figura 13, similar a los utilizados en Chile en la mayoría

de los clientes residenciales. La lectura de estos medidores, se realiza mediante personal de la

empresa distribuidora que se presenta en el hogar y anota la información. Estas visitas se

programan según la zona geográfica de la residencia. Esta labor de lectura pedestre de los

medidores tiene muy bajo costo en los países en desarrollo, lo que junto al bajo consumo

eléctrico de las residencial, ha dificultado tornar costo efectivos a los medidores inteligentes.

Debido a la flexibilidad tarifaria implementada en algunos Estados de Estados Unidos y países de

Europa, se ha hecho necesaria una medición más detallada del consumo eléctrico. No basta con

conocer el consumo acumulado mensual, también es necesario conocer la demanda por bloque

horario, la demanda horaria y en algunos casos que la información de precio y consumo sea visible

por el cliente en tiempo real. El tipo de medidores que cumplen éstas características se

denominan hoy Smart Meter, que como se indicó antes, poseen la capacidad de almacenar la

demanda de potencia horaria, la energía consumida y enviar ésta información (inalámbricamente

por radiofrecuencia o por otro medio) a un colector de datos de la empresa ubicado en el exterior.

La capacidad multitarifa del medidor ya casi no se menciona, y se omite por su obviedad, pues es

un requerimiento evidente y de bajo costo para los medidores.

Figura 13 - Medidor análogo utilizado en tarifas simples en California. Fuente: PG&E.

En los últimos años se ha visto un importante avance en el desarrollo de tecnología de medición

inteligente y servicios en la forma de displays, sitios web, información en dispositivos móviles,

cuentas informativas y televisión. En el caso europeo, luego de la publicación y el inicio de


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paquetes de medidas de acuerdo a las directivas 2009/72/EC y 2009/73/EC78 existe una confianza

creciente en el desarrollo y oportunidades del mercado de los servicios inteligentes. De esta

forma, en Europa se ha comprometido a cambiar a tecnología de medición inteligente a un 80% de

los clientes para el año 2020. Un interés similar se ha desarrollado en Estados Unidos en esta

tecnología, existiendo varios estados como California e Illinois que ya se encuentran en una

campaña de instalación de medidores inteligentes para sus clientes. Varios otros estados se

encuentran avanzando en esta línea o haciendo pilotos para identificar las tarifas que se desea

implementar y así instalar medidores con las características necesarias para implementar esas

tarifas, evitando gravar a los consumidores con los sobrecostos de funcionalidades de los

medidores que en la práctica no se explotarán. En que Canadá y Australia también se encuentran

orientados en esta senda (Renner et al., 2011).

Figura 14 - SmartMeter (Landis + Gyr y GE) utilizados en tarifas horarias en California. Fuente: PG&E.

Figura 15 – SmartMeter utilizado en tarifas horarias en Texas. Fuente: Oncor.

De acuerdo a una revisión bibliográfica realizada localmente, los costos de medidor inteligente

mas instalación por punto de medida bordean los 100 dólares la unidad como se puede apreciar

en Tabla 14 (Rámila, 2009a).

78

Una directiva es un promulgación legislativa de la Unión Europea la cual requiere que los estados miembros al alcancen un resultado particular sin establecer los medios mediante los cuales se lograr. Mayor detalle de estas directivas ver: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0094:0136:en:PDF y http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0055:0093:EN:PDF

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0094:0136:en:PDF

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0055:0093:EN:PDF


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La mayoría de las empresas distribuidoras han desarrollado, junto a los despliegues de los

medidores, herramientas web donde el cliente puede revisar su consumo detalladamente por

hora, así puede modificar su perfil de consumo ahorrando energía. También, se ha desarrollado un

servicio de alerta energética, el cual notifica al cliente a través de email, llamadas telefónicas o

mensaje de texto, cuando su consumo se acerca a niveles de energía con precios altos (en caso de

California, tarifa residencial normal) o cuando los precios de la energía son altos (en el caso de

Wisconsin, tarifa Peak Load Pricing).

Físicamente los medidores utilizados se pueden observar en la Figura 14 y Figura 15. La instalación

de éstos medidores, no demora más de 15 minutos y no necesita estar presente el cliente en el

momento de la instalación, basta con que el acceso al medidor sea posible.

Tabla 14 –Valores típicos de Costos de Medidores Inteligentes por región o país.

Lugar US$/punto

Italia 102,93 Países Bajos 151,47 Victoria 114,70 Ontario 100,00 Southern California Edison 115,62 Ofgem (UK) 107,42 San Diego Gas & Electric 94,30

Fuente: (Rámila, 2009a).

En Norte América, la mayoría de las distribuidoras han elegido utilizar sistemas de comunicación

inalámbrica para conectar sus medidores a las redes NAN, aunque existen excepciones como la

distribuidora Duke Energy79 (North Carolina, USA), la cual está pensando instalar sistemas PLC a

varios millones de medidores. Por otra parte, en Europa, que avanzó antes en esta materia, la

tecnología PLC ha tomado la delantera, siendo utilizada para alimentar de información

concentradores típicamente ubicados en los transformadores cercanos, para luego transmitir la

información hacia las distribuidoras (Alpha, 2009).

Las tecnologías inalámbricas operan bien para áreas suburbanas. Sin embargo, en lugares

densamente poblados, como los blocks europeos, presentan un gran desafío en términos de

comunicación inalámbrica. Cualquier tipo de señal inalámbrica capaz de atravesar grandes

secciones de concreto es una tecnología muy cara como para ser instalada en millones de

medidores. La tecnología PLC por otra parte, envía la información a través de las líneas de poder,

haciéndola ideal para grandes departamentos u otros ambientes residenciales o comerciales

densamente utilizados. Por esta razón, los norteamericanos tienden a ver la tecnología PLC más

79

http://www.duke-energy.com/residential.asp

http://www.duke-energy.com/residential.asp


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cara, ya que existen menos hogares servidos por un transformador que en el caso europeo,

multiplicando el numero de cajas concentradoras (Alpha, 2009).

3.5.1 EXPERIENCIA EN SMART METER EN ESTADOS UNIDOS

En Estados Unidos, a diferencia de Europa, existe una tendencia al uso de tecnologías inalámbricas

para la comunicación de medidores inteligentes. La radiofrecuencia (RF mesh) y ZigBee son las

tecnologías más populares en las distribuidoras norteamericanas. El esquema típico usado por

empresas como PG&E y Florida Power & Light consiste en medidores capaces de comunicarse de

forma bidireccional usando tecnología de radio frecuencia y protocolos IP mediante un

radiotransmisor. De esta forma pueden conectarse a los puntos de acceso o concentradores de las

distribuidoras las cuales luego transmiten la información a las distribuidoras mediante el uso de

redes de telefonía móvil. Además, las nuevas tecnologías en Radio frecuencia permiten además la

comunicación entre medidores, logrando que estos actúen como repetidores, disminuyendo en

gran parte la pérdida de equipos debido al efecto de interferencia. Los medidores además poseen

comunicación mediante la tecnología ZigBee la que permite comunicación en corto alcance que

puede ser utilizada para interactuar con displays y otros dispositivos como lavadoras, secadoras,

etc. (FPL, 2012; GIGAOM, 2011; USDOE, 2011).

Para el caso específico de PG&E, el esquema de medidores inteligentes está basado en una

tecnología de radio frecuencia de corto alcance punto a punto que permite a los medidores no

sólo enviar información de medición, sino que también actuar como repetidores para otros

medidores. Esta información es capturada por puntos de acceso o concentradores mediante radio

frecuencia de mayor alcance y luego es enviada a la distribuidora por intermedio de una red

celular segura, siendo posible la comunicación en dos sentidos. Los medidores de gas son menos

sofisticados y sólo soportan comunicación en una vía, enviando información al concentrador que

luego envía la información a la empresa de la misma forma que para el caso eléctrico (GIGAOM,

2011).

Pese a esta tendencia hacia las tecnologías inalámbricas, la tecnología PLC no está exenta de

interés en Estados Unidos. En California se han generador conflictos entre clientes y las

distribuidoras, especialmente PG&E, debido a la desconfianza que los clientes tienen respecto a

los posibles efectos que la radio frecuencia utilizada en la comunicación puede tener en la salud

de las personas. La radiofrecuencia ha sido históricamente rechazada por la población. El rechazo

además se ha visto intensificado debido al alza de precio que ha experimentado la energía en el

estado de California, siendo atribuida el alza, de forma errónea, a los medidores inteligentes por

los clientes (GIGAOM, 2010; ST.John, 2009), puesto que el alza del costos de la energía ocurrió

simultáneamente a los despliegues de los medidores, no siendo estos últimos responsables de

toda el alza.


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Esto ha obligado a los reguladores requerir a las empresas a ofrecer alternativas para los clientes

que no desean estar expuestos a la radiación. Una primera opción ha sido deshabilitar la opción

de comunicación por radio frecuencia y realizar lectura manual de los medidores, cobrando al

cliente un costo adicional por dicha medida. Una segunda mirada ha puesto en la discusión la

tecnología PLC (GIGAOM, 2010; ST.John, 2009). Otras empresas derechamente están analizando el

implementar sistemas PLC para todos sus clientes como la empresa Duke Energy.

En California, la PG&E está desarrollando un programa, en el cual, todos sus cliente tendrán

instalado en su hogar un medidor inteligente para el año 2012. Cabe notar que actualmente en la

tarifa Time of Use residencial se cobra un cargo por medidor de 0,2529 USD/día por este

concepto80.

En Texas, el cargo por un medidor inteligente se realiza mensualmente en la facturación eléctrica

por un periodo de tiempo limitado. Oncor cobra 2,19 USD/mes por 11 años. Center Point Energy

cobra 3,24 USD/mes por los primeros 24 meses y luego el cobro baja a 3,09 USD/mes hasta

completar 12 años. AEP realiza un cobro por 11 años de 2,53 USD/mes. La TNMP cobra 3,40

USD/mes a sus clientes residenciales por 12 años, 8,20 USD/mes a sus clientes comerciales con

una potencia menor a 5 kW, 13,63 USD/mes a sus clientes comerciales con una potencia mayor a 5

kW y 17,32 USD/mes para los clientes más grandes. Se realizan revisiones mensuales para ajustar

los cargos por medidor, para que la distribuidora no cobre más que el verdadero costo del servicio

(PUC(TX), 2010).

Las diferencias en los cargos de medidores entre las distribuidoras de Texas se explican debido a

las economías de densidad, análogo a lo que ocurre con el servicio de distribución de electricidad.

Los costos de entregar el servicio depende de la densidad de clientes en la zona geográfica a

cubrir, este cargo además de cubrir los costos de medidor incluyen todo el sistema comunicacional

entre el punto de consumo y la distribuidora. Los requerimientos para prestar este servicio

difieren en cada zona geográfica lo que implica un cargo distinto.

En Illinois, el costo del medidor es de 5 dólares al año para clientes residenciales, cargo que se

divide en 12 meses81. En caso de los clientes no residenciales con una demanda menor de 400 kW,

el costo del medidor es de 10 dólares anuales82

Gallardo (2010) realizó una lista con proyectos de gran relevancia en estados de Norteamérica

(principalmente Estados Unidos). Se muestran proyectos de gran envergadura con una duración

entre el 2008 y el 2019, con instalación de varios millones de medidores e inversiones cercanas a

80

Total Meter Charge Rate (US$ per meter per day) Tarifa E-6: http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-6.pdf 81

http://www.citizensutilityboard.org/ciLiveWire_IEP_ComEd_AMI_Pilot.html 82

Sección “Community Considerations”: http://www.cmap.illinois.gov/documents/20583/e4cd4091-6b2e-4c92-b4d4-a6e4a4f85404


http://www.citizensutilityboard.org/ciLiveWire_IEP_ComEd_AMI_Pilot.html

http://www.cmap.illinois.gov/documents/20583/e4cd4091-6b2e-4c92-b4d4-a6e4a4f85404

http://www.cmap.illinois.gov/documents/20583/e4cd4091-6b2e-4c92-b4d4-a6e4a4f85404


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los 1000 millones de dólares o incluso superior en algunos casos. Los fabricantes de medidores

dominantes son ITRON y GE. Ver Tabla 15 (Gallardo, 2010).

Tabla 15 – Proyectos de medición inteligente de gran importancia desarrollados en Norte América (Gallardo, 2010)

Nº Distribuidora Fecha Medidores

(millones)

Moneda Inversión

(millones)

Medidor

1 San Diego Gas and Electric 2009-2013 2.3 USD 570 ITRON

2 Centerpoint Energy implementation 2009-2014 2.4 USD - ITRON

3 Dominion Virginia Power 2009-2012 2.5 USD 600 ITRON

4 PECO Project 2009-2019 1.6 USD 650 Landis+Gyrs

5 BC Hydro 2009-2013 1.7 USD 500 -

6 Consumers Energy 2008-2014 1.8 USD 500 ITRON

7 American Elecric Power 2008-2015 5.0 USD - GE

8 Baltimore Gas and Electric Company 2008-2015 2.0 USD 700 GE

9 DTE Energy 2009-2012 2.7 USD - ITRON

10 Florida Power and Light 2008-2015 4.5 USD 700 GE

11 Georgia Power 2007-2012 2.0 USD 650 ITRON

12 Pacific Gas and Electric 2007-2012 5.3 USD 800 GE

13 Progress Energy 2008-2012 2.7 USD 520 ITRON

14 Southern Califonia Edison 2009-2012 5.3 USD 1630 ITRON

15 Southern Company 2008-2015 4.4 USD 2900 Sensus

16 Oncor Electric Delivery Company 2007-2012 3.0 USD 360 Landis+Gyr

3.5.2 EVALUACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES EN CANADÁ (BC HYDRO)

BC Hydro es una empresa de distribución de Canadá fundada hace más de 50 años. En la

actualidad está implementando un programa de instalación de medidores inteligentes en todos

sus clientes, el periodo de implementación va desde el año 2011 al 2014 y se evalúa el proyecto

hasta el año 2033. A continuación se presenta la evaluación financiera de este proyecto (BCHydro,

2010).

Los beneficios a los consumidores se ven reflejados en una mejora a la seguridad y confiabilidad

del sistema eléctrico, a través de notificaciones rápidas y precisas, evitando daños por causas

ilegales; mejorar el servicio al cliente, informando al cliente sobre su consumo, eliminando la

estimación en sus facturas y reduciendo las visitas de personal a los hogares; se reducen los robos

de electricidad, en la actualidad los robos de electricidad para BC Hydro alcanzan los US$100

millones en un año, estos costos se van directos a los clientes; mejora la eficiencia operacional a

través de la optimización del voltaje, la disminución de estos costos de operación son traspasados

al cliente; es posible ofrecer realimentación a los clientes a través de herramientas que informen

al usuario en tiempo real; por último, moderniza el sistema eléctrico, cambian medidores


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obsoletos y ofreciendo la tecnología necesaria para acomodar vehículos eléctricos y micro redes

(BCHydro, 2010).

Los beneficios para la empresa se traducen en eficiencia operacional, un uso más eficiente de sus

instalaciones; ahorro energético a través de mayor eficiencia y mejor manejo operacional del

sistema; protección de los ingresos, recupera los gastos a través de la facturación; ahorro en las

inversiones a futuro al reducir las horas de punta y tiempos críticos del sistema.

En la Tabla 16 se presentan las estimaciones de los valores actualizados de los beneficios del

programa, desagregado por eficiencia operativa de la distribuidora, los costos de inversión

evitados por un mejor manejo de la demanda, ahorros energéticos, entre otros. En total la

empresa espera un ahorro de US$1.629 millones a los largo de todo el periodo de evaluación,

hasta el año 2033.

Tabla 16 – Valor presente de los beneficios del programa de Medidores Inteligentes. Fuente: (BCHydro, 2010)

Tipo de Beneficio Descripción Valor actualizado del beneficio Esperado [US$ Millones]

Eficiencias operativas, inversión evitada

Automatización de Lectura de Medidor

222

Muestreo medidor 61 Automatización de la reconexión remota

47

Optimización de los activos de distribución

15

Gestión eficiente de cortes 10 Optimización continua e investigación de cargas

6

Call Center y facturación -2 Ahorros de Energía Optimización de Voltaje – Sitios

comerciales de cliente 108

Optimización de Voltaje – Sistema de Distribución

100

Protección de Ingreso Detección de robos 732 Derivados del eficiencia operativa de BC Hydro 1.299 Ahorros de capacidad Tarifas voluntarias TOU 110 Ahorros energéticos Medio de Conservación 220 Incremento en la conservación del cliente 330 Beneficio Total 1.629


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Tabla 17 - Presupuesto de la implementación del programa de Medición Inteligente BC Hydro. Fuente: (BCHydro, 2010)

Descripción del Presupuesto US$ millones Fase de Iniciación (2007) 1,4 Fase de Identificación (2008) 8,9 Fase de Definición (2011) 38,8 Fase de Implementación (2011-2014) 716,5 Sistema de Medición Inteligente 391,1 Tecnología de Información 60,9 Sistema Detección de Robos 110,5 Herramientas de Conservación 62,8 Modernización de la Red 54,2 Actividades Administrativas 37 Intereses Durante la Construcción 14,4 Contingencias 60 Reserva Sujeto a la Junta de Control 90 Total (Valor nominal o no descontado) 930

En la Tabla 17 se presenta el presupuesto destinado a la implementación del programa de

medición inteligente. Identificando una fase de iniciación del proyecto en el 2007, otra de

identificación entre los años 2008 al 2010 y por último una fase de definición e implementación

desde el año 2011 al 2014. La etapa de implementación es la de mayor costo, conteniendo el

diseño, los activos y la instalación del sistema de medición inteligente. También se considera el

desarrollo de tecnologías de información, sistema de manejo de datos y otras aplicaciones

necesarias. En el presupuesto se evalúa la detección de robos de electricidad, herramientas de

conservación eléctrica y actividades administrativas del programa

El programa Smart Metering de BC Hydro muestra un valor actual neto (VAN) de $ 520 millones al

año 2033. El VAN sigue siendo positivo incluso en el peor de los escenarios y si sólo se contará con

la eficiencia operativa de BC Hydro. Cabe notar que estos estudios no son realizados por agentes

independientes libres de intereses en los proyectos, por lo que las cifras de este y otros estudios

deben observarse con cautela.


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3.5.3 EXPERIENCIA EN SMART METER EN EUROPA

Varios países Europeos han iniciado programas de Smart Meter con el objetivo de avanzar poco a

poco hacia la implementación de Smart Grid. Estas iniciativas responden a los crecientes desafíos y

oportunidades, para los usuarios y las empresas que buscan eficiencia y eficacia en el consumo

eléctrico.

El gobierno de UK anunció, en octubre del 2008, que todo el sector residencial de electricidad

contará con medidores inteligentes para el año 2020. El programa requiere de 50 millones de

medidores inteligentes de gas y electricidad con un costo de £10.000 millones, se proyecta un

ahorro de £2.500 a £3.600 millones y se espera abatir emisiones por cerca de 2,6 Millones de

Ton/año de carbono (Gallardo, 2010).

En España el ministro de Industria, Energía y Turismo estableció la implementación de un plan

para desplegar medidores inteligentes entre todos los usuarios residenciales en 11 años, desde

enero de 2008 a diciembre de 2018. Este programa cubre a 24 millones de clientes con un costo

de €5.500 millones, además aumentará el cobro en la cuenta de electricidad 2, 7 centavos, yendo

de 0,54 €/mes a 0,81 €/mes 83 (Gallardo, 2010).

En julio del 2008 Electricité Réseau Distribution France84 (ERDF), anunció que en una primera

etapa se instalarían cerca de 33 millones de medidores inteligentes con un costo de €4.000

millones, logrando aplicar tarifas TOU, medir la calidad de suministro y la ausencia de éste

(Gallardo, 2010).

Italia es el país más avanzado en la instalación de medidores inteligentes hasta la fecha, cuenta

con cerca de 32 millones de medidores instalados. De acuerdo a la empresa, la inversión final fue

de €2.100 millones generando ahorros estimados de €500 millones al año, recuperando la

inversión en 4,2 años (Gallardo, 2010). Estos ahorros fueron en el área de logística, operación del

sistema y servicio al cliente.

3.5.3.1 ENEL – ITALIA

Italia comenzó a instalar medidores inteligentes para servir a 32 millones de cliente hace ya 10

años atrás, mucho antes de que el concepto “red inteligente” alcanzara la difusión que tiene

83

El precio medio del alquiler de los contadores electrónicos monofásicos con discriminación horaria y con posibilidad de telegestion para consumidores domésticos, considerando no solo el precio del propio equipo sino también los costos asociados a su instalación y verificación, así como la operación y mantenimiento de los mismos. Será de 0,81 euros/mes (Orden ITC/2452/2011, 13 septiembre de 2011) http://www.boe.es/boe/dias/2011/09/16/pdfs/BOE-A-2011-14782.pdf 84

Red de Distribución Eléctrica de Francia

http://www.boe.es/boe/dias/2011/09/16/pdfs/BOE-A-2011-14782.pdf


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ahora. ENEL corresponde a la distribuidora más grande de Italia y principal actor de esta

implementación.

Principalmente en la concesión de ENEL, Italia comenzó a realizar medición remota de electricidad

en los años noventa y encontró que este tipo de medición era costo efectivo para grandes clientes

industriales, planteándose la pregunta si este costo efectividad podía extenderse a clientes

residenciales y pequeños comerciales. Mediante un piloto de 70.000 instalaciones fue confirmado

que usando la tecnología PLC para conectar los medidores residenciales arrojaba buenos

resultados. (SmartGridToday, 2010).

El año 1999 ENEL lanzó su programa Telegestore (versión italiana para solución de gestión de la

medición automatizada). Con un presupuesto de 2.1 billones (2.1 mil millones) de euros sobre un

periodo de 5 años, el proyecto fue completado el año 2006. ENEL diseñó un sistema completo,

estableciendo especificaciones para los medidores y los concentradores de dato. Realizó contratos

con diversos manufacturadores como Celestica, CMEC, Finmek y Jabil para fabricar medidores

inteligentes. Echelon (San Jose, Calif) constituyó un socio tecnológico, encargándose de proveer

los chip para la comunicación PLC y la infraestructura de comunicación necesaria

(SmartGridToday, 2010).

Los medidores instalados en el programa Telegestore son capaces de importar y exportar

mediciones de potencia activa y reactiva, permitir lectura remota, proveer perfiles de carga para la

información importada y exportada, proveer funciones de registro tipo TOU y “time – of – year”,

permitir conexión y desconexión remota, incluyendo control de carga, detectar robos de

electricidad, realizar diagnósticos en la red cercana y ayudar a la gestión de la demanda. Los

medidores incluso pueden lidiar con clientes morosos, siendo capaces de limitar la potencia

máxima de estos clientes a un 10% de su demanda contratada hasta que realicen los pagos

debidos (SmartGridToday, 2010).

El primer año de instalación masiva de estos medidores fue el 2001 con una instalación de

medidores inteligentes a 200.000 clientes. Para el final del año 2006, 1.5 millones de clientes

estaban utilizando tarifas TOU. Actualmente Telegestore realiza 210 millones de lecturas remotas,

recogidas en una tasa bimensual para pequeños clientes comerciales y clientes residenciales.

Además realiza aproximadamente 19 millones de operaciones adicionales (SmartGridToday,

2010).

Típicamente, los grandes clientes reciben cuentas mensuales, mientras que los más pequeños

cada dos meses. Los medidores inteligentes de ENEL permiten una facturación en un esquema

multi – horario, diario, semanal y estacional. Además proveen de datos del total de energía usada

durante el actual periodo de facturación y el anterior, y provee de perfiles de carga para 38 días en

un intervalo de datos de 15 minutos (SmartGridToday, 2010).


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A septiembre de 2008, el proyecto Telegestore tenía una cobertura de 31,3 millones de clientes,

usando 350.000 concentradores, lo que implica 700.000 lecturas remotas al día y, según la

empresa, representa un proyecto de medición inteligente más barato que las alternativas

americanas en desarrollo (SmartGridToday, 2010). Endesa España, ahora controlada por ENEL,

está embarcada en un proyecto similar.

3.5.3.2 IBERDROLA - ESPAÑA

Iberdrola, una distribuidora de electricidad de España, ha iniciado un proyecto propio en medición

inteligente para lanzar una nueva arquitectura de telecomunicación abierta, publica y estándar

para medición inteligente y redes inteligentes, denominado PRIME Project85. En este proyecto se

encuentran trabajando importantes líderes de la industria de la medición, telecomunicaciones y

manufactura de circuitos integrados tales como Advanced Digital Design, CURRENT Group,

Landis+Gyr, STMicroelectronics, Usyscom y Ziv. Un importante número de distribuidoras europeas

ha demostrado su interés en unirse a esta alianza (Alpha, 2009; Iberdrola, 2009).

La arquitectura estará basada en la tecnología OFDM (ortogonal frequency – división

multiplexing), la cual ha sido probada por Iberdrola en pruebas de campo con satisfactorios

resultados. Esta tecnología permitirá una nueva generación de PLC de alta velocidad y bajo costo.

El objetivo primordial del Prime Project es establecer un set completo de estándares a nivel

internacional que permita la interoperabilidad entre equipos y sistemas de diferentes

manufacturadores. Según Iberdrola, los resultados de este proyecto, en la forma de protocolos,

sistemas de modulación, formatos de datos, etc., no estarán sujetos a derechos de propiedad

intelectual (Alpha, 2009; Iberdrola, 2009).

Con esto, Iberdrola busca establecer una posición de liderazgo junto a distribuidoras como ENEL –

Italia y EDF – Francia en terreno de la medición inteligente, buscando establecer su propio

estándar de comunicación, en la ausencia de un liderazgo claro en materia de estandarización

(Alpha, 2009; Iberdrola, 2009).

3.5.3.3 ENERGY DEMAND RESEARCH PROJECT (OFGEM-DECC/UK)

Este proyecto consideró alrededor de 58.000 clientes, con varios tipos de clientes residenciales y

varias formas de pago (incluyendo clientes residenciales con medidores de prepago). Este

proyecto era parte de un grupo de proyectos de investigación realizado por la Ofgem para

entender de mejor manera como los consumidores reaccionan a la mejora en la entrega de

85

http://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ENWEBPROVEEBASDOCCONT http://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBPROVEEBASDOCCONT

http://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ENWEBPROVEEBASDOCCONT

http://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBPROVEEBASDOCCONT


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información acerca de su consumo energético en el largo plazo. El Energy Demand Research

Project, como es llamado este proyecto, está probando un rango amplio de métodos para proveer

de información y retroalimentación a los clientes. Entre estos métodos se encuentran los

siguientes (Renner, et al., 2011):

Facturación más precisa y frecuente

Información sobre eficiencia energética

Dispositivos de “display” en tiempo real

Medidores inteligentes de gas y electricidad

Participación de la comunidad

Respecto a la facturación e información, más de 13.000 hogares están tomando parte de alguna

forma de prueba y cerca de 26.000 están recibiendo información relacionada a eficiencia

energética. Sin embargo, debe notarse que algunos de estos hogares estarán recibiendo más de

una intervención a la vez. Por ejemplo, algunos hogares reciben tanto registro histórico de su

cuenta y consejos de eficiencia energética (Renner, et al., 2011).

Dispositivos de monitoreo y display de información han sido entregados a alrededor de 8.000

clientes. Estos permiten a los hogares comprender cuanta electricidad están consumiendo en un

determinado momento, mostrando información en un display electrónico. En estos sistemas, los

sensores están conectados a un medidor convencional, de forma que transmiten información,

antes oculta, a los clientes. Estos sistemas, sin embargo, no constituyen un sistema de medición

inteligente, ya que al ser medidores convencionales los utilizados, no existe comunicación en dos

vías (Renner, et al., 2011).

Respecto a los medidores inteligentes, en marzo del 2010, medidores inteligentes han sido

instalados en alrededor de 17.000 hogares. Estos son medidores de electricidad y gas que

recolectan valores en intervalos de media hora y transmiten información hacia los suministradores

sin la necesidad de lectura manual de la medición. Varias configuraciones han sido probadas,

como por ejemplo (Renner, et al., 2011):

Medidores inteligentes con displays remotos para mostrar el consumo e información de

costos

Medidores con información diaria de consumo enviadas a la televisión de la casa

Medidores inteligentes con información diaria de consumo disponible en internet

Medidores inteligentes enlazados con unidades de control de calor que permiten a los

consumidores controlar sus calentadores de agua a través de paneles instalados en los

muros, teniendo además acceso a información detallada de su consumo de gas y

electricidad.


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En relación a la participación ciudadana se han probado varias alternativas de intervención como

medidores comunitarios instalados en subestaciones, premios a la comunidad completa por

reducción de consumo conjunto, información y consejos de eficiencia energética a la comunidad,

eventos e incentivos para ahorro energético organizados a nivel local (Renner, et al., 2011).

3.5.3.4 SMART METERING TRIALS/IRLANDA

El objetivo de este programa son los clientes residenciales. El servicio está enmarcado en el

programa nacional de medición inteligente de Irlanda. Corresponde a un proyecto piloto

coordinado con los operadores de la red para determinar el potencial de los medidores

inteligentes a ser instalados a nivel nacional. De manera más específica, este proyecto tiene el

objetivo de establecer y ejecutar pruebas de medición inteligente, de manera de estimar los

costos y beneficios, de manera de contribuir a la discusión sobre la instalación masiva de

medidores inteligentes. Se establecieron cuatro grupos de prueba con diferentes tipo de

información: Facturación mensual, facturación bimensual, display dentro de las casas y reducción

de demanda punta (Renner, et al., 2011).

Durante el 2010, alrededor de 5.500 hogares comenzaron a usar medidores inteligentes. Los

participantes también comenzaron a recibir facturaciones inteligentes, las cuales contienen

información mejorada de su consumo eléctrico y costos, incluyendo consejos de como mejorar la

eficiencia del consumo y reducir los costos del mismo, incluyéndose graficas de promedio diario y

tablas con desagregación de costos por uso de la energía dentro del hogar (calefacción, aire

acondicionado, etc.). Algunos de los participantes también han recibido acceso a sitios web y

displays que muestran información en tiempo real del uso de electricidad y los costos dentro del

hogar. Además 764 clientes tienen tarifas tipo TOU, acceso a un portal de internet dedicado y

Displays (Renner, et al., 2011).

3.5.3.5 BRITISH GAS AND FIRST UTILITY MARKET IMPLEMENTATIONS/UK

Este proyecto tiene como objetivo grupos de clientes residenciales y comerciales. Se busca lograr

ahorros de consumo energético mediante información y retroaliementación, mayor preocupación

por los hábitos de consumo del cliente, tarifas especiales y recambio de medidores inteligentes.

El proyecto consta en la instalación de un medidor electrónico (libre de cargo). La distribuidora

ofrece una facturación más precisa y la habilidad de estimar el consumo futuro del cliente. El

consumo eléctrico es medido cada media hora, el uso de gas es medido una vez al Día. El cliente

tiene la posibilidad de cambiar entre pago o prepago sin cargo alguno en su medidor. Además se

ofrecen display que muestran información de uso de energías de forma horaria, diaria y semanal,

los costos relacionados y las emisiones de carbono. La tecnología utilizada corresponde a


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medidores Landis&Gyr, estándar de comunicación ZigBee para comunicación al interior del hogar,

comunicación GPRS de dos vías entre medidor y distribuidora86. Ver Figura 16 (Renner, et al.,

2011)..

Figura 16 - Displays ofrecidos por British Gas

Los clientes comerciales no reciben displays de información, sino que acceso a un sitio web que

entrega información en tiempo real del consumo permitiendo monitorear, reportar y analizar el

consumo de electricidad y gas, establecer un ranking respecto a consumo energético y emisiones

de CO2 y promete reducir el consumo de energía en un 10%.

La tecnología utilizada corresponde a diversas formas de comunicación como PLC, GPRS, GSM,

SMS, PSTN y transmisión por radio de baja potencia en 868 MHz, así como pruebas con otras

frecuencias de radio. Dependiendo de la localización geográfica de los clientes, dependerá el uso

de sistemas SMS o GPRS en los medidores de electricidad. Los servicios están basados en un

conjunto de funcionalidades (facturación precisa, profiling de cargas, etc) y no en una tecnología

en particular (Renner, et al., 2011).

3.5.4 MEDIDORES INTELIGENTES EN AUSTRALIA: EL CASO DE VICTORIA

En el año 2004, la victorian Essential Services Commission (ESC) promulgó un mandato de

actualizar los medidores existentes de acumulación a medidores de intervalo de lectura manual

(programa IMRO). Este programa tenía como objetivo masificar el cambio de estos medidores de

manera de aprovechar las economías de escala existentes.

86

http://www.britishgas.co.uk/smarter-living/control-energy/smart-meters/what-are-smart-meters.html http://www.bbc.co.uk/news/technology-14738449 http://www.smartgridopinions.com/article/communications-smart-grids-uk

http://www.britishgas.co.uk/smarter-living/control-energy/smart-meters/what-are-smart-meters.html

http://www.bbc.co.uk/news/technology-14738449

http://www.smartgridopinions.com/article/communications-smart-grids-uk


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Luego, en vista de los desarrollos en tecnología de medición, se evaluó la expansión del programa

IMRO mediante una evaluación de costo beneficio durante el 2005 para determinar los beneficios

netos sociales de añadir funcionalidades avanzadas a los medidores de intervalo ya instalados. Las

funcionalidades principalmente evaluadas fueron la medición remota y la conexión y desconexión

remota de clientes, obteniéndose como recomendación tecnológica el uso de PLC. Finalmente una

nueva promulgación de un mandato se hizo efectiva el año 2006 donde se estableció el cambio a

medidores avanzados o AMI (Mandato AIMRO). Como consecuencia de esto medidores avanzados

debieron ser instalados en todos los clientes residenciales y comerciales de gran tamaño,

comenzando desde el año 2009. Se estableció el marco legislativo necesario y se especifico una

estructura de recuperación de costos para esta tecnología de medición. Además, varios pilotos y

pruebas se realizaron durante el 2007 al 2009 para establecer las funcionalidades de estos

dispositivos de medición.

En abril del 2007 el Council of Australian Govermment se comprometió a la actualización nacional

a medidores inteligentes en las áreas donde fuera posible justificar que los beneficios superaban

de manera importante a los costos. Se estableció una comisión de estudio la que fue encargada

de establecer los beneficios y costos asociados a este tipo de tecnología. Durante el 2008, se

encontró que para el caso de Victoria, los beneficios eran mayores que los costos, por lo que se

comenzó una campaña de “Roll – out” o instalación de medidores inteligentes. Se espera que el

100% de la instalación de medidores inteligentes se concrete a diciembre del año 2013 (VAGO,

2009)

3.5.5 DESARROLLO DE PROGRAMAS DE MEDICIÓN INTELIGENTE EN LATINOAMÉRICA.

La medición inteligente y remota ha tenido cierto desarrollo en otros países de Latinoamérica. Si

bien es conocida la existencia de algunos programas en países como Argentina, Colombia y Perú,

los países con el desarrollo más importante son México y Brasil. La instalación de medición

inteligente en estos países tiene como objetivo principal el control de robos de electricidad y el

acceso a servicios de alto costo como el corte y reposición de suministro, por lo que en muchos

casos el uso del término “medidor inteligente” es discutible, pues muchas veces los medidores no

cuentan con todas las funcionalidad que se espera de un medidor de este tipo. En estos países no

dejan de considerar las potencialidades asociadas a la medición inteligente como la comunicación

con el usuario y el acceso a mejoras en la eficiencia energética, aunque en un segundo plano. A

continuación se presenta la revisión de Gallardo (2010) respecto al desarrollo de medición

inteligente en México y Brasil (Gallardo, 2010).


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3.5.5.1 MÉXICO

En diciembre del 2009, Aclara, un líder en infraestructura inteligente y parte del grupo ESCO

technologies, Inc., anunció que la comisión federal de electricidad (CFE), una de las distribuidoras

más grandes del mundo, desarrollaría una infraestructura de medición avanzada (AMI)

denominada tecnología TWACS (Two – Ways Automatic Communication System). La

implementación inicial se planea para Acapulco, el cual es servido por la división centro – sur de

CFE, de manera de apoyar el plan de reducción de las pérdidas no técnicas (Hurto). Otro elemento

fundamental de la implementación es la instalación de displays en los hogares, que permitirán a

CFE mejorar el servicio a sus clientes mediante una mejor comunicación. Ambar Electroingenieria,

el distribuidor de sistemas AMI de Aclara en México, es el principal socio del proyecto. La orden de

compra inicial fue realizada por más de 90.000 módulos AMI, con la opción de otros 90.000

unidades como parte de la orden, haciendo a Aclara un suministrador integral de tecnología AMI

para CFE. El plan de la distribuidora es desarrollar nuevos puntos finales de medición en las

principales ciudades en los próximos años, de manera de reducir las pérdidas no técnicas y utilizar

de manera completa las características de un sistema AMI incluyendo lectura remota, manejo de

lectura en intervalos, etc.

3.5.5.2 BRASIL

En septiembre 29 del 2008, el director general de la agencia reguladora brasileña Aneel (Agéncia

Nacional de Energía Eléctrica) Jerson Jelman, explicó que mientras en algunos países como los

Estados Unidos, los medidores electrónicos están siendo introducidos con propósitos de

conservación energética, este no es el caso de Brasil, donde la principal motivación es evitar el

fraude y el robo de electricidad, la cual alcanza hasta un 20% en algunas distribuidoras con una

pérdida económica de hasta 2.700 millones de dólares por año. De acuerdo a datos de la

Asociación brasileña de la industria eléctrica y electrónica (ABINEE) y la asociación brasileña de

distribuidoras eléctricas (ABRADEE), alrededor de 4 millones de medidores electrónicos han sido

instalados en Brasil, principalmente para clientes en alta tensión. El mercado requiere alrededor

de 3.2 millones de medidores por año, de los cuales alrededor de 2.4 millones corresponden para

nuevos clientes y el resto para recambio de medidores (que para el 2008 constituyó en un 60% de

medidores electrónicos). Actualmente, existen ocho manufacturadores de medidores electrónicos

en Brasil, con una capacidad de producción de 5 millones de medidores por año.

El 5 de febrero del 2009 ANEEL lanzó una consulta pública sobre el desarrollo de medidores

inteligentes en hogares y otros clientes de baja tensión como escuelas, hospitales y tiendas. A la

fecha, aproximadamente 4.8 millones de medidores electrónicos han sido adquiridos en Brasil, de

los cuales sobre 4 millones han sido instalados (alrededor del 7.4 % del total de medidores

existentes), principalmente en clientes de alta tensión. Los medidores electrónicos son


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obligatorios para clientes libres. Sin embargo, la mayoría de estos medidores solo miden energía

activa y asisten en la lucha contra el robo de electricidad, entregando pocas capacidades

adicionales.

En la revisión de la documentación de la consulta pública, Aneel realizó un análisis costo

beneficio para sustituir los 62 millones de medidores presentes en la red de baja tensión. Los

beneficios que fueron considerados en el análisis fueron la lectura remota, la desconexión y

reconexión remota, la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas y las reducciones en el

consumo debido a los cambios de hábitos de los clientes. Algunos de los datos de entrada como la

vida útil esperada aún se encuentran indefinidas, mientras que otros como las reducciones de

pérdidas potenciales, necesitan ser determinadas mediante programas pilotos, por lo que se

espera realizar estos programas por todo el país.

3.5.6 DESARROLLO DE MEDICIÓN INTELIGENTE EN CHILE

La medición inteligente en Chile se encuentra en una fase muy embrionaria con pequeños

desarrollos realizados por Chilectra, una de las empresas distribuidoras de electricidad más

importantes del país. Actualmente existe un piloto desarrollado por esta empresa denominado

“Smart City”, el cual consiste en un piloto de medición inteligente ubicado en la Ciudad

Empresarial – Huechuraba. El piloto está orientado a tres segmentos bien diversos que se

encuentran en este barrio, edificios, condominios de ingresos medios y sectores residenciales de

bajos ingresos. Para esto se están realizando pruebas en un edificio (El bosque de la Pirámide), un

condominio (Los Almendros) y un sector de bajos ingresos (El Barrero) ubicados todos en la

comuna de Huechuraba y muy cercanos entre si.

La primera fase, ya terminada, consistió en la instalación de los medidores y ya han comenzado las

tareas de monitoreo. Los medidores utilizados son medidores fabricados por la empresa ENEL. Los

equipos corresponden a medidores de cuatro cuadrantes con memoria y comunicación en dos

direcciones vía PLC banda angosta, los cuales también fueron usados en un proyecto español

denominado Proyecto Cervantes. La información es recolectada en concentradores que luego

envían la información vía GPRS hacia la empresa distribuidora. Los medidores utilizados

corresponden a medidores ENEL 2.0 los cuales cuentan con una tecnología más avanzada que los

medidores instalados originalmente por ENEL en Italia (donde los medidores de ambas

generaciones suman más de 30 millones).

Este piloto es coordinado por una pequeña división de Chilectra compuesta de 5 profesionales y

un director de área. Cabe notar que CAM ya no es parte de Chilectra y que una pequeña unidad

de Chilectra administra contratos con esta y otras empresas, coordinando labores de medida que

se apoyan en más de mil contratistas. Entre estos contratos se puede destacar la explotación de la


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plataforma de comunicación para clientes residenciales (que bordean los 150.000 clientes) la de

clientes de mayor tamaño.

Chilectra han instalado medidores electrónicos con ciertas funcionalidades, a veces referidos como

inteligentes, en más 150.000 clientes residenciales, los cuales realizan una lectura del consumo de

energía acumulado una vez al día durante la noche. El foco de la mayoría de estas instalaciones ha

sido el control del hurto, por lo que muchos de estos medidores tienen la capacidad de realizar

corte y reposición automática del suministro, siendo posible habilitar el suministro de un cliente

moroso en muy corto tiempo. Se ha logrado incluso realizar en hasta 15 minutos posterior al pago

de su deuda, aunque el tiempo depende de la forma y lugar de pago (el máximo obligatorio es de

24 horas). Por otra parte, grandes clientes, mayores a 500 kW, como el Metro y muchas otras

industrias donde el insumo electricidad es fundamental, tienen desde hace años medidores

inteligentes e incluso algunos avanzados sistemas de gestión energética.

Si bien se tienen grandes expectativas, existen algunas limitantes que han sido detectadas por este

y otros pilotos, por lo que es muy importante que las empresas se familiaricen con las tecnologías

antes de emprender en una de ellas. Por ejemplo, debido al sistema tipo “Hand Shaking87” que los

medidores utilizan para reportarse con el concentrador, a veces se detectan episodios de espera

muy prolongada, debido a que algunos medidores no responden. Una forma de evitar este

problema es la instalación de un mayor número de concentradores en la vecindad de los

medidores, pero esto incrementa los costos de capital y costos de operación. Además, este

problema debiera acentuarse en redes con una mayor intervención, como en comunas antiguas

como Recoleta o Independencia, donde se espera la tecnología PLC no funcione tan bien o tan

económicamente como en otras.

Para poder acceder a la medición inteligente y la tarificación flexible, es necesario realizar cambios

de medidores. Estos cambios conllevan no solo el cambio del equipo de medición, si no que la

mantención de toda la infraestructura de comunicación y gestión de datos (empresa, división de

medición, etc.). Además, un factor que no puede dejar de considerarse en el caso chileno a la hora

de evaluar los beneficios de estos pilotos, es el hecho que la lectura pedreste de medición es de

muy bajo costo, por lo que competir contra el sistema tradicional en términos de costo es difícil.

3.5.6.1 INTERÉS DE LA INDUSTRIA EN IMPLEMENTAR MEDICIÓN INTELIGENTE

De acuerdo a algunas consultas realizadas a ejecutivos de las empresas distribuidoras de

electricidad, uno de los principales intereses para las empresa es mejorar el pliego tarifario actual

mediante el uso de medidores inteligentes. Actualmente el pliego tarifario considera tarifas que

87

El concentrador interroga a los medidores uno a uno, esperando recibir respuesta afirmativa de todos antes de enviar la información vía GPRS a la empresa distribuidora


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dependen de forma importante de estimaciones de cantidades eléctricas como las tarifas de

potencia contratada, donde en definitiva, la potencia a contratar es estimada y no medida. En el

pasado, estas tarifas eran justificables debido al alto costo de medición, pero hoy en día, en un

escenario con costos de medición bastante bajos, ya existe muy poca necesidad real de estimar,

especialmente cuando se trata de clientes no residenciales, con niveles de consumo más elevados.

Además, los medidores inteligentes permitirían la recolección de información detallada de los

clientes, por ejemplo información de las curvas de carga. Con esta información la empresa será

capaz de gestionar de mejor forma sus contratos, comprando la electricidad de forma más exacta.

Así la empresa podrá evitar encontrarse en una situación de sub o sobre contratación, debiendo

comprar o vender en el mercado spot, según corresponda. En este aspecto, la instalación de

medidores inteligentes en clientes libres de gran envergadura puede generar gran impacto, debido

a que estos corresponden a un porcentaje importante de la demanda total, por lo que se puede

generar un gran impacto. En el caso de Chilectra, por ejemplo, un 40% de los consumos

corresponden a clientes de este tipo.

Existe mucho interés en la capacidad de los medidores inteligentes para reducir el nivel de hurto

en las empresas distribuidoras. Si bien Chile se encuentra en una mucho mejor posición que otros

países de la zona, el nivel del hurto (aproximadamente un 6% del total de energía vendida en el

caso de Chilectra) representa una pérdida importante para las empresas. Los medidores

inteligentes representan una oportunidad para las empresas de reducir este porcentaje de forma

costo-efectiva en algunas áreas. En el caso de los medidores con comunicación PLC, tanto el

concentrador como los medidores son capaces de medir el consumo de electricidad en cada uno

de los empalmes. Debido a que existe una medición física (la línea de potencia) entre el medidor y

el concentrador, ambos dispositivos pueden medir la cantidad de energía entregada. De no

concordar esta energía, puede sugerirse que existe hurto de energía u otra anomalía. Con esta

capacidad es posible notificar y despachar un móvil a verificar la situación o eventualmente

desconectar un consumo de forma automática y remota, siendo capaz de reducir los niveles de

hurto de forma importante, ahorrando muchos recursos para la empresa88. Es por esto que

muchas empresas latinoamericanas ya tienen un cierto grado de penetración de medidores con

inteligencia limitada enfocados en el control del hurto.

Si bien se dijo que el costo de medición pedestre era muy bajo, existen otros costos asociados a la

medición que debido a su alto valor, representan un incentivo para las empresas de distribución al

88

Es importante destacar en este punto que debe considerarse la propiedad de la información obtenida por los medidores. En un escenario futuro podría ocurrir que la regulación respecto a esta materia establezca que la información es de propiedad del cliente y faculte a este para vender la información a quien más le convenga. Si bien no siempre es deseable que las empresas distribuidoras se dediquen a estudiar la información, ya que existen otros con mayores capacidades (ej: consultores dedicados al retail), esta posibilidad debe ser considerada en el análisis futuro de la rentabilidad de instalar medidores inteligentes.


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desarrollo e instalación de medidores inteligentes. Los medidores convencionales trifásicos, los

cuales miden energía y potencia, tiene un sistema de reinicio que les permite establecer cambios

de hora y fecha para motivos de tarificación (horarios de punta y fuera de punta). Este dispositivo

de reinicio, el cual se encuentra sellado, debe ser accionado en forma manual medidor por

medidor. Si bien intervenir un medidor para este propósito es sencillo y barato en forma masiva

(en un laboratorio), realizar estos ajustes in situ puede representar un costo altísimo para la

empresa. El costo de visitar el medidor puede incluso superar el costo mismo del medidor. Para el

caso de medidores de Chilectra un medidor simple de energía puede costar alrededor de 19 mil

pesos, mientras que el arriendo del mismo cuesta aproximadamente 500 pesos. Una visita para

verificación en terreno de un medidor puede llegar a costar 15 pesos, por lo que poder realizar

tareas remotas en el medidor, como establecer estructura de tarifas y actualizarlas, puede

significar importantes ahorros.

El problema anteriormente descrito se agrava cuando los medidores no pertenecen a la empresa

si no que a un tercero. El medidor puede ser de propiedad de la empresa distribuidora y

arrendarlo a los clientes, puede ser vendido por la empresa distribuidora al cliente o puede ser

comprado por el cliente a un tercero. Tiempo atrás la SEC falló que, sin importar la propiedad de

los medidores, el cambio de horario de los medidores necesario para mantenerlo con el horario

definido por el gobierno de Chile, será de responsabilidad y costo de la distribuidora respectiva,

asumiendo todos los costos de ello. Dadas las tecnologías actuales de medición, los cambios de

horario tienen un gran costo, que hoy en Chile están siendo enfrentados por las empresas y no los

clientes, creando más interés en estas últimas por avanzar en la medición inteligente. La

sincronización de los medidores y otras labores de este tipo es aún más dificultosa y costosa para

la empresa distribuidora en el caso de medidores de terceros, por lo que el argumento de la

medición inteligente se refuerza aún más en estos casos.

Otra área de interés para la industria es el mercado de la eficiencia energética. Mientras que el

mercado de la instalación y arriendo de medidores convencionales significa una ganancia menor

para las empresas distribuidoras, el mercado de servicios de eficiencia energética representa un

nicho económico creciente y de grandes beneficios. Si bien es posible pensar que la distribuidora

no tiene incentivos claros para apoyar la eficiencia energética, debido a que a una mayor cantidad

de electricidad vendida, mayores son sus ganancias; en la práctica hay empresas donde la

eficiencia energética se desarrollará con o sin el apoyo de las distribuidoras. Las distribuidoras se

interesan entonces por liderar esta porción del mercado, de manera de capturar las ganancias

obtenidas de su explotación y de otra forma serían capturadas por su competencia. Si bien las

empresas distribuidoras ya tienen unidades de eficiencia energética, este nicho aun no se

encuentra completamente explorado, existiendo gran valor en la instalación de medición

inteligente.


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Tabla 18 - Características de medidores utilizados en Chile

Marca Modelo Origen Medición89

Aplicación Bidireccional

Tipo I Landis + Gyr E22A Brasil E act, E reac,

Dda

Dda No

Linyang DDS71 China E act directa No

Tipo II Complant MEP01 China E act directa Antifraude No

Osaki DDS994 EE.UU. E act directa Antifraude No

Delixi DDS607 China E act directa Antifraude No

Tipo III Actaris ACE 1000 Inglaterra E act Multitarifa opcional

Actaris ACE 2000 Inglaterra E act, Dda TOU opcional

EMH ED1 Alemania E act Bid, TOU,

Comunicación

opcional

Eister A220 Inglaterra E act, Dda Control, PQ,

Antifraude

opcional

De acuerdo a lo expuesto por Gallardo (2010), en chile existen principalmente tres tipos de

medidores instalados. Los medidores de tipo I corresponden a medidores electromecánicos que

tienen la posibilidad de rotar en dos direcciones, pero tiene un tope mecánico que evita que se

registre en sentido reverso. Estos medidores tiene un registro ciclométrico que lleva la cuenta de

los kWh consumidos, por lo que si el cliente genera mayor electricidad que la que consume, se

genera un error de lectura, debido a que este puede alcanzar el valor 000, para luego alcanzar el

valor 999. Existen otros medidores tipo II, los cales están enfocados en funciones antifraudes,

corte y reposición de suministro vía comunicación PLC y sólo registran energía de forma directa y

no inversa. Finalmente, los pilotos actualmente en curso utilizan medidores tipo III, los cuales

corresponden a equipos multivariables, multifacturación, con múltiples canales de comunicación y

registro directo e inverso de energía. La Tabla 18 muestra un resumen de los principales

medidores utilizados en Chile exponiendo la marca, modelo, origen, tipo de medición, aplicación y

si posee o no comunicación bidireccional (Gallardo, 2010).

3.5.6.2 ECONOMÍA DE LOS MEDIDORES INTELIGENTES EN CHILE

Para vencer la barrera de alto costo y poder gozar de los beneficios de la medición inteligentes en

Chile es necesario tener acceso a precios mayorista con muy altos volúmenes. Para esto es

necesaria la estandarización de protocolos e infraestructura de medición, de manera que los

medidores y sistemas de información y comunicaciones de diversas empresas sean compatibles

entre sí. Esto permitiría además organizar grandes licitaciones conjuntas entre empresas y

comprar un gran número de medidores para abastecer mayores áreas del país y no perjudicar a las

89

E act directa= Energía Activa directa, Dda = Demanda máxima


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empresas más pequeñas. Empresas más pequeñas podrían también dejar la administración de la

medición a otra distribuidora o en una empresa tercera experta. De permitir que cada empresa

utilice su propio sistema y protocolos, los costos de los medidores se verán incrementados debido

al bajo número de compra de equipos por empresa y el potencial de explotación de los mismos

sería más limitado. Para licitar es fundamental establecer claramente las funcionalidades, los

protocolos de comunicación a utilizar, por lo que debiera existir una estandarización a nivel

nacional como estrategia de desarrollo. Así será posible obtener los mayores beneficios de la

instalación de los medidores e intentar costear la infraestructura necesaria para su instalación y

operación.

En esta materia varias distribuidoras ven con interés la experiencia brasileña, donde se han llevado

a cabo audiencias públicas donde son invitados empresas y grupo de interés, para definir las

funcionalidades mínimas de un medidor inteligente. De esta forma los brasileños esperan poder

comprar un número elevado de medidores (muchos millones) y no unos cuantas decenas de miles,

esperando obtener precios muy bajos. Esto es comparable a la experiencia italiana, quienes luego

de establecer un estándar establecieron una meta de 32 millones de medidores lo que les permitió

acceder a costos menores que los estimados por distribuidoras estadounidenses. Ahora la

situación internacional es más ventajosa, pues las mayores empresas han pagado los costos de

desarrollo de estas tecnologías y más suministradores están en condiciones de proveer medidores

y la infraestructura adecuada a bajos costos.

Cabe notar que dentro de una misma empresa distribuidora en Chile existen diversas opiniones

respecto de los estándares a utilizar, pero en general se coincide en la necesidad de introducir los

avances tecnológicos a la plataforma de distribución y “activar” a un mayor porcentaje de clientes.

Consultando por la importancia de estandarizar, ejecutivos de empresas distribuidoras

comentaron los problemas de la falta de estandarización en las redes de distribución chilena.

Debido a que la media tensión en distribución se desarrolla en diversos voltajes que van desde los

12 kV hasta los 23 kV pasando por 13 kV, 13.2 kV y 15 kV, dificultando el suministro de equipos de

respaldos. Muchas veces cuando una empresa de distribución se ve sujeta a contingencias no

puede recibir el suministro de respaldo de otras empresas debido a que sus tensiones de media

tensión no son las mismas, generando mayores costos en el suministro y de inventarios y mayores

tiempos de respuesta. Este problema incluye a todos los equipos de media tensión y los

transformadores de poder que la bajan desde la subtransmisión a media tensión de distribución.

Sólo la instalación masiva de medidores inteligentes a clientes residenciales permitiría viabilizar la

instalación de una infraestructura de comunicación a estos, pues los costos de las comunicaciones

son muy importantes y la masividad permite reducir los costos al compartir instalaciones con más

usuarios.


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En proyectos de medición a distancia, el costo de la comunicación incluyendo transacción de

datos, mantención de la plataforma de comunicación, equipos de comunicación, etc. tiene un

costo aproximado de 2 UF mensuales para una empresa grande que maneja ciertos volúmenes y

cierto poder de negociación. Este costo es transferido sin problemas a clientes grandes, que

pueden costearlo y donde puede incluso ser despreciable respecto de su factura mensual de

electricidad. Si un sistema de comunicación similar se implementara en clientes pequeños de

forma individual este costo sería prohibitivo. 2UF es probablemente mayor que la cuenta de

electricidad de la mayoría de los clientes residenciales. Sin embargo, utilizando concentradores, se

puede compartir un canal entre muchos clientes y este costo puede ser dividido entre ellos. Un

concentrador instalado podría en forma realista reunir la información de 150 clientes, y luego

enviarla a la central (en algunos lugares favorables se podría compartir entre mas clientes, pero en

otras sería entre menos). Si se considera el costo de 2 UF mencionado anteriormente y se

distribuye entre 150 clientes, cada uno de los clientes estaría pagando aproximadamente 150

pesos chilenos, llevando el costo de comunicación al mínimo. Así es posible afirmar que la

comunicación de una infraestructura de medición inteligente masiva, costaría a sus clientes entre

150 y 300 pesos al mes, valor bajo, pero no despreciable en una cuenta de una familia de escasos

recursos. A este costo se debe sumar al arriendo mensual del medidor, que con mas capacidades y

funcionalidad, incluyendo comunicación, sube su costo marginal y su precio de venta, lo que pone

de manifiesto la necesidad de utilizar medidores con las capacidades a utilizar (sin pagar por

avances que no se usen), con un grado de estandarización suficiente y volúmenes de venta tales

que sus precios sean bajos.

Otro argumento para la instalación masiva es el hecho que normalmente para diferentes tarifas a

aplicar y diferentes capacidades de empalme, el mismo equipo es utilizado. Normalmente los

medidores inteligentes son completamente programables, soportando todo tipo de tarifa flexible

(de 7 a 30 tarifas). Además, cuando un cliente realiza cambios de capacidad, si bien la

infraestructura del empalme debe modificarse (cambiando protecciones, automáticos, etc.), el

medidor puede ser el mismo que el utilizado previamente.

En este sentido, antiguamente el aumento de capacidad que implique cambio de medidor podía

significar un gran costo, ya que algunos medidores eran muy costosos. Sin embargo, hoy en día el

costo de un medidor inteligente con igual capacidad puede ser mucho menor. Hace un par de

décadas, medidores con capacidades de almacenamiento de datos costaban varios miles de

dólares, mientras que ahora sólo un par de cientos.

Para el caso de Chilectra, un medidor monofásico de medición simple de energía tiene un costo de

arriendo de 514,7 pesos mensuales para clientes con empalmes entre 10 A y 50 A 90. Este costo

90

Tarifas Servicios regulados Chilectra actualizados a marzo del 2012: http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/13ba150044100acc969d9e65fe3686ef/Servicios_Regulados_2012_03_01.pdf?MOD=AJPERES&Tipo=DOC

http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/13ba150044100acc969d9e65fe3686ef/Servicios_Regulados_2012_03_01.pdf?MOD=AJPERES&Tipo=DOC

http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/13ba150044100acc969d9e65fe3686ef/Servicios_Regulados_2012_03_01.pdf?MOD=AJPERES&Tipo=DOC


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corresponde al medidor de uso masivo en el país. Para clientes con una capacidad mayor (entre

50 A y 150 A), el medidor utilizado corresponde a un medidor trifásico en baja tensión sin

indicador de demanda, con un costo de arriendo de 2.579,7 pesos. Finalmente para clientes de

mayor tamaño, el medidor utilizado es un medidor trifásico con indicador de demanda máxima, a

un costo mensual de 4.009,0 pesos. Como se ve estos costos no dependen directamente de la

capacidad instalada del cliente, si no que de la tecnología del medidor utilizada. De estos, el

medidor trifásico con indicador de demanda tiene capacidades para registro en intervalos apto

para tarifas Time –of – Use. Considerando esto junto al análisis del costo de una infraestructura

de comunicación descrito anteriormente (con un valor de la comunicación entre $150 y $300), es

posible realizar una aproximación inicial al costo por punto para la instalación de medidor con

telemedición bajo la realidad Chilena, llegando a un valor aproximado de unos $4.300. Una versión

monofásica de este medidor debiera rondar los $2.000 a $2.500, homologable a la complejidad

técnica de los medidores trifásicos sin indicador de demanda los cuales tiene un costo de arriendo

levemente superior a $2.500 pesos.

Como se ve, los valores por punto de medición para implementar telemedición son muy

superiores al costo de arriendo de un medidor convencional con medición simple de energía (8 a 9

veces el costo de arriendo). Además, considerando que este costo no depende de forma

importante de la capacidad del cliente 91 , el costo de implementar medidor con telemedida y

capacidades TOU deberán ser asumidos por clientes grandes y pequeños por igual.

Esta diferencia de costos entre una futura opción de telemedición y los medidores monofásicos

con medición simple puede significar una importante barrera para el desarrollo de la medición

inteligente. Esta diferencia de costos, sin embargo, puede ser abordada y reducida si se logra una

instalación masiva de estos medidores más avanzados. Para esto como se dijo, se requiere

estandarización y esfuerzos en la reducción de la tecnología en específico que se utilizará para

realizar el desarrollo, debiendo ser esto parte de una política pública.

Hasta ahora, incluso los medidores de más bajo costos no tienen costos tan bajos como pudiera

esperarse. Esto se debe en parte a que no ha existido un esfuerzo sistemático en reducir estos

costos, debido a que el costo de arriendo del medidor no significa una componente importante en

los costos totales incurridos por los clientes por su suministro de electricidad. Sin embargo,

cuando se decide realizar un desarrollo a nivel de país en medición inteligente, la medición y por

tanto los medidores, se convierten en sujeto de políticas de desarrollo. Esto permite pensar que

91

Típicamente un cliente residencial de alto consumo utiliza aproximadamente 40 A de corriente lo que equivale entre 20 y25 kW. Si se tiene una instalación de 30 kW se tendrá que utilizar medidor trifásico. Las diferencias de costos de la instalación empalme – medidor se encuentran principalmente contenidas en el costo del empalme y no en la diferencia de costo de arriendo del medidor (el costo de un empalme monofásico hasta 10 kW tiene un valor de $20.638,6, mientras que la próxima ampliación a empalme trifásico entre 6KW y 20 kW tiene un valor de $57.854,1)


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en un futuro, bajo un escenario favorable de desarrollo, los costos de medición inteligente por

punto podrían llegar a ser mucho menores de lo estimado en las condiciones actuales.

Esto puede apoyarse en la comparación de costos de medición entre Chile y el mundo. En el caso

de Chile, los costos actuales de provisión de medidor en Chile para medidores trifásicos de baja

tensión bordean los $148.000 pesos92 y $307.000 el mismo pero con indicación de demanda. El

costo de inversión de estos últimos medidores en Chile ronda las 7 UF ($150.000 aprox.). Por otra

parte, el costo por punto de medición en la experiencia internacional se encuentra ahora entre los

US$100 y US$120 aproximadamente (unos CL$60.000). Este costo ha ido bajando en los últimos

años y es bastante mas bajo que el precio de un medidor individual en Chile, pues incluye la

explotación de economías que los costos de medidores locales no tienen aun. En esta línea, Rámila

(2009) estima un costo por punto de medición incluyendo infraestructura de comunicación para

medidores inteligentes residenciales en Chile de unos US$130. La componente más importante en

este costo es efectivamente el costo del medidor, el cual se asume a un costo competitivo según

se observa en la experiencia internacional. Así de conseguirse una masificación en la instalación de

un medidor TOU telemedido sería posible acceder a costos sustancialmente menores de los que se

observan hoy en día, por lo que el costo por punto de medición debiera verse reducido en forma

importante. Mas detalles del caso de estudio de Santiago ver anexo 10.4. Cabe notar que el

referido estudio corresponde a una tesis de magister supervisada por prestigiosos académicos e

ingenieros de la industria, pero no tiene la robustez que requiere un estudio para realizar políticas

públicas a partir de él.

Por último, es importante considerar que la instalación de medidores inteligentes puede permitir a

las empresas distribuidoras expandir su mercado. Hoy en día, en proyectos masivos como los

inmobiliarios, muchas veces las empresas buscan a instaladores que le ofrezcan la instalación de

empalme y medidor a un costo reducido, generando inconvenientes para la empresa

distribuidora. De instalarse de forma masiva medición inteligente, debido a los requerimientos de

estandarización, la empresa distribuidora tenderá a ser el mejor suministrador la tecnología por

razones de compatibilidad y volumen. Así la empresa puede ofrecer un precio preferencial a los

instaladores, de manera de vender medidor y empalme y mantener la propiedad de los

medidores. La captación de mayores beneficios debido a la apertura a nuevos mercados, podría

permitir a las empresas ofrecer costos menores por punto de medición, debido a los beneficios

capturados en forma adicional.

92

Chilectra: http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/ngchl/ChilectraCl/Hogar/Cuentaconsu/Todo+Sobre+Tarifas/

http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/ngchl/ChilectraCl/Hogar/Cuentaconsu/Todo+Sobre+Tarifas/


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3.6 TARIFAS FLEXIBLES BASADAS EN MEDICIÓN INTELIGENTES

Con el surgimiento de nuevas tecnologías inteligentes de medición y comunicación, ha surgido la

idea de la implementación de sistemas tarifarios mucho más complejos y flexibles que los

esquemas convencionales, con un enfoque desde el “Demand response management” o gestión

de la demanda, basándose en el uso integral de tecnologías inteligentes de medición que permite

activar a la demanda. Este esquema responde a una actualización de los esquemas tarifarios

flexibles ya existentes en el mundo, de manera que integren elementos tecnológicos avanzados

con conceptos prexistentes, dando un rol mas activo a la demanda, permitiendo a veces incluso

tratarla como un recurso. Cuando la generación escasea o es costosa, un cliente final que reduce

su consumo puede agregar tanto valor como el generador que proveería ese MWh adicional o

incluso más, pues puede aliviar restricciones y demandas sobre la infraestructura existente,

postergando necesidades de inversión y los costos de capital asociados.

Incluyendo los pilotos de ToU masivos que se desarrollaron desde los 70’s, mas de un centenar de

pilotos se han desarrollo a nivel mundial para estudiar los beneficios y costos de las tarifas flexibles

y su implementación. Si bien muchos de ellos han sido mal formulados, o no suficientemente

extensos en tiempo o cobertura para sacar conclusiones significativas, ya en 1980 varios pilotos y

los estudios asociados permitieron sacar importantes conclusiones respecto de la conveniencia de

estas tarifas. Con esto se generalizó el uso de tarifas ToU, ya se opcional o mandatoriamente, para

clientes con consumos altos.

Con los medidores inteligentes la historia se repite93. Ahora es posible no sólo reducir los costos de

medición, sino que también acceder al cliente con frecuentes actualizaciones de precios con bajos

costos de comunicación. La baja en estos costos permite revaluar la conveniencia de aplicar tarifas

flexibles a clientes de menor consumo, así como estudiar que tipo de estructura tarifaria es mas

beneficiosa para la sociedad, pues muchas veces se observa que no es beneficioso transmitir

continuamente señales de precio cambiantes a los clientes, aunque la tecnología así lo permita.

Estos nuevos enfoques de tarificación más flexible, basados en tecnologías inteligentes, han

estimulado la implementación de diversos programas pilotos alrededor del mundo, orientados a

estudiar el efecto de estos esquemas tarifarios más complejos en el consumo de electricidad de

los clientes finales. Gracias a la caída en los costos de medición, comunicación y gestión, los

clientes masivos residenciales pueden ser alcanzados a bajo costo, con tarifas más complejas, de

más frecuente y rápida actualización y los pilotos ayudan a estudiar cual es la tarifa y sistema de

interacción mas beneficioso para la sociedad, permitiendo ir bastante mas allá que el ToU

tradicional.

93

Véase por ejemplo Aubin (1995) describiendo la experiencia de Francia en EdF, pasando de un sistema ToU tradicional (que permitió aplanar la curva de carga diaria hasta cerca de un 90% de factor de carga) a un sistema que incorpora condiciones de tiempo real, enviando un aviso previo a eventos de alto precio y demanda: http://83.145.66.219/ckfinder/userfiles/files/pageperso/fougere/jae_95.pdf

http://83.145.66.219/ckfinder/userfiles/files/pageperso/fougere/jae_95.pdf


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Dentro de los países que han implementado éste tipo de programas, es posible identificar a

Finlandia, España, Austria, Holanda, Estados Unidos, Corea, entre otros. Todos países con un

importante nivel de desarrollo y como tal, un relativamente alto nivel de consumo eléctrico

domiciliario.

En estos países, las tarifas que principalmente han considerado los programas son las tarifas tipo

Critical Peak Pricing, Peak Time Rebate, Time of Use, Hourly Pricing; probando además el efecto de

tecnologías inteligentes complementarias para automatizar la respuesta (termostato inteligente

por ejemplo) y el uso de “displays in home” como las Energy Orbs para transmitir de mejor forma

las señales a los usuarios. Para Estados Unidos, es importante destacar algunos programas pilotos

implementados, los cuales han mostrado un importante grado de avance, aunque siempre

manteniéndose en una fase experimental y de estudio. Algunos proyectos importantes en éste

país son: el Power Cents DC implementado en Washington; AmerenUE en Missouri; Programa

piloto de evaluación de impacto en las tarifas en California y el programa de tarificación

inteligente implementado por BGE, Baltimore, entre otros. Algunos detalles de estos programas se

observan en la Tabla 19.

Tabla 19 - Algunos programas pilotos de tarificación flexible inteligente implementado en Estados Unidos

Programa/Distribuidora Ciudad-

Estado

Características/Resultados

PowerCents DC WASHINGTON DC.

EMPRESA DISTRIBUIDORA PEPCO

WASHINGTON Iniciado en el año 2008 a prácticamente 900 consumidores residenciales por el periodo de un año.

Se sometieron a 3 tarifas; Critical Peak Pricing”, “Critical Peak Rebate” y “Hourly Pricing,

observándose reducción del consumo en los horarios críticos entre un 4% y 34% para verano y un

2% a un 13% durante el invierno. La tarifa más efectiva en reducción fue la CPP

PROGRAMA PILOTO DE

EVALUACIÓN DE IMPACTO EN LAS

TARIFAS. CALIFORNIA

CALIFORNIA Iniciado en el año 2003 a 2500 clientes y finaliza el año 2004. Las tarifas implementadas fueron

TOU y dos variedades de tarificación de horas punta critican CPP-Fxed y CPP-Variable. Los

resultados para clientes residenciales no fueron tan sorprendentes teniendo resultados entre 0.6%

y 16%. Se atribuyen algunos malos resultados a un mal diseño de la muestra de clientes estudiado

(muy pequeñas).

AMERENUE CRITICAL PEAK

PRICING PILOT. EMPRESA

DISTRIBUIDORA AMEREN

MISSOURI Iniciado el año 2005. El estudio concluye que no hay una gran significancia en el cambio de

demanda en las horas punta. Se puso a prueba una tarifa Critical Peak Pricing con y sin tecnología

de termostato inteligente (set point cambia según horario). Se cuantifica un ahorro promedio de

0,63 kW y 1,36 kW por cada participante (sin termostato inteligente y con termostato inteligente).

PROGRAMA DE TARIFICACION

INTELIGENTE. DISTRIBUIDORA

BALTIMORE ELECTRIC & GAS

BALTIMORE Abarcó 1875 clientes durante un periodo de 4 meses en el año 2008. Se lograron variaciones

importantes en la demanda de los horarios críticos. Las tarifas implementadas fueron tarifas de

horario punta CPP y Peak Time Rebate (PTR), un sistema PTR - Low y un sistema PTR - High. Se

estudiaron casos con displays in home (energy orb) y sin esta tecnología. La reducción de demanda

alcanzó hasta un 32% en el caso con Energy Orbs mientras que sin la tecnología se alcanzó un 20%

de reducción (tarifa CPP)

Una crítica transversal a estos pilotos es que se desarrollan durante meses o pocos años, por lo

que no logran rescatar cambios de consumo más lentos o de más largo plazo. Cambios en el

consumo asociados a los cambios de hábitos que tardan en concretarse, o cambios asociados a

inversiones (o a cambios en la conducta frente a decisiones de inversión) que pueden traducirse

posteriormente en cambios de consumo de largo plazo son pobremente rescatados. En este

último caso, el tiempo de desarrollo de los pilotos es suficiente para observar cambios de


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operación e inversiones muy menores, pero no de inversión de relevantes, que si pueden tener un

importante rol en el consumo.

3.6.1 TARIFAS FLEXIBLES UTILIZADAS EN PROGRAMAS PILOTOS

Las tarifas flexibles consideradas en los programas pilotos son muy similares en muchos aspectos a

las históricamente usadas en los programas de tarificación flexibles en diversas partes del mundo,

pero con mayores frecuencias de actualización. Estas tarifas están diseñadas para reflejar un

mayor costo en horarios donde la exigencia del sistema sea mayor, con el objeto de desincentivar

el consumo de la electricidad en dichos horarios. Sin embargo, las tarifas propuestas en los

programas pilotos son de mayor complejidad y comprometen el uso de tecnologías habilitadoras

como los medidores inteligentes, lo que les permiten actualizar sus valores abruptamente y

traspasar al usuario de mejor forma las señales de escases relativa de los recursos de generación y

transporte. Las tarifas consideradas en estos pilotos van desde la ya conocida Time Of Use (TOU),

hasta tarifas más complejas como el Critical Peak Pricing, Super Peak TOU y Real Time Pricing. Una

breve descripción y resumen de las tarifas utilizadas en los programas pilotos se presenta en la

Tabla 20.

Tabla 20 - Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos

Tarifa Descripción

Time-of-Use (TOU) Cobra altos precios durante las horas punta de los días de semana y un precio menor durante las horas fuera de punta y fin de

semanas

Super Peak TOU Similar a TOU con la excepción que la ventana de hora punta es más corta en duración (4 horas), dando una fuerte señal de

precio en ese horario.

Critical Peak Pricing

(CPP)

Se les cobra a los clientes un alto precio durante el periodo de punta en un número limitado de días críticos (15 o menos días); la

tarifa es descontada durante las horas restantes.

CPP-TOU

Combination

Una tarifa TOU en el cual se aplica un precio moderado de punta durante la mayoría de las horas punta del año, pero es aplicado

un alto precio de punta en un limitado número de días críticos.

Peak Time Rebate

(PTR)

La tarifa plana existente combinada con un descuento por cada unidad de demanda reducida por debajo de una línea base

predeterminada estimada durante las horas punta en días críticos

Flat Real Time Pricing

(RTP)

Una tarifa con variación horaria que sigue los LMPs (Precios Marginales Locales), pero con costos de capacidad asignados

igualmente a través de todas las horas del año

Critical Peak RTP Una tarifa con variación horaria basada en LMPs y sumado con un costo por capacidad aplicado sólo durante las horas críticas ,

creando una fuerte señal de precio en estas horas

En los programas implementados en el mundo, la tarifa flexible más utilizada y probada ha sido la

tarifa Time Of Use, que se viene aplicando en varios casos desde hace décadas.

Las tarifas propuestas en los pilotos, gracias a la capacidad de cambiar los precios en el corto y

mediando plazo, combinan de mejor forma que las tarifas tradicionales la transferencia de la

estructura de costos de suministro a los usuarios. De esta forma, la mayoría de estas tarifas

transmite al usuario señales con dos componentes:


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1) Las variaciones de costos de generación-transporte a lo largo del día y de los meses, tal

como lo hace una tarifa ToU. Estas son las estacionalidades típicas de la demanda y que

determinan las estacionalidades del costo de suministro energético (Precios spot

temporales y espaciales).

2) La señales de escases relativa asociadas a la infraestructura, para aquellas pocas

condiciones donde la demanda alcanza su pico y por lo tanto no sólo se está demandando

energía, sino que además se está demandando capacidad o infraestructura (y los costos

fijos y de capital de la misma).

En estas nuevas tarifas, la teoría del “Peak Load Pricing” y de los precios spot nodales espaciales se

combinan, generando precios que se entregan a mayor frecuencia.

A continuación se describen los pilotos antes mencionados con la información disponible

públicamente. Lamentablemente no toda la información es pública y en muchos casos no se

dispone de toda la información. Sin embargo, estos pilotos destacan también por disponer

públicamente de bastante información y ser relativamente bien llevados.

3.6.1.1 PROGRAMA PILOTO DE MEDICIÓN INTELIGENTE DE POWERCENTSDC–PEPCO

WASHINGTON DC

En el 2007, el Programa Piloto de Medición Inteligente, fue iniciado por PowerCentsDC, para medir

el impacto en el comportamiento del consumidor en cuanto a precios y mediciones inteligentes,

en el Distrito de Columbia. En julio del año 2008, cerca de 900 clientes residenciales de éste

Distrito, conectados a las instalaciones de la distribuidora PEPCO, recibieron electricidad mediante

uno de los tres diferentes planes de tarificación que se probaron y el programa duró

aproximadamente un año.

3.6.1.1.1 SISTEMAS DE TARIFICACIÓN

Las tres diferentes formas de tarificación fueron: la tarificación de horas puntas críticas; el

reembolso en horas punta críticas y finalmente una tarificación de precio horario. Sus siglas en

inglés son respectivamente CPP, CPR y HP94(eMeter, 2010).

La descripción de cada una de estas tarifas se aprecia con detalle en la Tabla 21. Destaca la

definición de horas puntas críticas, como las 60 horas en las que hubo mayor precio de la energía,

definiendo estos eventos en 15 días de trabajo normal durante el año (12 días en verano y 3 en

94

Las siglas CPP, CPR y HP corresponde a las siguientes tarifas: “Critical Peak Pricing”, “Critical Peak Rebate” y “Hourly Pricing” respectivamente.


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invierno) con rangos horarios específicos por estación (2 P.M. a 6 P.M. en verano y 6 A.M. a 8 A.M.

y 6 P.M. a 8 P.M. en invierno) (eMeter, 2010)

Tabla 21 - Descripción de los precios determinados por PowerCentsDC(eMeter, 2010).

Price Plan Description Example prices per kWh

High Price/Rebate Event Hours

CPP Slight discount during 8700 hours per year; much higher price during critical peaks (60 hours per year)

Critical peak: about 75¢; most times: 10.9¢

2 pm-6pm summer weekdays (12 events per summer); 6 am-8am and 6 pm-8 pm winter weekdays (3 events per winter)

CPR Rebates earned for reduction below baseline during critical peaks

Rebate: about - 75¢; most times: 11¢

Same as for CPP

HR Prices change hourly, following wholesale prices

Range from 1 ¢ to 37¢ High prices typically occur on summer weekday afternoons and winter mornings/evenings

3.6.1.1.2 CONCLUSIONES DEL PROGRAMA PILOTO

Los resultados que se encuentran detallados en la Tabla 22 muestran la reducción de la demanda

de electricidad en horas punta críticas en verano e invierno.

Tabla 22 - Reducción promedio de la demanda en horas punta críticas mediante el uso de las tres distintas tarifas (eMeter, 2010)

Price Plan Peak Reduction- Summer Peak Reduction- Winter

CPP 34% 13% CPR 13% 5% HP 4% 2%

Los resultados indican que la reducción de la demanda en las horas punta críticas en verano, fue

consistente con la señal del precio, mientras que la baja reducción lograda por la tarifa de precio

horario (HP), puede ser explicada por dos factores. Primero que los altos precios no fueron tan

altos como en el caso de CPP o CPR, y segundo que han disminuido los precios en promedio,

debido a cambios en el mercado (eMeter, 2010).

3.6.1.2 PROGRAMA PILOTO DE EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE LA TARIFICACIÓN EN

CALIFORNIA

El mercado eléctrico de California vivió una importante crisis durante los años 2000 y 2001. Esto

fue exacerbado por la falta de una tarificación dinámica que hubiese dado a los consumidores los

incentivos necesarios para disminuir la demanda durante las horas de punta (River, 2005).


Original


Página 124

Frente al desconocimiento del efecto real que tendría ésta medida en los consumidores, se realizó

éste programa piloto para testear el impacto de las tarificaciones dinámicas y de TOU en sectores

residenciales y pequeños comerciales e industriales. En éste programa participaron 2.500 clientes,

comenzando en julio del año 2003 y terminando en diciembre del 2004 (River, 2005).

3.6.1.2.1 TARIFAS IMPLEMENTADAS

Las tarificaciones estudiadas incluyeron al tradicional TOU, donde la tarifa de la energía en las

horas de punta era un 70% mayor al de la tarifa estándar y cercano al doble del valor de la tarifa

en horas de baja demanda. Además, se testaron dos variedades de tarificación de horas de punta

críticas (CPP-F y CPP-V95), donde la tarifa en éstas horas era cinco veces mayor al valor de la tarifa

estándar y seis veces mayor a la de las horas de baja demanda, diferenciándose en la forma de

determinar las horas punta críticas y de notificar al cliente de éstas (River, 2005).

Con respecto a éstas dos últimas tarifas, la tarifa CPP-F tuvo un período de horas de punta crítica

establecido previamente, notificando a los clientes con un día de anticipación sobre la aplicación

de ésta tarifa. La tarifa CPP-V en cambio, tuvo un período variable de horas de punta crítica,

notificando a los clientes en el día de aplicación de la tarifa.

Además, en éste programa se realizó una subdivisión por sectores para la aplicación de la tarifa,

con énfasis en el estudio del impacto del uso del aire acondicionado. Así, en la tarifa CPP-F se

realizó una segmentación de los clientes en cuatro zonas, donde la zona 1 corresponde a la zona

con el clima más templado y la zona 4, a la que tiene el clima más caluroso. En el caso de la tarifa

CPP-V su aplicación fue dividida en dos grupos: el grupo A, que consiste en clientes típicos,

mientras que el grupo C, fue tomado de un grupo de clientes que había previamente participado

en un programa piloto de termostato inteligente (River, 2005).


Los resultados se dividen en dos secciones: impacto de las tarifas en el sector residencial y el

impacto en los sectores comercial e industrial.

3.6.1.2.2.1 Conclusiones para el Sector residencial

La reducción de la demanda lograda al usar la tarificación TOU96 en las horas punta fue un 5,9%

durante el año 2003. Sin embargo, el año 2004 se observó que el impacto fue mínimo, con una

reducción de sólo un 0,6%. Una de las explicaciones que se da para explicar éste resultado, es que 95

Ambas siglas parten con las letras CPP “Critical Peak Pricing”, mientras que las últimas letras F y V indican “Fixed” y “Variable” respectivamente. 96

Time of Use


Original


Página 125

el tamaño de la muestra no fue lo suficientemente grande para mostrar una tendencia

significativa. Sin embargo, también podría estar mostrando que el impacto de ésta tarifa en la

reducción de la demanda en las horas de punta es poco significativo (River, 2005).

En el caso del uso de la tarifa CPP-F97, tal como se aprecia en la Figura 17, la reducción promedio

de la demanda en las horas punta crítica fue de un 13,1%, mientras que en el resto de las horas

punta fue de un 4,7%. Más específicamente por zona, existe una diferencia considerable entre las

zonas 1 y 2, y las 3 y 4, lo que indica que los clientes residenciales que tenían aire acondicionado

en sus hogares tuvieron una mayor respuesta al precio, que los que no lo poseían (River, 2005).

Figura 17 - Porcentaje de disminución de la demanda en horas de punta, dividido en cinco zonas según su clima. La zona 1 corresponde a las zonas con clima más templado, mientras que la zona 4 representa a las zonas más calurosas

(River, 2005).

Finalmente, los resultados obtenidos para la tarificación CPP-V98 muestran que para el grupo A (en

el cual se consideró a los clientes con un consumo por sobre los 600 kWh mes) hubo una

disminución en la demanda en las horas de punta crítica de casi un 16%, mientras que el grupo C

presentó una disminución de la demanda en estas horas de un 27% que es considerablemente

mayor (River, 2005).

3.6.1.2.2.2 Conclusiones para el sector comercial e industrial

En éste sector, sólo se probaron las tarifas CPP-V99 y TOU. Además, se realizó una división adicional

para aquellos clientes con una demanda punta inferior a 20 kW (LT20) y en segundo lugar a los

que tenían una demanda de entre 20 kW a 200 kW (GT20). En el caso de la tarifa CPP-V, la división

entre los clientes A y los C ésta vez no fue tan clara, porque cerca de la mitad de los clientes A

(recordando que son los clientes típicos), poseían termostatos inteligentes por cuenta propia.

Así entonces, los resultados arrojaron que en el uso de la tarifa CPP-V la reducción del consumo en

las horas punta crítica para los clientes tipo A LT20, fue de un 6%, mientras que para los de GT20,

97

Critical Peak Pricing Fixed 98

Critical Peak Pricing Variable 99

Critical Peak Pricing Variable


Original


Página 126

fue de un 9,1 %. En el grupo C, ambas categorías tuvieron una disminución de un 14,3% y 13,8%

respectivamente. La mayoría de éstos datos sólo contienen información del año 2004, porque no

se alcanzó a implementar completamente el año 2003 (River, 2005).

En el caso de la tarifa TOU, el impacto consistió en una reducción del consumo en éstas horas de

un 0,3% en el año 2003 y de un 6,8% en el año 2004 para los LT20, mientras que para los GT20 la

disminución fue de un 3,9% el año 2003 y 8,6% el año 2004. En el caso de los LT20, ocurre una

situación similar que en al caso residencial, donde el impacto en uno de los años es prácticamente

nulo (River, 2005).

3.6.1.3 AMERENUE CRITICAL PEAK PRICING PILOT – AMEREN MISSOURI

La distribuidora Ameren100, desarrolló un proyecto que permitía comparar las siguientes tarifas:

Time-Of-Use Pricing de tercer nivel con componente de Critical Peak Pricing y Time-Of-Use Pricing

de tercer nivel con Critical Peak Pricing, más una tecnología que mide en forma inteligente el

termostato y que regula de forma automática la temperatura de los clientes durante eventos

Critical Peak Pricing. Este estudio fue aplicado en el Estado de Missouri, obteniéndose los

siguientes resultados para un evento CPP, que se ilustran en la Figura 18. El gráfico de la derecha

(que tiene una mayor área achurada con amarillo) representa el plan que tiene incorporado la

tecnología de medición de termostato más Critical Peak Pricing (CPP) y el gráfico de la izquierda,

representa solamente el grupo que está bajo Critical Peak Pricing. Es evidente que se produce un

ahorro incluyendo la tecnología. Sin embargo, éste estudio concluye que el ahorro no es tan

significativo como se esperaba, cuantificando un ahorro promedio de 0,63 kW y 1,36 kW por cada

participante respectivamente.

Figura 18 - Resultados en forma gráfica del estudio. (Voytas, 2006)

100

http://www.ameren.com/Pages/Home.aspx

http://www.ameren.com/Pages/Home.aspx


Original


Página 127

3.6.1.4 PROGRAMA DE TARIFICACIÓN INTELIGENTE - BGE BALTIMORE

Baltimore Gas & Electric Company (BGE) requirió el diseño de un programa piloto para evaluar el

impacto de varios tipos de tarificación dinámica en clientes residenciales de ésta compañía.

La compañía comenzó su programa piloto de tarificación inteligente el 1 de Junio del año 2008 y

terminó el 30 de septiembre del mismo año, con una participación de 1.375 clientes residenciales

(Faruqui & Sergici, 2009).

3.6.1.4.1 TARIFAS IMPLEMENTADAS

BGE testeó tres estructuras dinámicas de tarificación: una tarifa dinámica de hora punta (llamada

también DPP101), que esencialmente es la tarifa crítica de hora punta combinada con una tarifa

TOU, y dos tarifas de hora punta con un sistema PTR102. Uno fue testeado con un bajo nivel de

reembolso (PTRL) y el otro con un alto nivel de reembolso (PTRH)103. Cada uno de los participantes

del programa piloto fue asignado a una de éstas tres tarifas. La tarifa promedio de los clientes

residenciales de BGE, que fue la tarifa estándar durante el período del programa piloto, fue de

US$0,15/kWh.

Además, se hicieron pruebas adicionales usando tecnologías de EnergyOrb104 (en este caso

particular, no se usó la tarifa dinámica de hora punta) y de switch A/C (Faruqui & Sergici, 2009).

3.6.1.4.1.1 Tarifa dinámica de hora punta

Bajo ésta tarifa, las horas entre las 2 P.M. a 7 P.M., en los días de trabajo normal, fueron

designadas como período punta, mientras que el resto de las horas fueron designadas como fuera

del horario punta. Además, en 12 días las horas de punta fueron llamadas horas de punta crítica,

en las que el suministro tuvo una tarifa mayor (Faruqui & Sergici, 2009). Ver Tabla 23.

Tabla 23 - Sistema de tarificación dinámica de hora punta (Faruqui & Sergici, 2009).

Time/ Day Category Rate ($/kWh)

2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Peak 0.14 2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Critical Peak 1.30

Weekends, Holidays & 7 p.m. – 2 p.m. Weekdays Off-peak 0.09

101

La sigla DPP es “Dynamic Peak Pricing” 102

Peak Time Rebate 103

La sigla PTR es “Peak time rebate”, mientras que PTRL y PTRH corresponde a las mismas siglas que para el caso de PTR, incluyendo la palabra adicional “low” y “high” respectivamente. 104

Dispositivo luminoso que avisa con diferentes colores el estado del precio de la electricidad (Típicamente alto y bajo)


Original


Página 128

3.6.1.4.1.2 Sistema PTRL

Bajo esta tarifa, los clientes siguieron con la tarifa estándar de BGE. Sin embargo, en los 12 días de

horas de punta crítica entre las 2 P.M. y las 7 P.M., estos tuvieron la oportunidad de recibir un

reembolso de US$1,16 por cada kWh ahorrado, si su consumo estaba por debajo de lo que

consumían en esas horas normalmente (Faruqui & Sergici, 2009).

3.6.1.4.1.3 Sistema PTRH

Esta tarifa presentó las mismas condiciones que la tarifa PTRL, con la diferencia de que el

reembolso fue de US$1,75 en vez de US$1,16 por cada kWh ahorrado (Faruqui & Sergici, 2009).

Ver Tabla 24.

Tabla 24 - Sistema de tarificación PTRL y PTRH (Faruqui & Sergici, 2009).

Time/ Day Category Rate ( $/ kWh) Rebate per kWh Reduction Below Baseline Usage ($)

2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Standard 0.15 - 2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Critical Peak 0.15 1.16 (PTRL), 1.75 ( PTRH)

Weekends, Holidays & 7 p.m. – 2 p.m. Weekdays

Standard 0.15 -


La tarifa dinámica de hora punta logró una reducción del 20,1% de la demanda durante las horas

de punta críticas. Con el uso de las tecnologías de Energy Orb, ésta reducción llegó al 32,5%,

mientras que la tecnología de switch A/C sólo logró un 4.4%.

La tarifa PTRL, por su parte, logró una reducción de un 17,8% de la demanda durante las horas de

punta crítica, mientras que para el caso en que se usaron las tecnologías descritas, se obtuvo una

reducción del 23% y 28,5% respectivamente.

Finalmente, para el caso de la tarifa PTRH105, la reducción en las mismas horas mencionadas

anteriormente fue de un 21%, mientras que para el caso en que se usaron las éstas tecnologías, se

logró un 27% y 33% de reducción respectivamente (Faruqui & Sergici, 2009).

En la Figura 19 se observa en detalle lo mencionado anteriormente, comparando todas las

posibles combinaciones entre las tarifas y las tecnologías usadas en el programa piloto.

105

Peak Time Rebate High


Original


Página 129

Figura 19 - Resumen de los impactos en la demanda de la hora punta crítica para cada una de las combinaciones posibles entre tecnologías y tarifas dentro del programa piloto (Faruqui & Sergici, 2009).

3.6.2 PROGRAMA TELEGESTORE – ITALIA

El programa Telegestore implementado en Italia busca implementar una estructura de medición

remota y automatizada para los clientes del sistema de distribución, la cual les permita la

implementación de un mayor grado de flexibilidad en la estructura tarifaria a la cual estos clientes

están sujetos. De esta forma, es posible establecer nuevas opciones tarifarias, a la vez que se

obtiene mayor información del sistema (Rogai, 2007).

En la actualidad, el programa Telegestore es una realidad, esperándose que para el final del 2011

todos los clientes italianos del sistema eléctrico de distribución posean equipados sistemas de

gestión automática de la medición (Rogai, 2007).


Original


Página 130

3.6.2.1 ANTECEDENTES DE PROGRAMAS DE GESTIÓN REMOTA DE LA MEDICIÓN DE

CONSUMO ELÉCTRICO EN ITALIA

Desde los años 90 ENEL106 distribución ha experimentado con sistemas para gestionar y manejar

medidores de electricidad de forma remota. Si bien, los programas de gestión remota de la

medición mostraron ser costo efectivo a nivel industrial, surgía la pregunta de si ésta tecnología

podía ser rentable a nivel del mercado minorista de la distribución. En ésta línea, un piloto masivo

con 70.000 instalaciones (40.000 en Roma), confirmaron la viabilidad técnica de la gestión remota

basada en el uso de la red de baja tensión como medio de comunicación (Distribution Line Carrier)

(Rogai, 2007).

En un comienzo, se pensó que el uso de estas tecnologías no era costo efectiva a nivel masivo,

pero luego de la revisión de algunos casos en Estados unidos y el estudio del costo total de las

actividades de medición, ENEL decidió continuar el trabajo en programas de gestión remota de

medición, estableciendo un plan de negocios y contratos con productores de medidores.

3.6.2.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA TELEGESTOR - ITALIA

El programa telegestor posee como principales características la lectura remota de la energía

consumida y la potencia demandada, la eliminación de la estimación del consumo en base a

mediciones mensuales, programa tarifario multitarifa con programabilidad, incluyendo la opción

de una modulación diaria, semanal, mensual y estacional. Otras características son: el cambio

remoto de parámetros contractuales (por ejemplo la potencia máxima contratada), la desconexión

y re conexión remota del cliente, el monitoreo de la calidad de suministro para cada individuo, y la

detección y prevención de robos de electricidad (Borghese).

3.6.2.3 BENEFICIOS DEL PROGRAMA TELEGESTOR

Los principales beneficios del programa telegestor pueden dividirse en: beneficios para el

consumidor; beneficios para el sistema de potencia y beneficios para la distribuidora (ENEL).

Los beneficios para el consumidor consideran el conocimiento del consumo eléctrico real, gestión

remota de contratos, sistema tarifario adaptado y ahorros en las cuentas de electricidad.

106

Acrónimo de Ente Nazionale per l'EnergíaeLettrica, la mayor empresa italiana del sector


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Página 131

Los beneficios para el sistema eléctrico de potencia son: la reducción de la demanda punta; el

incremento de la eficiencia energética y la reducción de emisiones GEI107 y la reducción de

pérdidas comerciales y técnicas.

Finalmente, los beneficios para la distribuidora son: el establecimiento de liderazgo en estructuras

de medición remota; la obtención de un mayor nivel de satisfacción para el usuario y la reducción

de los costos operacionales (Rogai, 2007).

3.6.3 COSTOS Y BENEFICIOS OBSERVADOS EN LA TARIFICACIÓN FLEXIBLES SEGÚN

EXPERIENCIA EN PROGRAMAS PILOTOS

Los beneficios de aplicar tarificación flexible, basada en medición inteligente son diversos. Con la

observación de los gráficos presentados en los programas pilotos revisados en la sección anterior

(Figura 17,Figura 18 y Figura 19), es posible ver la disminución de la carga, lo que se traduce en

menos contaminación y ahorro del costo del sistema, así como la disminución en costo de

inversión critica para el sistema. Otros beneficios que no están explícitos en los gráficos, es el

ahorro en la tarifa eléctrica de las personas que están bajo éste esquema tarifario. Para concluir,

se muestra un mapa de Estados Unidos, donde se observan los Estados en donde han sido

aplicados estos programas pilotos.

En éste sentido, el beneficio directo que se obtiene con un programa de tarifas flexibles como

éste, es la reducción de la inversión en el sistema eléctrico, retrasándose la instalación de nueva

capacidad de generación, lo que se traduce en una directa reducción de los costos del sistema y

los impactos que éste genera en su entorno y medio ambiente. En éste aspecto, Faruqui (2009)

estima para un programa tipo CPP con un 80% de participación de la población, que los beneficios

asociados al programa estarán repartidos entre ahorro por costo de nueva capacidad (72%),

ahorros de costos de transporte (12%), ahorros por costos de distribución, ahorros por concepto

de energía (6%)(Faruqui & Sergici, 2009).

Por otro lado, los costos asociados a éste tipo de programa se encuentran mayormente

concentrados en la inversión necesaria para instalar una red de medición inteligente que permita

su implementación. Si bien, en un comienzo éste costo puede ser alto, la masificación del uso de

tecnologías de medición inteligente pueden reducir considerablemente dichos costos (Faruqui &

Sergici, 2009).

107

Gases de efecto invernadero


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Página 132

3.6.4 COBROS ASOCIADOS A REDES INTELIGENTES Y TARIFAS FLEXIBLES

Si bien existe un creciente interés en el desarrollo de redes inteligentes (SmartGrids) debido a los

amplios beneficios potenciales que conlleva, entre ellos, facilitar el desarrollo de energías

renovables, integración de vehículos eléctricos, mejoras en planes de eficiencia energética,

integración de servicios a través de la red, entre otros; la implementación de este tipo de

tecnologías resulta bastante costosa, requiriendo una gran inversión que debe ser remunerada a

las empresas de distribución a través de la tarifa eléctrica. En muchos casos, como ya se ha visto,

es necesaria la implementación de múltiples programas pilotos que permitan generar datos para

realizar estudios y analizar las mejores alternativas a implementar, tanto desde el punto de vista

tecnológico, como tarifario. Tal es el caso de los programas pilotos descritos previamente en el

presente informe. Aquí es importante notar que ha sido el regulador y las autoridades de gobierno

quienes han jugado un rol fundamental a la hora de crear los incentivos necesarios para el

desarrollo de estos programas y la implementación a gran escala de algunas medidas como la

implementación de tarifas flexibles, medidas de eficiencia energética y el uso de medidores

inteligentes, entre otros.

Dentro de los componentes de las redes inteligentes, uno de los componentes básicos es el

medidor y la infraestructura de información, comunicación y control asociada al mismo. La

mayoría de los pilotos desarrollados a la fecha son de medición de inteligente y normalmente

preceden la instalación masiva de medidores inteligentes para asegurarse de que los programas

son beneficiosos para la sociedad. Mas allá del medidor es mucho menos lo que se hace, los

pilotos de redes inteligentes son escasos, pues involucran instalaciones de potencia que son muy

costosas y que en general no son costo-efectivas, por lo que su uso típicamente se remite a puntos

específicos del sistema donde se tiene problemas o desafíos complejos, o instalaciones privadas

donde se requieren mayores estándares y por lo tanto estas se pueden financiar con cargo al

cliente respectivo. En este sentido los pilotos de redes inteligentes tienen el objetivo de ir

conociendo las tecnologías, sus usos, funcionalidades y desafíos, preparando al personal para su

uso y evaluación.

A continuación, se presenta el caso de la distribuidora ComEd en Illinois, la cual debe devolver

todos los cobros adicionales que efectuó a sus clientes para financiar la implementación de

medidores inteligentes dentro de un programa piloto de SmartGrid, debido a la resolución adversa

de la Corte de Apelaciones de Illinois.

3.6.4.1 CASO COMED ILLINOIS: DEVOLUCION

Commonwealth Edison Company (ComEd) es la distribuidora encargada de suministrar energía

eléctrica al norte de Illinois, esta empresa suministra cerca de 3,8 millones de clientes. En el año


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2009, ComEd inició la primera etapa de su programa piloto de SmartGrid, instalando smartmeters

en 9 comunidades suburbanas en Chicago. Actualmente la ComEd ha instalado más de 120.000

smartmeters en hogares de Illinois, permitiendo a los usuarios tener acceso a información sobre su

consumo y mejorar el servicio.

Debido a que se trata de un programa piloto, con el fin de recolectar datos; evaluar tarifas; entre

otras cosas, para una aplicación posterior a todos los clientes, el cobro por este programa se

realizó a todos los clientes, sin importar si fue instalado un smart meter en la propiedad. El costo

total del programa piloto de instalación de smart meter fue de USD 71 millones, esto se tradujo en

un aumento de la factura menor a USD 5 al año durante el 2010, en promedio ComEd recolectó

USD 1,30 al mes de sus clientes residenciales para financiar este programa (ComEd, 2010).

La Illinois Commerce Commission (ICC) permitió que ComEd recuperara los costos de exploración

de modernización de la red con tecnología Smart Grid. Basándose en que el programa era nuevo e

innovador, que si bien era un proyecto implementable éste no cabía dentro de las obligaciones de

la distribuidora. Además de los medidores, el desarrollo de software y hardware, y el proceso de

recolección de datos de los medidores eran etapas fundamentales en el desarrollo de una red

inteligente (Richman, 2010).

La Procuradora General de Illinois en conjunto con Citizen Utilities Board108, un grupo de defensa al

consumidor sin fines de lucro, solicitaron una revisión judicial al permiso de la ICC entregada a

ComEd. Argumentando que la ICC había creado un precedente para que las distribuidoras

agregaran cargos a los clientes para cubrir costos de inversión de proyectos y mejoras que son

responsabilidad propia de las distribuidoras (Richman, 2010).

El 1º de octubre del 2010, luego de 12 meses de litigación, la Corte de Apelaciones de Illinois anuló

la decisión de la ICC. Argumentando que el programa de SmartMeter no cumple los criterios para

justificar un cambio a la fijación de tarifas. Los gastos relacionados con smartmeter y las

tecnologías de SmartGrid no son inesperados, volátiles o fluctuantes, como indica ComEd en el

alcance del programa, por lo tanto son sus propios costos. Estos costos no son el resultado del

mandato legislativo, más bien son el resultado de la decisión de ComEd a innovar para reducir

otros costos. Por lo tanto, la empresa puede cubrir estos gastos. Por último, la ICC no tiene

ninguna evidencia de que los costos de la modernización del sistema podrían producir resultados

financieros inaceptables, si es que no son tratados de forma especial(Richman, 2010).

El 18 de octubre del 2010, ComEd emitió una solicitud a la ICC para poder completar la versión a

pequeña escala del programa de SmartMeter, esta medida temporal pretende transferir alguno de

los costos del plan piloto a las tarifas generales de ComEd (ComEd, 2010).

108

http://www.citizensutilityboard.org/ciLiveWire_IEP_ComEd_AMI_Pilot.html http://www.sparkenergy.com/blog/comed-smart-meters-study/

http://www.citizensutilityboard.org/ciLiveWire_IEP_ComEd_AMI_Pilot.html

http://www.sparkenergy.com/blog/comed-smart-meters-study/


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Página 134

En base a todo lo anterior, la empresa ComEd deberá restituir el dinero cobrado a sus clientes a

través de compensaciones en la facturación. La cantidad y el tiempo en que se restaurará el dinero

deben ser definidos por la ICC.

Esta resolución judicial agrega incertidumbre sobre las resoluciones futuras de la ICC, ya que estas

podrían ser anuladas nuevamente por la Corte. Además este tipo de decisiones desincentiva la

inversión en proyectos de Smart Grid y pone en riesgo la continuidad del programa, según ComEd.

Actualmente se discute un proyecto de ley especial para financiar la modernización de la

infraestructura eléctrica “Smart Grid Bill”, pero las asociaciones de consumidores no creen en los

estudios de beneficios presentados por las distribuidoras y ven ellas simplemente buscan

aumentar sus utilidades. Además no sienten que estén protegidas. ComEd indicó que el costo

medio por cliente sería bajísimo, USD$36 mas USD$3.4/año. Sin embargo, bajo la mayoría de las

legislaciones en EEUU, las empresas tienen el derecho a traspasar las alzas de costos a sus clientes,

por lo que no se tiene fe en estas tan convenientes cifras 109 y 110.Mayor información sobre

SmartGrid se presenta en los Error! Reference source not found. del informe.

109

http://www.citizensutilityboard.org/legislation_SmartGrid.html 110

https://www.comed.com/technology/smart-meters/Pages/smart-meter-faqs.aspx

http://www.citizensutilityboard.org/legislation_SmartGrid.html

https://www.comed.com/technology/smart-meters/Pages/smart-meter-faqs.aspx


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4 MARCO REFERENCIAL PARA LA DISCUSIÓN SOBRE TARIFICACIÓN FLEXIBLE

EN CHILE

El marco teórico de la tarificación flexible pretende sentar y clarificar las bases para un posterior

análisis de la implementación de este tipo de tarifas en Chile. En un análisis económico de Peak

Load Pricing se muestran los precios eficientes de electricidad en un escenario de oferta

monopólica bajo la existencia de condiciones variables y estacionales de demanda, con dos niveles

de demanda, baja y alta. Las condiciones de optimalidad se presentan por simplicidad para un

suministro monopólico, aunque conclusiones similares pueden obtenerse bajo diversos supuestos.

Considerando la expansión del parque generador, se demuestra que en escenarios donde la

capacidad de generación del sistema eléctrico se ve exigida, es eficiente cobrar a los clientes el

costo de producir la energía más el costo de desarrollo de la infraestructura eléctrica (capacidad

instalada de las plantas de generación y otras instalaciones para suministrar a los clientes). De esta

forma, los clientes que presionan la capacidad del sistema remuneran el costo marginal de largo

plazo del sistema completo y se incentiva la inversión en el sistema para asegurar el suministro

eléctrico. Se discute además la importancia del costo de la energía en el esquema de Peak Load

Pricing clásico, la relevancia de esta componente versus la componente de inversión, tanto en

países desarrollados (donde el costo de operación es más importante que el costo de inversión

debido al bajo crecimiento de la demanda y requerimiento de inversión), como en países en

desarrollo como Chile (donde el costo de inversión tiene un rol más importante debido a las altas

tasas de crecimiento de la demanda). Para dar sustento a este análisis se realiza una breve revisión

de la literatura del Peak Load Pricing, comenzando por las primeras intervenciones de la teoría con

Boiteux (1949, 1951) y Steiner (1957), hasta los avances un poco más recientes en esta materia.

También se presenta un análisis económico de la estructura tarifaria tipo Time Of Use (TOU),

mostrando los beneficios que obtiene el cliente al cambiar su perfil de consumo en respuesta a los

precios de una TOU. Si se compara una tarifa plana con una TOU y el cliente comúnmente modifica

su perfil de consumo, éste puede recibir beneficios tanto en el periodo punta como valle.

Típicamente existirían beneficios económicos al cambiar de una tarifa plana a una con precios que

varían en el tiempo, estas últimas proveen una mejor conexión entre los precios del mercado

mayorista y los consumidores finales, entregando una señal de precio eficiente al consumidor. Los

beneficios potenciales ocurren cuando el consumidor modifica su consumo en respuesta a los

precios variantes en el tiempo. Si el consumidor no modifica su consumo ante una tarifa TOU, lo

ahorrado en el periodo valle compensará el sobrecosto en horario punta. Sin embargo, estudios

revelan que existe una porción de clientes dispuestos a modificar su consumo.

En el diseño de tarifas flexibles es importante estudiar los beneficios de cada tipo de tarifa; los

costos asociados a su implementación (tecnológicos, educación al cliente, entre otros); identificar

las incertidumbres que generan en el mercado; por último, estudiar los parámetros que las


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Página 136

definen y los datos necesarios para su correcto diseño. Estos elementos son revisados para

opciones tarifarias flexibles frecuentemente usadas en Norteamérica.

Es importante considerar que estos programas de tarificación flexibles no deben idearse para ser

implementados imponiendo ciertas tarifas a todos los clientes de forma indiscriminada. Algunos

grupos de clientes con una demanda particularmente inelástica se pueden ver muy poco

beneficiados o incluso perjudicados al enfrentarse a altísimos en horarios de punta, viéndose la

implementación del programa traducida en un simple traspaso de riqueza del cliente hacia la

empresa y no en una mejora de bienestar social. Además, la información clara, simple y

transparente a los clientes y la educación de la población son materia fundamental para el éxito de

una política de este tipo.

Al momento de implementar un esquema de tarificación flexible es importante considerar los

beneficios, costos y barreras que este tipo de programas puede enfrentar. En contraposición a lo

que podría pensarse en una primera instancia, los principales ahorros/beneficios generados por un

sistema de tarificación flexible, no se encuentran contenidos en el ahorro de energía (reducción

del consumo energético), sino que en el ahorro de capacidad e infraestructura, desplazando

inversiones hacia el futuro y aprovechando mejor la infraestructura existente. Esto puede generar

en el largo plazo, menores precios de la electricidad debido a la reducción del valor de la

componente por capacidad en las tarifas eléctricas. Además, al reducir la demanda de capacidad,

en el corto plazo, el sistema se vuelve más confiable debido a una mayor disponibilidad de

reservas.

Los incentivos a la implementación de tarifas flexibles deben ser considerados de querer

implementarse políticas tarifarias de este tipo. En Estados Unidos, en los estados revisados, las

políticas de desacople de los ingresos, en vigor desde hace ya varias décadas, han permitido sentar

una base para el desarrollo de las tarifas flexibles. Así, las ventas se encuentran desacopladas de

los ingresos que las empresas de distribución perciben. De esta forma no existen desincentivos a

la implementación de tarifas que desplacen o reduzcan el consumo energético de los clientes. Bajo

estos esquemas, las distribuidoras declaran por una parte sus costos de inversión, operación y

mantenimiento de sus redes e instalaciones, y por otra sus costos por concepto de

compra/generación de energía. Esto se realiza en procesos separados, junto a una proyección de

las ventas esperadas para el periodo. Sobre los costos asociados a la infraestructura de las redes,

el regulador establece un retorno a las inversiones justo y adecuado, el cual es incorporado a las

tarifas eléctricas. Luego de acuerdo a las ventas reales, los ingresos de las distribuidoras son

revisados. De existir un excedente por sobre el retorno a las inversiones esperadas, este

excedente es devuelto a los consumidores, mientras que si existe un déficit, este deberá ser

cubierto por los mismos. Finalmente, los costos incurridos por las empresas en programas de

eficiencia energética y similar son declarados en procesos independientes, siendo estos costos

remunerados a la empresa.


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En este ámbito, el de la eficiencia energética y temas afines, existen incentivos especiales a la

implementación y éxito de estos programas denominados incentivos al desempeño (Performance

based incentives), donde se fijan metas de eficiencia energética entre el regulador y las empresas,

existiendo premios por cumplimiento y multas por incumplimiento. La recuperación de los costos

en programas de eficiencia energética, medición inteligente, redes inteligentes, etc., en conjunto a

incentivos por un desempeño exitoso en su implementación establecen las bases sobre las cuales

este tipo de programas ha podido desarrollarse en la última década en este país. De esta forma,

las tarifas flexibles se ven como un medio para cumplir estas metas, por lo que su implementación

se ve fuertemente incentivada.

En Chile la situación es muy distinta, debido a que los incentivos adecuados no existen en el

sistema regulatorio vigente, existen incentivos fuertes a reducir los costos, pero también a vender

más. No existe un desacople de los ingresos con las ventas de energía y escasos incentivos a la

implementación de tarifas flexibles y programas de medición inteligente, estando estos dirigidos a

la búsqueda de la ventaja comparativa en el creciente mercado de la eficiencia energética y en el

uso de medición inteligente o medición remota en condiciones especial para grandes clientes o

clientes residenciales con altos niveles de hurto. Para implementar adecuadamente este tipo de

programas es necesario establecer las bases regulatorias y los incentivos adecuados sobre los

cuales estas iniciativas puedan desarrollarse.

Para que el regulador pueda implementar de manera óptima una regulación que permita e

incentive el desarrollo de tarifas flexibles; debe contar con todas las herramientas necesarias y

tener acceso a revisar las condiciones, parámetros o conveniencia de las mismas. Por ejemplo,

podría ser socialmente óptimo crear la tarifa “riego” o la tarifa “caldera”, para todo el país o para

las empresas distribuidoras de una determinada zona. Sin embargo, el regulador no cuenta con la

información para evaluar estos programas por lo que difícilmente incorporará esta tarifa en el

pliego o solicitará la creación o proposición de las mismas a las empresas distribuidoras

respectivas.

Asimismo, las distribuidoras han tenido débiles incentivos a crear estas tarifas y por lo tanto

podrían no haber sido evaluadas en detalle, o descartadas, pues si bien son positivas, en las

condiciones actuales presentan muy limitados beneficios a la empresa. Por ejemplo, la experiencia

internacional sugiere que desarrollar tarifas ToU opcionales es beneficioso para clientes

residenciales de mayor tamaño. Sin embargo, actualmente sólo una empresa ofrece una tarifa de

este tipo y no se conocen mayores estudios de costo/beneficio de la misma. La falta de

información no permite evaluar su neutralidad de ingreso, pero sus parámetros parecen estar

alineados con el beneficio o al menos neutralidad de costo de sus suscriptores.

Además, dado el interés nacional en el tema, se estudia el caso de la medición neta (net metering)

y la facturación neta (net billing). Aquí se observa que existen distintas formas de medir la energía


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consumida e inyectada al sistema, lo que tiene implicancias directamente en diseño de este tipo

de tarifas. Se debe considerar además el real uso de los sistemas de distribución, los ahorros

mensuales utilizables en otros periodos de facturación, entre otros temas.

Por último, se trata el diseño y uso de perfiles de carga o consumo, a partir de los cuales se

clasifican los consumidores (clustering) y se crean tarifas específicas que recogen la estructura de

costos asociadas a este suministro. Se presenta una breve descripción del concepto de “load

profiling” así como una revisión de algunos métodos de agrupación utilizados en este tipo de

modelos. Además se presenta una metodología para implementación de estudios de perfiles de

carga, incluyendo la adquisición de datos y algoritmos de procesamiento de los mismos. Cabe

notar que a través de un análisis de regresión es posible identificar la correlación entre el consumo

eléctrico y variables de distinto origen, como las ambientales, lo cual puede ser utilizado para

anticipar periodos críticos del sistema y tomar medidas preventivas al respecto.

4.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DE PEAK LOAD PRICING

La teoría del Peak Load Pricing ha sido utilizada en diversos lugares del mundo, incluido Chile,

Europa y con mayor tardanza en Estados Unidos; para desarrollar los esquemas tarifarios

utilizados en la distribución eléctrica. Se fundamenta en el análisis económico para la búsqueda de

un precio óptimo en un sistema con diferentes niveles de demanda, es decir, una demanda

estacional. Las formulaciones tradicionales consideran típicamente dos niveles de demanda (alta y

baja) o tres niveles y consideran restricciones de capacidad dada por la inversión realizada en

capacidad del sistema. La solución de este problema simplificado muestra que lo económicamente

eficiente es estructurar la tarifa eléctrica en dos partes, una asociada al suministro de energía

eléctrica y otra a la infraestructura o capacidad de suministro, siendo esta última reflejo de las

instalaciones del sistema y su remuneración. La componente por capacidad o inversión deberá ser

cobrada solo a quienes utilicen dicha capacidad, vale decir, a quienes consuman electricidad

durante los horarios de punta (Mitchell, Manning, & Acton, 1978), mientras que el costo de

operación lo deben cancelar todos quienes usen el sistema.

4.1.1 LA CURVA DE CARGA Y LA CURVA DE DURACIÓN

La curva de carga o curva de demanda representa la cantidad de electricidad demanda (potencia)

por unidad de tiempo, típicamente horas. La representación más típica de la curva de carga es la

curva de carga diaria, la cual agrupa la demanda de electricidad en un intervalo de 24 horas. Las

curvas semanales, mensuales y anuales también son relevantes de estudiar, de manera de

establecer patrones de demanda(Mitchell, et al., 1978).


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Para entender la relevancia de la curva de carga en la estructura de la tarifa, es necesario primero

comprender como son despachadas las unidades de generación presentes en el parque generador.

De manera de conducir la discusión de manera simple, se considerará primeramente un sistema

térmico puro.

El despacho económicamente eficiente se realiza considerando el costo marginal de operación de

las centrales de generación disponibles on-line. De esta forma, las unidades que son despachadas

primeros son aquellas con una operación más eficiente, un menor consumo de combustible y por

tanto con un costo marginal menor. Estas unidades requieren un mayor costo de inversión debido

a la alta eficiencia en la quema del combustible que logran y se utilizan de forma más intensiva,

por lo que se denominan generación de base. Posteriormente se van agregando centrales con una

menor eficiencia y por tanto con un costo marginal de operación mayor, hasta llegar a las

centrales que abastecen la demanda en horarios de punta. Estas centrales dado su baja eficiencia,

tiene un costo de inversión menor al de las centrales de base pero operan con costos marginales

muy altos.

La curva de carga del sistema representa el uso que se está dando a la infraestructura del sistema

provee una aproximación muy útil al comportamiento de los costos marginales del sistema. En los

horarios de demanda de punta, el uso de la capacidad de generación y transporte está al máximo,

mientras que en periodos de demanda substancialmente baja, alguna de esta capacidad esta

parcial o completamente ociosa. Considerando que las plantas utilizadas para abastecer la punta

del sistema tienen un mayor costo marginal de operación, el costo marginal de abastecer la

demanda adicional en este periodo será más alto que en los periodos de baja demanda, donde las

instalaciones de generación tienden a ser mas económicas y eficientes (pero de una respuesta más

lenta)(Mitchell, et al., 1978).

4.1.1.1 ENERGÍA Y CAPACIDAD

El costo de suministrar electricidad puede dividirse en los costos de los recursos usados para

proveer energía; es decir, la cantidad de electricidad consumida por unidad de tiempo, medida

típicamente en kilowatts – hora (kW); y el costo de los recursos usados para proveer capacidad, es

decir, la capacidad de proveer cierta cantidad instantánea máxima de electricidad o potencia, que

puede ser en cualquier momento, medida en kilowatts (kW). Ambos costos, el de energía y

capacidad, pueden variar horaria y estacionalmente (Mitchell, et al., 1978).

La capacidad es requerida en todos los niveles de producción y suministro eléctrico (generación,

transmisión y distribución). Para un cierto nivel de confiabilidad, la distribuidora debe suministrar

en cualquier momento la potencia que el sistema demande. Este elemento es especialmente

crítico durante los horarios de punta, donde la mayoría de la capacidad, si no es que toda, es

utilizada al mismo tiempo. Una reducción de la demanda de punta puede conllevar importantes


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ahorros, al reducir la cantidad de instalaciones necesarias para operar el sistema, reduciendo así el

nivel de inversión(Mitchell, et al., 1978).

En un sistema puramente térmico, si bien, el costo de inversión o costo capital representa la

mayor parte del costo total de producir electricidad, el costo de combustible y los costos de mano

de obra también son importantes. En general, el costo total de suministrar la electricidad

demandada durante el curso de un año puede ser minimizado usando una combinación

determinada de plantas de generación eléctrica, algunas de esta utilizadas para atender la

generación base (por ejemplo plantas de carbón) generando electricidad de forma continua, y

otras unidades utilizadas para abastecer demanda de punta (sistemas en base a gas y petróleo

diesel) las cuales son prendidas y apagadas según los requerimientos de demanda. De esta manera

existe un “trade – off” entre instalar y operar centrales de generación base, las cuales tienden a

tener costos de inversión altos y costos de operación más reducidos; y centrales de generación de

punta, las cuales tienden a tener costos de inversión menores, pero costos de operación muy

altos(Mitchell, et al., 1978).

En un sistema hidrotérmico la situación es similar al observado en un sistema térmico. Los

recursos hidráulicos pueden dividirse entre recursos despachables y recursos no despachables. La

mayoría de las centrales hidráulicas de pasada tiene una capacidad de regulación de su

generación reducida, con una capacidad almacenamiento de recurso limitada. Por otra parte, las

centrales de embalse representan recursos hidráulicos de generación que pueden ser utilizados

estratégicamente como generación de base y como recurso de generación en punta. La utilización

de los recursos será tal que el valor total del recurso sea el mayor posible considerando la

valorización el recurso barata y a bajo riesgo durante los horarios fuera de punta y la valorización

más alta y a mayor riesgo durante los horarios de punta del sistema. De esta forma parte de la

demanda de punta es abastecida por las centrales hidráulicas, viéndose la punta reducida en un

procedimiento denominado “peak sheaving”. Sin embargo, si bien la punta se ve reducida en valor

por el efecto de las centrales hidráulicas, igualmente debe ser abastecida, rol el cual es cumplido

típicamente por generadores térmicos con un costo de inversión reducido, una eficiencia baja y

altos costos de operación, aplicándose las mismas conclusiones que el caso térmico puro.

La Figura 20 muestra un modelo simplificado para mostrar como la demanda es abastecida por

diferentes sistemas de generación, dependiendo de los requerimientos de electricidad y los costos

de abastecimiento de las centrales (inversión y operación). La Figura 20 (a) muestra las curvas de

costos de generación total para tres tipos de tecnologías diferentes para el periodo de 8760 horas

(correspondientes a un año). El intercepto con el eje y corresponde al costo fijo el cual

corresponde principalmente al costo capital de la tecnología, mientras que la pendiente de cada

curva r1, r2 y r3, respectivamente, corresponde al costo de operación de dichas centrales. La

central denominada “Capacidad Base” posee un costo de Capital C1 elevado y un costo de

operación r1 bajo, mientras que la central denominada “Capacidad punta” posee un costo de


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inversión C3 reducido y un costo de operación r3 elevado (mayor pendiente); estando la capacidad

intermedia entre estas dos tecnologías, en términos de costos. Es posible ver como existen

periodos de tiempo durante el año donde es más económico abastecer la demanda con un tipo de

tecnología que con otra. De esta forma entre las horas 1 y h1, la tecnología más económica de

operar es la capacidad punta, entre h1 y h2 es la capacidad intermedia y sobre h2 es la capacidad

base(Mitchell, et al., 1978).

Figura 20 - Modelo simplificado de abastecimiento utilizando tres tecnologías distintas(Mitchell, et al., 1978)

Si se toma la demanda de electricidad horaria (MW) y se ordena de mayor a menor, se obtiene la

curva de duración la cual puede observarse en la Figura 20 (b). El gráfico muestra diferentes

niveles de demanda “Ki”. Se observa que la demanda punta anual del sistema Kp ocurre solo una

vez al año y la demanda K’p se extiende por muy pocas horas durante el periodo anual. Niveles

menores de demanda son más frecuentemente observados. Combinando esta información con la

de la Figura 20 (a), se ve que la demanda entre las horas 1 y h1 (mayor o igual a K1), son

abastecidas por la “capacidad punta”; la demanda entre h1 y h2 (entre K1 y K2) son abastecidas por

la “capacidad intermedia” y finalmente, la demanda por sobre la hora h2 (entre K2 y Km) es


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abastecida por la “capacidad base”, siendo esta la combinación de abastecimiento mas

económica(Mitchell, et al., 1978).

4.1.2 TEORÍA DEL PEAK LOAD PRICING

La tarificación de la electricidad mediante Peak Load Pricing implica vender la electricidad bajo una

estructura tarifaria que refleje patrones de variación en los costos marginales. Dentro de estos

patrones puede considerarse una variación diaria de la demanda de electricidad, reconociendo

horas de punta y horas fuera de punta. Además puede incluirse una variación estacional que

reconozcan las diferencias entre la temporada estival e invernal que la demanda presenta.

La electricidad representa un bien no almacenable, sometido a comportamientos periódicos y

estocásticos. Para un bien de estas características, si se realiza una tarificación a precio constante,

la demanda entre horarios de punta y fuera de punta variara de forma que existirá capacidad de

suministro ociosa en algunos momentos del día. Sin embargo, esta capacidad no es gratuita por lo

que existe la motivante de cómo financiarla e incentivar su instalación en la medida que vaya

siendo requerida. La teoría del peak load pricing se diseño para responder esta interrogante.

El modelo básico del peak load pricing, se inspira principalmente en los trabajos de Boiteux (1951)

y Steiner (1957). Típicamente, la solución eficiente en un problema de producción de un bien por

una firma, se alcanza con un nivel de producción tal que el costo marginal alcanza los ingresos

marginales de producir la próxima unidad. Si la ecuación (1) representa el bienestar social neto,

dado un cierto nivel de consumo q*, el valor óptimo se encontrara al derivar la función W e

igualarla a cero, concluyéndose que el precio optimo será igual al costo marginal del bien al nivel

de consumo q+ tal como se muestra en la ecuación (2).

(1)

(2)

Esta solución es conocida como primer mejor y se aplica a muchos rubros y procesos productivos.

Sin embargo, la función C(x) puede exhibir un comportamiento decreciente respecto a la cantidad

demanda, por lo que una tarificación a costo marginal puede generar un déficit, debido a que los

costos medios de la producción no lograrán ser financiados. Esto es particularmente cierto en el

caso del suministro eléctrico, donde si se considera la capacidad de suministro del sistema

(generación y transporte), se observa que una asignación de precio a costo marginal por tanto,

implicaría que los costos medios de la generación y transporte de la electricidad no serían

cubiertos, por lo que no existirían incentivos para entrar en el mercado de la electricidad para


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ningún actor, siendo esta opción ineficiente. En particular, para el caso de la generación donde

existe competencia, si bien el despacho se realiza según costo marginal, esta solución representa

el óptimo económico ex - post en el corto plazo, donde la expansión del parque generador no es

una variable relevante. Sin embargo, en el largo plazo, la tarificación a costo marginal no es optima

ex – ante, no representando un incentivo suficiente para la expansión del parque generador

debido a que los inversionistas buscan obtener cuasi – rentas que financien sus inversiones. Una

tarificación a costo marginal solo es capaz de financiar sus costos variables, por lo que las rentas

sobre la inversión realizada no serían cubiertas.

Así, se propone una opción de segundo mejor, en el cual la asignación de precio para el bien, en

este caso la electricidad, se realiza mediante un costo igual a una componente fija, asociada a la

inversión (costo fijo de capital); y otra componente dependiente de la cantidad, asociada a la

operación (Costos variables de operación).

Si bien, el pago de la componente variable es fácilmente asociado al consumo directo de

electricidad, teniendo que ser pagado por todos los clientes en la medida que usan del servicio

eléctrico, el pago de la componente fija correspondiente al costo de capital es a primera vista más

incierto. Surge la pregunta entonces si todos los clientes deben pagar esta componente,

independiente de su nivel de demanda. A esto se suma la condición que enfrenta la demanda

eléctrica con fluctuaciones periódicas, estocásticas y no almacenables, donde existen clientes que

participan del consumo en horarios de punta y otros que solo participan del consumo en horario

fuera de punta.

Sin embargo, debido a que la demanda eléctrica es una demanda con fluctuaciones periódicas,

estocásticas y no almacenables, surge la pregunta sobre qué grupo de clientes debe asumir los

costos fijos de capital. La tarificación que maximiza el bienestar social en este caso, es cobrar solo

el costo variable a los clientes que consumen en horarios de demanda baja y aplicar un cobro igual

al costo fijo más el costo variable cuando la demanda es alta. La capacidad óptima en el sistema

bajo esta asignación de costo corresponde a la máxima cantidad de capacidad requerida entre las

dos demandas obtenidas a los precios óptimos. Una forma simple de entender este problema y su

solución, es estudiar el caso del problema del Monopolista en un escenario de demanda variable

en dos bloques, donde se verá que la solución óptima en el corto y largo plazo será cobrar, a los

clientes presentes en punta, una componente asociado al costo variable de suministro mas otra

asociado al costo fijo de inversión a los clientes presentes en horarios de punta, y a los clientes

presentes fuera de punta, sólo el costo variable de suministro, siendo esta opción eficiente en

termino de operación del sistema (corto plazo) y en términos de expansión de la capacidad de

suministro (largo plazo).


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Condiciones de Primer Orden

con

4.1.2.1 PROBLEMA DEL MONOPOLISTA

De manera de entender de mejor forma el problema del Peak Load Pricing se propone el ejemplo

del monopolista enfrentado a dos demandas distintas, QL o demanda baja y QH o demanda alta, las

cuales deben ser abastecidas de forma óptima. La función de

beneficio para la firma monopólica está representada por la

siguiente ecuación donde el beneficio total corresponde a la

suma de los ingresos totales en cada nivel de demanda, menos

los costos asociados a cada nivel de demanda y finalmente al

costo de recuperación del capital “K” a una tasa de retorno de

r%. Se asume que las demandas para el horario de alta

demanda y baja demanda son independientes y que el costo de

abastecimiento C es constante para todas las horas del día. Ver

siguiente ecuación:

Al considerar las condiciones de primer orden de este problema

resultan tres casos de interés. Aquel donde ambos

multiplicadores de Lagrange λ1 y λ2 son iguales a cero o caso de

capacidad ociosa en todo instante de tiempo (ninguna

restricción esta activa ya que ninguna demanda presiona el

sistema), el caso donde uno de los multiplicadores de Lagrange

es mayor a cero mientras el otro es cero (el caso más común

donde una de las demandas presiona el sistema) y finalmente el

caso donde ambos multiplicadores son mayores a cero (ambas

demandas presionan el sistema).

Al resolver el problema para el caso en el cual ninguna demanda

presiona el sistema (λ1=0 yλ2=0) se obtiene que el ingreso

marginal para el caso de alta demanda y baja demanda es igual al costo variable de

s.a.


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abastecimiento C. La cantidad consumida se obtiene al evaluar los precios en horario de alta y baja

demanda en las respectivas curvas de demanda (QL* y QH*). El resultado observado es que la mayor

cantidad demandada a un precio C corresponde a un punto de la demanda alta y este valor es

menor al capital K. Esto implica que en un escenario como este existe una capacidad ociosa igual a

K – QH*, por lo que surge la interrogante de cuál es la capacidad K óptima para el sistema, de

manera de no desaprovechar la inversión realizada. La representación gráfica de este caso puede

verse en la Figura 21– a.

Por otra parte, el caso en el cual una de las demandas presiona el sistema, mientras que la otra no

activa ninguna, tiene como resultado que el ingreso marginal de la demanda que no presiona el

sistema será igual al costo variable de abastecimiento (IMg = C), mientras que el ingreso marginal

en el periodo de la demanda que presiona el sistema será igual al cost o variable más el costo de

inversión (IMg = C + λi). Este resultado tiene como implicancia el hecho de que el uso de la

capacidad crítica del sistema deberá ser cobrado a quienes hagan uso de esta y no a todos los

clientes, siendo esta la solución eficiente en términos económicos. Para el caso eléctrico, la

demanda que presionará el sistema será la demanda alta, por lo que en horarios de punta deberá

aplicarse una tarifa eléctrica igual al costo variable de generación más un costo por capacidad,

mientras que el consumo durante las horas fuera de punta sólo deberá tarificarse a costo variable

de suministro. La Figura 21 – b presenta este caso.

Esta idea se contrapone al cobro de la electricidad a una tarifa promedio, fija e igual para todos los

usuarios. Esta última generará mayores requerimientos de capacidad que la tarificación eficiente

que se obtiene al asignar precio a la electricidad en horarios de punta igual a la suma del costo

variable más el costo de capital. Sin embargo, la implementación de una alternativa de tarificación

como esta puede tener efectos al aplicarse sobre clientes con una capacidad limitada de

adaptación de sus patrones de consumo. Por esta razón puede existir resistencia a la

implementación de esta tarificación, pese a su eficiencia y preferirse opciones reguladas que no

reconozcan esta variación de precio. Si bien esto puede significar una pérdida de bienestar debido

a una tarificación sub {optima desde el punto de vista de la sociedad (por ejemplo con una tarifa

de precio fijo), ciertos grupos de clientes pueden verse protegidos de alzas insostenibles debido a

su mal ajuste al esquema tarifario. Por esta razón, este tipo de tarifa, debe utilizarse en aquellos

consumidores que posean la flexibilidad suficiente para adaptarse adecuadamente al

comportamiento esperado de la tarifa, de manera de que no incurran en una pérdida de

bienestar, a la vez que se permite acceder a estos clientes a una tarifa más eficiente, entregando

señales correctas al sistema.


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a) b)

Figura 21 - Representación gráfica del problema del monopolista con dos niveles de demanda: a) Capacidad ociosa, b) Demanda alta presiona la capacidad instalada

4.1.2.2 LITERATURA SOBRE EL PROBLEMA DEL PEAK LOAD PRICING

Los artículos seminales de la teoría de Peak Load Pricing se han asignado tradicionalmente a

Boiteux (1949; 1951) y Steiner (1957), donde la demanda es determinística (M Boiteux, 1949; M.

Boiteux, 1951; Steiner, 1957). Sin embargo, y como lo menciona Ault and Ekelund (1987), esta

Teoría de Peak Load Pricing se remonta al menos a los trabajos de Bye (1926; 1929) (Ault &

Ekelund Jr., 1987; Bye, 1926, 1929). En el modelo básico de Steiner (1957) el día se divide en dos

períodos de la misma duración, cada uno enfrenta su propia demanda donde la demanda alta

siempre se encuentra sobre la baja. Se asume que las demandas son independientes en el sentido

que el precio cobrado en un período no afecta la demanda del otro. En este modelo simple, existe

solo un tipo de tecnología de producción y dos tipos de costos, un costo variable u operacional

asociado al uso de combustibles fósiles o sustitutos valorados a sus precios sombra (agua

embalsada) y otro fijo asociado al capital de las instalaciones de generación y transmisión

requerida para suministrar la demanda (costo diario de proveer una unidad de capacidad). La

tarificación que maximiza el bienestar social es cobrar solo el costo variable cuando la demanda es

baja y el costo variable más el fijo cuando la demanda es alta. La capacidad óptima es la máxima

cantidad de entre las dos demandas obtenidas a los precios óptimos.

En los años sesenta y setenta la literatura avanzó hacia demandas con variaciones estocásticas

más que determinísticas, la condición de escasez del suministro y eventualmente la necesidad de

racionamiento. Los principales aportes vinieron de ingenieros franceses, pero fueron Brown y

Johnson (1969) quienes al analizar demandas estocásticas y sus efectos en el bienestar,

encendieron el mayor interés teórico (Brown & Johnson, 1969). El efecto sobre los resultados

estándares de las distintas formas de racionamiento fueron hechas por Visscher (1973), Crew and

Kleindorfer (1976; 1978), Carlton (1977) y Sherman and Visscher (1978). Además, Crew and

Kleindorfer (1976) hicieron contribuciones en el modelo estocástico considerando múltiples


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períodos y tecnologías(Carlton, 1977; Michael A. Crew & Kleindorfer, 1976; M. A. Crew &

Kleindorfer, 1978; Sherman & Visscher, 1978; Visscher, 1973).

Otra extensión interesante es propuesta por Chao (1983) y Kleindorfer and Fernando (1993),

quienes han incorporado la incertidumbre por el lado de la oferta. Todos estos trabajos asumen

que los costos de los apagones son conocidos, de esta forma el racionamiento se puede

implementar sobre estos costos determinados exógenamente (Chao, 1983; Kleindorfer &

Fernando, 1993). Adicionalmente, existe una interesante línea dentro de la literatura enfocada

específicamente a la medición de los costos de un apagón (Munasinghe & Sanghvi, 1988; Telson,

1975). También se ha desarrollado un enfoque teórico alternativo basado en la auto-revelación del

costo de un apagón y la disposición a pagar por parte de los consumidores para evitarlo. Esta

literatura tiene tres líneas principales: auto-racionamiento (Panzar & Sibley, 1978), servicios

prioritarios (priority service) desarrollada por Marchand (1974) and Chao and Wilson (1987) y por

último, precios en tiempo real Schweppe et al. (1988) y Bohn, Caramanis, and Schweppe (1984).

Este último trabajo sienta las bases de spot pricing de la electricidad (Chao & Wilson, 1987;

Marchand, 1974; Schweppe, Caramanis, & Bohn, 1988).

Bergstrom and MacKie-Mason (1991) presentan un modelo simple que considera una empresa

que ofrece un bien público en dos momentos diferentes. Estudian los efectos de cambiar los

precios desde precios uniforme a lo largo del día a precios Peak-Load Pricing. Muestran que para el

caso de una firma restringida a operar a una tasa fija de retorno sobre el capital, la incorporación

de un Peak Load Pricing puede reducir los precios de los servicios en ambos momentos. Por otra

parte, encuentran que Peak Load pricing puede llevar a una mayor o menor capacidad respecto a

los precios uniformes (Bergstrom & Manson, 1991).

En general las conclusiones de precio on-peak y off-peak se mantienen respecto al modelo básico

de Steiner (1957) mencionado anteriormente.

Un trabajo más reciente es el de Wu, Kleindorfer y Sun (2005) quienes están interesados en las

decisiones estratégicas óptimas de largo plazo de las compañías generadoras. Su objetivo es la

obtención de capacidades óptimas para las generadoras en el largo plazo. Determinan las

estrategias de mejor respuesta de las generadoras en un juego derivado considerando las

condiciones necesarias y suficientes para la existencia y la estructura de equilibrios de corto plazo.

En su trabajo, existen muchas compañías generadoras cuyas variables de decisión son el

establecimiento de contratos óptimos para ofrecer a las compañías de distribución. Donde los

componentes de estos contratos son dos: los costos de reservación por unidad de capacidad y el

costo de ejecución por unidad de producto (Wu, Kleindorfer, & Sun, 2005).

Dentro de la literatura nacional, Arellano y Serra (2007) proponen una forma de tarificar la

transmisión eléctrica extendiendo el tradicional modelo Peak Load Pricing para incluir costos de


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transmisión. Suponen dos nodos y un sistema eléctrico con dos tecnologías. Encuentran que la

tarificación debe estar relacionada al sistema de precios que se usa para remunerar la energía y la

potencia. Suponen que el sistema de transmisión involucra tres costos: operacional (o marginal de

corto plazo), variable de inversión y fijo de inversión111. El costo marginal de largo plazo

corresponde a la suma de los dos primeros. Este esquema de cobro se traduce en que los

generadores localizados fuera del centro de consumo deben pagar directamente el costo marginal

de largo plazo del sistema de transmisión (el que incluye el costo variable de inversión y de

operación del mismo), aun cuando en último término la incidencia de este cobro recae en los

consumidores a través del pago de energía y potencia que realizan. Además, como la generación y

transmisión eléctrica es un monopolio natural por las importantes economías de escala en la

producción, la tarificación a costo marginal es eficiente pero no permite financiar todos sus costos

a las firmas. Así, proponen que la forma eficiente debiera cobrar un cargo fijo a los usuarios en

función del excedente que cada cliente deriva del consumo del bien o servicio. Esta solución es

eficiente porque no excluye a ningún usuario que pueda contribuir a financiar la parte de los

costos de la empresa que no son cubiertos por el cargo variable (Arellano & Serra, 2007).

Coloma y Valdés (1991) hacen una propuesta de tarificación de electricidad provista por centrales

eléctricas que usen infraestructura que exhiba economías de escala significativas, como por

ejemplo un gaseoducto de transporte para gas. La propuesta de este trabajo básicamente es una

derivación de los precios de Ramsey. Por una parte, el parque generador es despachado a costo

marginal, pero a la vez este hace uso de infraestructura con importantes economías de escala, en

este caso el gaseoducto. Al tarificar a costo marginal, no se recaudan los recursos suficientes para

cubrir los costos medios de la infraestructura de transporte de gas, por lo que la construcción de

esta se demora, incurriéndose en una ineficiencia social. Los autores proponen una reforma legal

que autorice transitoriamente un recalculo del precio de nudo incluyendo el costo por capacidad

mencionados, para que las centrales a gas puedan captar recursos para aportar a los costos fijos

de infraestructuras que exhiban economías de escala significativas a nivel de mercado, sin

sacrificar la libre entrada a la actividad de generar con gas pagando tarifas de transporte

igualitarias entre empresas (Coloma & Valdés, 1995).

111

El costo de inversión necesario para la instalación de un sistema de generación y transporte de electricidad puede separarse en una componente variable o unitaria y otra fija. Por ejemplo, en los costos de instalación de una línea de transmisión, existirán costos que deberán realizarse de forma independiente de la capacidad de transporte de la línea en cuestión (ej: servidumbres del terreno por el que pasa el trasado). Sin embargo, parte importante de los costos será de naturaleza variable, ya que dependerá de la capacidad que la línea deba tener. Así estos costos pueden ser adecuadamente expresados, sin incurrir en error, en forma de un costo unitario por unidad de potencia. Esta componente variable típicamente no es lineal, ya que por ejemplo para el caso de una línea, a mayor capacidad, las secciones de los conductores deben ser más gruesos y las torres deben soportar un mayor peso.


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4.1.2.3 PEAK LOAD PRICING Y EL COSTO DE ABASTECIMIENTO ELÉCTRICO

Uno de los supuestos importante utilizados en la resolución del problema del monopolista para

entender las asignación de precio mediante Peak Load Pricing clásico es que el costo de

abastecimiento o costo variable de generación “c” se considera como un valor constante y no

dependiente del nivel de demanda, quedando excluido del modelo la variación del costo de

suministro de acuerdo al despacho de las unidades de generación. Este modelo se centra entonces

en la restricción de capacidad y la recuperación de las inversiones necesarias para abastecer la

demanda en horarios de punta y no las condiciones de operación en el corto plazo del sistema.

Sin embargo, el modelo de Peak Load Pricing fue extendido de manera de incluir entre otros

elementos (restricciones de transmisión, pérdidas, distribución especial, etc.) el costo variable de

abastecimiento. Tal es el caso del modelo desarrollado por Bohn, Caramanis y Schweppe, donde el

precio sombra de la demanda (el multiplicador de Lagrange asociado a las restricciones de

demanda) puede interpretarse como la suma del costo marginal de generación en el corto plazo

más el costo necesario para reducir la demanda a un nivel igual a la capacidad de generación

máxima instalada en casos en que esta pudiera ser mayor, vale decir, el costo incremental de

capacidad en escenarios de total utilización del parque generador. Este puede describirse con la


Con como el precio sombra de la demanda o el precio marginal de una unidad incremental

demandad de energía, el costo de generar un kilowatts hora incremental con la unidad

marginal operando (la unidad más cara del sistema operando en un instante (t) y como el

costo necesario para reducir la demanda a un nivel en que el sistema pueda abastecerla en caso

de no existir mas unidades de generación disponible. Esto es directamente aplicable a sistemas

térmicos puro donde la capacidad de los generadores de punta se compromete por entero para

abastecer la demanda en este horario. En sistemas hidrotérmico, la presencia de centrales de

embalse las cuales son utilizadas estratégicamente para abastecer generación de base y

generación de punta, incluye un recorte de la punta, reduciendo la necesidad de usar centrales

térmicas para abastecer esta demanda. Sin embargo, en horarios de alta exigencia el sistema se

verá obligado igualmente, tal como se comento anteriormente, a utilizar estas plantas, por lo que

el costo de capacidad deberá ser costeado igualmente.

Al igual que en el caso básico analizado mediante el problema del monopolista, el término

correspondiente a la restricción de capacidad sólo será distinto de cero cuando no existan

unidades de generación que puedan marginar una unidad adicional de electricidad demandada,

por lo que en escenarios de demanda baja el precio marginal de una unidad adicional demandada

corresponderá solo al costo de abastecimiento (costo de combustible más costos de operación y

mantención) dado por la unidad que margine en dicho instante (siempre la más cara), mientras


Original


Página 150

que en escenarios de alta demanda donde el sistema se encuentre presionado, el precio

corresponderá a la suma del costo de abastecimiento y el costo por “capacidad112”.

En países desarrollados donde el crecimiento del consumo eléctrico es muy bajo sino

prácticamente nulo, la expansión del parque generador no tiene un gran impacto en el valor de las

tarifas eléctricas para clientes finales, ya que no existen grandes requerimientos por expandir la

capacidad de suministro. Al crecer poco la demanda, el sistema requiere expandirse de forma más

lenta, siendo de poca importancia en la tarifa la componente de capacidad. En su lugar, el costo de

abastecimiento, de naturaleza variable en el tiempo, tiene el lugar central en la configuración de

las tarifas eléctricas. El elemento central en la tarificación eléctrica es el costo de abastecimiento,

el cual efectivamente, varía según el momento del día. Así, es habitual ver dentro del pliego

tarifario de las distribuidoras eléctricas tarifas tipo Time Of Use, que reconocen, más que un

sobrecargo por uso de potencia en horarios de punta, valores diferentes de la tarifa eléctrica de

acuerdo al cambio de los costos de la energía.

En países en desarrollo, donde el crecimiento del consumo eléctrico es alto y en algunos casos,

acelerados, la expansión del parque generador tiene un gran impacto en el valor de las tarifas

eléctricas para los clientes finales. En países como Chile, el modelo del Peak Load Pricing tiene

gran relevancia en la configuración de las tarifas, estando estas diseñadas en torno a un cobro por

potencia y por tanto, una remuneración de la inversión en capacidad para las empresas

distribuidoras. De forma opuesta a lo normalmente observado en tarifas extranjeras como en

Estados Unidos, las tarifas en estos países tienden a mantener su componente de cobro por

concepto de energía constante durante el día, variando la componente por potencia, la cual

contiene el pago de las inversiones, operación y mantención (COMA) de la capacidad crítica del

sistema.

4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO DE TARIFAS TIME OF USE

Otra tarifa de interés para analizar es la tarifa tipo Time Of Use. A diferencia de una estructura

basada en el Peak Load Pricing que considera el cobro del costo de inversión del sistema como

algo muy importante, la tarifa Time Of Use está basada en la variación de los costos de

abastecimiento de electricidad, los cuales varían durante el día. Esto permite establecer una

estructura, típicamente de tres bloques, aunque también es frecuente observar estructuras de dos

bloques. A continuación se presenta un análisis de tarifa Time Of Use, observando cómo se

distribuyen las ganancias de implementar este tipo de tarifa, en el caso de que un cliente adapte

su perfil de consumo a la estructura de esta tarifa (EEI, 2007).

112

Costo de la instalación de un 1MW adicional para abastecer la demanda de punta que no puede ser abastecido por el parque generador de base.


Original


Página 151

En la Figura 22 se muestran las condiciones existentes durante las horas de punta y valle ante una

tarifa plana y una de tipo Time Of Use, visto desde la distribuidora. El rectángulo azul corresponde

al ingreso total de una tarifa plana, mientras que el rectángulo amarillo corresponde al costo total

de generar electricidad, siendo la diferencia de ambas áreas la ganancia o pérdida para la

distribuidora. El gráfico de la izquierda muestra el costo marginal del sistema en hora punta

( ), el cual en promedio es mayor que el precio de la tarifa plana. En el gráfico de la

derecha se muestra el costo marginal del sistema en hora valle ( ) el cual es menor al

precio de la tarifa plana. De esta forma, las distribuidoras compensan las pérdidas producidas en

las horas de punta con las ganancias de la hora valle.

Figura 22- Diferencias de costo e ingresos de una tarifa TOU y una Plana en hora punta y valle.

Para un patrón de uso promedio de un cliente, las compensaciones en la facturación son neutrales

si no existen cambios en la demanda. En la práctica, existen clientes con una participación mayor

en horas punta, los cuales verán un aumento en su facturación. En cambio, clientes con una

participación menor en las horas de punta notarán una reducción en su factura. Esto incluso sin

existir respuesta de la demanda.En la Figura 23 se muestran los cambios inducidos en la

facturación de un cliente debido a un diseño neutral de tarifa TOU. Los altos precios durante el

periodo de punta ( ), combinado con los bajos precios del periodo valle ( ), relativos a la

tarifa plana ( ), implican incrementos de la facturación en el periodo punta y reducciones en

los periodos fuera de punta.

Ingreso < Costo

$/kWh

CMgpunta

Pfijo

Qpunta

kWh

Ingreso hora punta

Hora Punta

Costo hora punta

Pérdida

Ingreso < Costo

$/kWh

CMgvalle

Pfijo

Qvalle

kWh

Ingreso hora valle

Hora Valle

Costo hora valle

Ganancia


Original


Página 152

Figura 23 - Cambios en la factura de un cliente debido a tarifa TOU respecto a tarifa plana en periodos de punta y valle.

Tradicionalmente en economía, los cambios en los beneficios del consumidor se miden a través

del cambio de los excedentes del consumidor ante un cambio de precio del producto. Los

excedentes del consumidor corresponden a la diferencia entre la disponibilidad a pagar por una

cierta cantidad de producto y el precio de mercado que el consumidor paga. Convencionalmente,

la curva de demanda posee pendiente negativa, esto indica que el consumidor está dispuesto a

comprar menos de un producto si el precio sube y viceversa. En la Figura 24 se ilustra como el

cliente se puede ver beneficiado tanto en los periodos de punta y de valle, si cambia su perfil de

consumo de acuerdo a los precios de una tarifa TOU.

Se asume que el precio de la TOU se condice con el valor real de la electricidad en el sistema

durante los periodos de punta y valle, es decir la tarifa está diseñada eficientemente. En la Figura

24, el gráfico de la derecha muestra la respuesta de un cliente promedio ante una disminución del

precio de la tarifa en hora valle. El triángulo de color azul corresponde al incremento neto del

beneficio del consumidor, mientras que el rectángulo rojo corresponde al aumento en la factura

debido al aumento del consumo de a

.

El gráfico de la izquierda muestra el comportamiento del cliente en horario punta, al subir el

precio de electricidad se reduce el consumo de a

. Reduciendo la facturación de

electricidad, representado por el rectángulo amarillo. Sin embargo, esta reducción conlleva costos;

el consumidor ve reducida su satisfacción al tener que restringir ciertos consumos (Ej: reducir el

aire acondicionado en días calurosos). El triángulo azul indica el ahorro neto del cliente, el cual

corresponde al ahorro total en la facturación de electricidad menos la reducción de satisfacción

por tener que disminuir el consumo en horario punta.

$/kWh

Ppunta

Pfijo

Qpunta

kWh

Factura original

Hora Punta

Factura total

Incremento factura

$/kWh

Pvalle

Pfijo

Qvalle

kWh

Factura original

Hora Valle

Factura total

Reducción factura


Original


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Figura 24- Beneficios del consumidor ante una respuesta al cambio en el precio de electricidad.

Con el análisis anterior se pretende mostrar que existen beneficios económicos al cambiar de una

tarifa plana a una con precios que varían en el tiempo, estas últimas proveen una mejor conexión

entre los precios del mercado mayorista y los consumidores finales, entregando una señal de

precio eficiente al consumidor. Los beneficios potenciales ocurren cuando el consumidor modifica

su consumo en respuesta a los precios variantes en el tiempo. Si el consumidor no modifica su

consumo ante una tarifa TOU, lo ahorrado en el periodo valle compensará el sobrecosto en

horario punta. Sin embargo, estudios revelan que existe una porción de clientes dispuestos a

modificar su consumo.

4.3 FUNDAMENTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO DE TARIFAS FLEXIBLES

El diseño de tarifas flexibles debe proveer de tarifas que permitan a las distribuidoras obtener

ganancias que coincidan con las ganancias requeridas o estipuladas por ley. Además, debe asignar

adecuadamente los costos fijos y variables a los clientes, entregando una señal de precio acorde a

los costos reales del sistema.

Otras consideraciones que se deben tener en cuenta al diseñar tarifas flexibles son: el nivel de

sofisticación de los clientes, para lo cual las tarifas deben ser lo más simples posible; las tarifas

deben velar por costos predecibles y estables para los clientes, además de ingresos seguros para

las distribuidoras minimizar la incertidumbre en el mercado; las tarifas y deben incentivar a los

clientes a consumir electricidad eficientemente, minimizando la demanda de punta y/o el

consumo total.

Según Pollock (2010), el diseño de tarifas flexibles también debe velar por mejorar la accesibilidad

a las poblaciones pobres o vulnerables, promover el desarrollo económico ofreciendo tarifas más

económicas para las industrias, maximizar las opciones disponibles para los clientes, entre otras

$/kWh

Ppunta

Pfijo

Q0

punta

kWh

Reducción total

factura

Hora Punta

Q1

punta

DemandaAhorro neto

factura

Reducción

satisfacción

$/kWh

Pvalle

Pfijo

Q1

valle

kWh

Hora Valle

Q0valle

Demanda Incremento

neto beneficio

Aumento factura

por uso adicional


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Página 154

(Pollock, 2010). Sin embargo, estas preocupaciones dependerán mucho del contexto económico y

social donde las tarifas flexibles se implementen, debiendo considerarse los objetivos de

desarrollo que el regulador tenga hacia el futuro y las necesidades actuales del sistema (operación

económica, expansión del parque generador, etc.). En algunos casos por ejemplo, los gobiernos

centrales buscando un consumo más racional de la electricidad, impulsan la implementación de

programas de tarificación flexible que permitan entregar mejores señales de precios a los clientes.

Sin embargo, estos regladores reconocen la existencia de grupos de clientes que pueden

enfrentarse a condiciones muy adversas debido a estos programas y su incapacidad de adaptarse

a los patrones de consumo esperados, como los clientes de escasos recursos, por lo que se

establecen tarifas especiales y se permite cierto grado de subsidios cruzados, de manera que el

bienestar individual de estos clientes no sea afectado en pos del bienestar de la sociedad.

A continuación, se presenta una descripción y un análisis de los principales elementos a considerar

en el diseño de cinco tarifas tradicionalmente utilizadas en distintos mercados eléctricos: Tarifas

Time Of Use, Real Time Pricing, Critical Peak Pricing y Peak Time Rebate, Tarifas de bloque

escalonado, Tarifas estacionales.

4.3.1 ATRIBUTOS DE UN PROGRAMA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE EXITOSA

Tal como se ha mencionado, la implantación de tarifas flexibles, si bien representa una alternativa

eficiente de tarificar la electricidad, no siempre benefician de igual forma a los clientes de forma

individual. Por una parte, las tarifas flexibles pueden generar un beneficio neto mayor para la

sociedad en comparación a un escenario con tarifas fijas y no relacionadas directamente con las

condiciones de operación y expansión en el sistema. Sin embargo, el beneficio obtenido por cada

cliente será diferenciado, dependiendo de la flexibilidad que este tenga para cambiar su consumo

eléctrico.

En el corto plazo, los clientes con una mayor flexibilidad al mover su consumo de horarios de alta

demanda se verán beneficiados de forma importante debido a una reducción en el costo de sus

facturaciones eléctricas. En cambio aquellos clientes con una menor flexibilidad que sean

sometidos a una tarifa flexible, podrían verse no beneficiados e incluso perjudicados, ya que no se

adaptan al perfil de consumo esperado de la tarifa. Sin embargo, en el largo plazo, es posible que

se observen beneficios incluso para aquellos clientes con una elasticidad reducida, ya que al

retirarse del consumo en horarios punta, los clientes más flexibles reducirán la demanda total por

capacidad del sistema, requiriéndose la instalación de menores plantas y por tanto observándose

una reducción en el costo por capacidad, viéndose esto reflejado en las tarifas eléctricas a las

cuales todos los clientes están sometidos (Jongejan, 2010).


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Página 155

Por esta razón es muy relevante considerar cuidadosamente las condiciones bajo las cuales un

esquema de tarifas flexibles será diseñado e implementado. La información recolectada en los

programas pilotos en estados unidos permiten realizar recomendaciones a la hora de diseñar

programas de tarificación de este tipo. Según el “Center for Susainable Systems” en la universidad

de Michigan en su informe sobre “Dynamic Pricing Tariffs for DTE’s Residential Electricity

Costumers (2010), los atributos de una política de tarificación flexible exitosa requieren la

implementación de tecnologías habilitadoras, enfocarse en los hogares con mayor consumo

eléctrico y mayor disposición a modificar su perfil de consumo, establecer grandes diferencias

entre horarios de punta y fuera de punta para lograr grandes ahorros de capacidad, implementar

programas de educación y marketing de los programas, notificación a los clientes de periodos

críticos de demanda, protección de alzas inesperadas en las cuentas de electricidad y utilizar

diseño experimental (Jongejan, 2010).

Las tecnologías habilitadoras, tales como medidores inteligentes, sistemas de display, uso de las

tecnologías de información para comunicar a las distribuidoras con los clientes, termostatos y aire

acondicionado inteligente y sistemas inteligentes domésticos (lavadoras, secadoras, etc), ha

mostrado en los diversos pilotos en los que se han implementado importantes incrementos en los

ahorros de capacidad. Diversos estudios han mostrado como al aplicar tarifas flexibles en conjunto

con tecnologías habilitadoras los resultados son sustancialmente más importantes de hasta un

13% a un 24% de reducción de demanda de capacidad, en relación al caso sin uso de tecnologías

habilitadoras (Jongejan, 2010)..

Estos programas de tarificación flexibles no deben idearse para ser implementados a todos los

clientes. Algunos grupos de clientes con una demanda particularmente inelástica se verán muy

poco beneficiado o claramente, viéndose la implementación de un programa de tarifas flexibles

traducidos en un traspaso de riqueza del cliente hacia la empresa y no en una mejora de bienestar

para estos clientes. Estudios realizados en California por PG&E han mostrado que generalmente,

los clientes un mayor consumo eléctrico reducen de forma más importante su consumo que

clientes de menor consumo, los cuales responden de forma pobre ante señales de precio en

horarios de alta demanda en el sistema (Jongejan, 2010)..

La educación de la población es otro punto fundamental para el éxito de una política de este tipo.

Los pilotos realizados en estados unidos presentan un mensaje claro y consistente en el cual la

educación juega un rol fundamental. Los clientes pueden estar inclinados en una primera

instancia, a pensar que no son capaces de reducir su demanda, por lo que la educación de

estrategias para reducir el consumo en un hogar es fundamental. Proyectos pilotos exitosos como

en California y New Jersey han mostrado muy buenos resultados implementando programas de

educación y marketing en conjunto a tarifas flexible (Jongejan, 2010)..


Original


Página 156

La notificación de eventos críticos de demanda de forma anticipada también muestra una gran

importancia en el éxito de políticas de tarificación flexible, en especial aquellas que incluyen

critical peak pricing entre sus opciones tarifarias. Si bien la señal de precio es capaz de alcanzar a

un grupo de consumidores que potencialmente podrían reducir su demanda de potencia, el

contacto previo de clientes incrementa aún más el éxito de la política. Tal es el caso de programas

implementados en California por PG&E donde se ha visto que dentro del grupo de clientes

participantes, la participación de los clientes en la reducción de demanda critica se ve

incrementada desde un 65% en casos sin notificación, hasta un 80%-85% en casos con

notificación, la cual típicamente se realiza vía telefónica (Jongejan, 2010)..

Otro punto importante, en especial para mantener a raya las pérdidas de bienestar individual por

parte de clientes con una elasticidad precio de su consumo baja es la protección de las cuentas de

electricidad. Uno de los principales desafíos que una distribuidora tiene al intentar implementar

programas de flexibilidad tarifaria es la preocupación de sus clientes por el posible incremento de

sus cuentas de electricidad debido a la implementación de tarifas flexibles. Por esta razón, sobre

todo en estadios iniciales de implementación, podría ser necesario un programa de protección de

cuentas de electricidad donde se garantice que la implementación de tarifas flexibles no significara

alzas indiscriminadas en sus cuentas. Estos programas se aplican típicamente a clientes entrantes

y se sostienen por periodos de un año, de manera de dar tiempo al cliente de adecuarse al perfil

de consumo esperado por la tarifa (Jongejan, 2010).

El diseño adecuado de programas pilotos es fundamental para generar información veraz que

permita concluir sobre los efectos de ciertas tarifas en el sistema y el bienestar de las personas. Un

diseño equivocado puede llevar a obtener conclusiones tremendamente erróneas e implementar

tarifas que luego pueden encontrarse con una gran oposición social, sin que los beneficios

generados para el sistema las justifiquen (Jongejan, 2010).

4.3.2 TARIFAS TIME OF USE (TOU)

Las tarifas Time Of Use se caracterizan por tener diferentes precios de energía dependiendo de las

horas del día y en diferentes días de la semana. Estas tarifas incluyen precios de punta y fuera de

punta, en algunos casos precios de semi punta. Los fines de semana y festivos usualmente son días

fuera de punta. A menudo las TOU se combinan con tarifas estacionales.

4.3.2.1 BENEFICIOS DE TARIFAS TIME OF USE

Con las tarifas Time Of Use la mayoría de los clientes trasladan su consumo a horas fuera de punta.

Por ejemplo, los clientes pueden lavar su ropa y vajilla en la noche. Cada cambio reduce la

demanda de punta y el sobrecosto de electricidad, evitando la inversión en infraestructura.


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Cuando los clientes no pueden cambiar su consumo a horarios fuera de punta, estos pueden estar

dispuestos a reducirlo en alguna medida. Las tarifas TOU pueden fomentar a disminuir el consumo

total de energía y medidas de eficiencia energética. Por ejemplo, algunos clientes durante el

verano utilizan menos el aire acondicionado en horas punta o enfrían sus instalaciones durante la

noche. Sin embargo, en clientes con una demanda muy inelástica, la implementación de este tipo

de tarifas puede conllevar altos costos debido al comportamiento de consumo de estos clientes. Al

no adaptarse a los bloques horarios de la tarifa y no tener mucha disponibilidad a reducir su

consumo, estos clientes pueden incurrir en sobrecostos importantes respecto a una tarifa plana.

Las TOU tienen precios predecibles, a diferencia de las tarifas Critical Peak Pricing o Real Time

Pricing, de manera que clientes menos sofisticados o tecnológicos pueden participar sin seguir la

señal de precio.

4.3.2.2 COSTO Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS TIME OF USE

Las TOU pueden incrementar los costos de electricidad para algunos clientes cuyos consumos caen

fuertemente durante las horas punta pero no pueden reducirlos o cambiarlos.

Estas tarifas pueden requerir la instalación de nuevos medidores capaces de almacenar la

información de la hora y cantidad que se consumió, para luego facturar a los clientes de acuerdo a

esa información. Estas tarifas son más complejas que una tarifa plana. Además, como se ha dicho

antes, el diseño de tarifas que involucren un cambio en el comportamiento de los clientes

incrementa la incertidumbre de los ingresos para la empresa, lo que es un desincentivo para la

aplicación de estas tarifas por parte de las distribuidoras.

Otro tema que debe considerarse es el mayor volumen de información que las empresas

distribuidoras deberán manejar. Esto podría conllevar costos de administración y gestión

adicionales debidos a la implementación de la tarifa.

4.3.2.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS PARA TARIFAS TIME OF USE

La mayoría de las TOU incluyen dos o tres niveles de tarifas durante el día. Las tarifas con un nivel

intermedio de precio se alinean mejor con las tarifas de minoristas que las tarifas con sólo dos

niveles. Sin embargo, la precisión es acompañada por el aumento en la complejidad. No son

necesarios niveles intermedio de precios en mercados donde el promedio de los costos en el

mercado mayorista de electricidad dividen perfectamente las horas de punta y no punta. Niveles

intermedios también pueden abarcar el fin de semanas y feriados, los cuales a menudo utilizan

precios más baratos que en un día normal pero más altos que en la noche.


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Las tarifas TOU deben tener una relación con el promedio horario de los costos de electricidad. El

regulador debe examinar el promedio de los costos de electricidad para diferentes horas y días

sobre múltiples años para considerar la estacionalidad y el clima en el cambio de los precios. Pese

a que pueden existir acuerdos contractuales independientes de las condiciones de operación del

sistema entre distribuidoras y generadores, el objetivo de la tarifa TOU es que esta refleje las

condiciones de operación de corto plazo del sistema y transmita esta información a los clientes

con una elasticidad-precio adecuada para responder a la señal.

Grandes diferencias entre los precios de la energía llevan a altos incentivos para cambiar o reducir

el consumo eléctrico. Además, estas grandes diferencias producen facturas eléctricas muy altas

para aquellos clientes que consumen fuertemente en horario punta y no pueden adaptar su

consumo rápidamente a este tipo de tarifa. Los reguladores deben basar las TOU en las diferencias

de los costos del mercado mayorista de electricidad entre horas y días, para alinear las señales de

precio con los costos de la electricidad.

4.3.3 REAL TIME PRICING (RTP)

La tarifa Real Time Pricing (RTP) ajusta los precios de acuerdo a las fluctuaciones del mercado

mayorista. Tales precios capturan la estacionalidad, hora del día, clima, mantenciones y otros

factores que contribuyen a la fluctuación de los precios. Esta tarifa corresponde plenamente los

costos del mercado mayorista con los precios del mercado minorista, entregando a los clientes

una verdadera señal de precio. A diferencia de lo que ocurre con otras tarifas, la RTP no facilitan

una predicción exacta y barata del precio de la electricidad. Por lo tanto, la mayoría de estos

programas se enfocan en clientes grandes quienes pueden gestionar mejor sus riesgos y consumo,

y acceder a ventajas tecnológicas que permitan que esta gestión sea costo-efectiva.

Un ejemplo de la implementación de la tarifa RTP es la opción tarifaria ofrecida por la empresa

distribuidora Gulf Power, ubicada en florida. Esta ofrece una tarifa RTP basado en el precio sombra

o precio marginal del sistema ( )(Gulf Power, 2011a). De esta forma, el precio de la energía queda

como la suma de una componente variable y otra fija:

P = precio horario en centavos/kWh.

λ = Lambda del sistema proyectado un día antes para cada hora del día.

M = Multiplicador usado para ajustar λ para reconocer los costos integrados.

D = Cantidad constante de 0,25 centavos/kWh agregado a cada precio horario.


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4.3.3.1 BENEFICIOS DE TARIFAS REAL TIME PRICING

El precio de una RTP fluctúa más que una TOU o una tarifa estacional, incrementado los incentivos

de los clientes para reducir o cambiar el consumo durante los periodos de punta. El cambio de

carga reduce los costos promedios de la energía, particularmente en mercados organizados,

retrasando las inversiones en infraestructura. La reducción de consumo ayuda a alcanzar las metas

de eficiencia energética y reducción de carbono que el regulador imponga.

Los programas RTP permiten a las distribuidoras desligarse de los mecanismos de ajustes al costo

de combustible traspasando a los clientes el riesgo de la volatilidad de los costos de electricidad

del mercado mayorista. Como resultado de menor riesgo las distribuidoras reducen las siguientes

necesidades:

a) Internalizar el riesgo.

b) Adquirir coberturas físicas como generadores propios o compromisos de compra de

energía a largo plazo.

c) Comprar coberturas financieras.

4.3.3.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES ASOCIADOS AL REAL TIME PRICING

Las tarifas RTP requieren inversión en medidores inteligentes. Tales inversiones pueden costar

miles de millones de dólares (EPRI, 2007). Estas tarifas incrementan la complejidad y la volatilidad

de las tarifas. Los clientes deben observar y responder a los frecuentes cambios de precio, clientes

no muy sofisticados o sin la voluntad de seguir los precios están en gran desventaja. Además, los

clientes con RTP no pueden predecir su costo de electricidad de manera exacta y costo-efectiva,

desincentivando inversiones a futuro, a menos que adopten un instrumento de cobertura(EPRI,

2007).

4.3.3.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE REAL TIME PRICING

Las tarifas Real Time Pricing son fáciles de administrar en mercados mayoristas organizados como

los mercados PJM y MISO que ofrecen precios marginales locales (LMP), los cuales revelan los

precios de energía esperados para el día siguiente, además de publicar los precios del mercado en

tiempo real. Por esta razón, California declinó hacer tarifas RTP predeterminadas para ciertos

clientes hasta que se completara el cambio en el mercado y se actualizara la tecnología (CPUC,

2008).

Los programas RTP son más factibles de aplicar en mercados menos organizados aunque no serán

tan precisos. Gulf Power ofrece un RTP basado en el cálculo de precio en el costo marginal del


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Página 160

sistema. Algunas tarifas RTP son basadas en una combinación de tarifas Time Of Use, estacional y

la temperatura (SCE, 2010). Sin embargo, siempre es referible la información real del mercado ya

que estos proveen precios más precisos.

Las tarifas basadas en la información day-ahead entregan largos periodos de tiempo a los clientes

para su adaptación, además reflejan el costo de la mayoría de la potencia comprada en el

mercado, ya que las distribuidoras compran la mayoría de la potencia en el mercado day-ahead y

usan el mercado spot para el balance de cargas inesperadas y fluctuaciones de generación. Las

tarifas day-ahead capturan la mayoría de las variaciones de los costos de las distribuidoras.

Los medidores inteligentes pueden actualizar su información cada cinco minutos. Los intervalos

deberían alinearse a la sofisticación del cliente. Por ejemplo, para una gran industria el precio

podría cambiar cada 15 minutos, en cambio para un cliente residencial podría cambiar cada dos

horas. Mientras más pequeño es el periodo de cambio de precio más robusto y caro es el sistema

de medición.

Es necesario que este tipo de tarifas ofrezca algún tipo de protección a los clientes, debido al

riesgo que están tomando al aceptar estas tarifas. Algunas distribuidoras ofrecen productos

opcionales de protección de precios para mitigar el riesgo de las fluctuaciones. Estos productos

incluyen topes de precio, contratos por diferencia (CfD), etc. Los reguladores deben evaluar los

beneficios que obtienen los clientes a través de estos mecanismos financieros contra las

reducciones producto de las señales de los RTP.

Algunos proveedores eléctricos ofrecen productos que complementan precios horarios con

coberturas físicas. Un ejemplo es “block and index pricing”. Este mecanismo de precio permite a

los clientes comprar bloques de electricidad a un precio fijo $/kWh. Cualquier uso por encima de

este bloque el cliente paga el precio spot. Este mecanismo combina elementos de RTP y bloques

escalonados (EEI, 2007).

4.3.4 CRITICAL PEAK PRICING (CPP) Y PEAK TIME REBATE (PTR)

Los programas de Critical Peak Pricing (CPP) permiten a las distribuidoras incrementar tarifas en el

corto plazo por un periodo definido de tiempo un cierto número de veces al año. A cambio, los

clientes participantes reciben descuentos durante otros periodos. La mayoría de las distribuidoras

usan con mucha discreción los eventos críticos basados en consideraciones económicas o de

confiabilidad. Las CPP comúnmente se combinan con tarifas TOU.

Los CPP se diferencian de ciertos programas de respuesta de demanda, que incentivan la

reducción de la demanda en determinadas ocasiones pero sin cambiar los precios de las tarifas. A


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Página 161

diferencia de programas donde el distribuidor puede controlar la carga del clientes, con CPP el

cliente puede seguir consumiendo electricidad pero a un precio muy alto.

Los programas del tipo Peak Time Rebate (PTR) son una alternativa a los CPP con similares costos y

beneficios. PTR proveen un reembolso contra la factura eléctrica del cliente si ellos reducen su

consumo en eventos críticos comparados con su consumo de base, no modificando las tarifas

eléctricas a diferencia de las tarifas CPP. En el caso de los PTR, las facturas de los clientes pueden

no incrementar comparada con tarifas planas si ellos no reducen su consumo. Esta carencia de

riesgo puede incentivar la participación en las tarifas Peak Time Rebate comparados con

programas CPP.

We Energies de Wisconsin calcula el consumo base como el promedio del consumo en las horas

peak, de los tres días laborales anteriores al evento crítico. Baltimore Gas and Electric Company

calcula la línea de base para cada día de evento crítico y para cada clientes específico, se utiliza la

curva de carga histórica de los últimos días de semana que no son feriados y días sin evento

crítico. Los días históricos utilizados en el cálculo de referencia son idealmente similares en

condiciones de temperatura y humedad del día del evento.

La línea de base para un evento crítico particular es calculada en primer lugar, identificando los 14

días anteriores que no sean festivos o días de eventos críticos. Luego, son calculados el THI113

(índice de humedad y temperatura) y los kWh para las horas entre 14:00-19:00 para cada día y

cliente seleccionado. Los 3 días con los valores más altos en kWh se utilizan en promedio para

obtener el consumo base de cada cliente. Entre estos 3 días más altos en kWh, el que no se

encuentre entre el 10% del THI para el día del evento se omite del cálculo. Si los tres días se

encuentran fuera del rango de 10% de THI la línea de base es igual a la de kWh para el día de

mayor carga.

Baltimore Gas and Electric Company condujo programas pilotos de CPP y PTR y Xcel Energy

propuso ofrecer ambos tipos de programas(BGE, 2011; Daily Camera, 2009). Baltimore Gas and

Electric Company encontró que la satisfacción de los clientes era mayor con PTR que con CPP a

pesar de que la reducción de energía fue similar (Pollock, 2010). Los clientes encontraron que PTR

era más fácil de entender y la mayoría apoyo a las PTR por sobre las CPP.

Desde la perspectiva de la eficiencia energética, las tarifas CPP pueden mostrarse menos eficaces

que las PTR a la hora de incentivar medidas de reducción en el consumo de electricidad. Debido a

que las tarifas CPP tienen horas de menor precio en la tarifa eléctrica pueden incentivar un sobre

consumo de electricidad en estos horarios (horarios fuera de punta) a diferencia de los PTR, donde

el precio de las tarifas eléctricas no se ve modificado.

113

THI = (0,55 x temperatura) + (0.2 x del punto de rocío) + 17.5, donde la temperatura es en grados Fahrenheit.


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Página 162

4.3.4.1 BENEFICIOS DE TARIFAS CRITICAL PEAK PRICING Y PEAK TIME REBATE

Al recortar incluso un pequeño porcentaje de la demanda durante las horas críticas del sistema,

las distribuidoras pueden reducir costos importantes, particularmente en mercados organizados, y

evitar la construcción de nueva infraestructura. En algunos lugares, las distribuidoras pueden

también ofertar capacidad en el mercado mayorista y usar las ganancias para compensar el costo

del servicio.

Los programas de CPP y PTR le permiten a las distribuidoras preservar la confiabilidad del sistema

durante las emergencias. Ellos imponen un costo relativamente bajo a la no participación porque

los descuentos o reembolsos de estos programas son relativamente menores.

Estos programas también permiten a las distribuidoras desligarse de los mecanismos de ajustes al

costo de combustible. Reduciendo su exposición a la volatilidad de estos, cuyo riesgo proviene de

los altos costos de electricidad en el mercado mayorista. Las distribuidoras correlacionan los

eventos de CPP con los precios de energía de punta.

Como resultado de menor riesgo las distribuidoras reducen sus necesidades de:

a) Internalizar el riesgo.

b) Adquirir coberturas físicas como generadores propios o compromisos de compra de

energía a largo plazo.

c) Comprar coberturas financieras.

4.3.4.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS CRITICAL PEAK PRICING Y PEAK TIME

REBATE

Los programas de CPP y de PTR requieren medidores inteligentes para su implementación. Estos

programas pueden requerir de una alta sofisticación del cliente, ya que ellos deben responder

rápidamente a las notificaciones del CPP.

Estos programas incrementan el nivel de complejidad de las tarifas y requieren que los clientes

ajusten su consumo en un corto tiempo. Es posible aplicar estos programas con una tecnología de

control automático, evitando agregar complejidad y la necesidad de que el cliente siga las señales

de precio, pero este tipo de implementación requiere de altos costos.


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4.3.4.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE TARIFAS CRITICAL PEAK PRICING Y PEAK TIME

REBATE

Los eventos críticos de CPP varían en número y duración del evento. La duración de los eventos

puede durar desde un par de horas hasta un día completo de duración. Con Extreme Day Pricing

(EDP), por ejemplo, el precio de punta es efectivamente 24 horas. La PG&E aplica eventos de 6

horas cada uno, en las primeras tres horas se aplica un precio moderado de tres veces el precio de

punta de la tarifa TOU en un día normal y las últimas tres horas se aplica un precio de cinco veces

este valor (Pollock, 2010). La Southern California Edison aplica 9 a 15 eventos al año, de cuatro

horas cada uno en sus programas (SCE, 2011c). La Gulf Power puede llamar eventos por hasta un

1% del tiempo, siendo el último de dos horas de duración (Gulf Power, 2011b).

Una gran cantidad de horas de CPP y PTR incrementa el ahorro del costo potencial para las

distribuidoras pero también aumenta la carga en los participantes, requiriendo compensaciones

adicionales o reduciendo la cantidad de clientes dispuestos a participar en estos programas. El

regulador debe evaluar los costos y beneficios de varios escenarios observando los programas

existentes de CPP y PTR.

Los programas CPP pueden ofrecer precios de tres a diez veces más que las tarifas planas. Los CPP

se podrían aproximar a los altos precios del mercado spot, los cuales pueden exceder en diez

veces el promedio del precio de la electricidad. Alternativamente, se puede considerar el costo

marginal de largo plazo o el costo de capacidad. La PUC de California encontró que durante los

periodos críticos de CPP es posible utilizar un precio compuesto por el costo marginal de la

capacidad utilizada más el costo de la energía en el periodo crítico (CPUC, 2008). La PG&E

incrementa sus precios aproximadamente cinco veces durante los eventos CPP. La Gulf Power

ofrece precios en sus programas CPP de US$0,285, aproximadamente tres veces por sobre las

tarifas planas.

El descuento aplicado a los clientes que utilizan CPP cambia según cada distribuidor. Por ejemplo,

el programa de CPP de la Gulf Power que está ligado con una TOU ofrece precios de 1,785 y 3,021

centavos por kWh durante los periodos de bajo y medio consumo, y de 3,93 centavos por kWh en

las tarifas bases. Los reguladores deberían calibrar los precios CPP para maximizar el neto entre los

ahorros de electricidad, producto del menor consumo en periodos críticos, menos los costos de los

descuentos en la revisión de los resultados de los programas pilotos.

El tiempo de anticipación con que se envía la notificación del evento crítico cambia las decisiones

del cliente. Si el mensaje de notificación requiere de tiempos de envío pequeños le permite a la

distribuidora una mejor respuesta a cambios repentinos en las condiciones económicas y de

confiabilidad. Mientras menor sea la anticipación del aviso de un evento crítico mayor debe ser la

compensación para los consumidores participantes. Además, existen ciertos clientes que no


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pueden reducir sus consumos en un corto tiempo. Gulf Power avisa con media hora de

anticipación a sus clientes (Gulf Power, 2011b). En contraste con Portland General Electric y

Southern California Edison que contactan a sus clientes el día anterior al evento crítico (PGEC,

2011).

Es necesario definir si el descuento de estos programas se produce en la componente fija, en la

componente de potencia y/o en la de energía de la facturación. Los descuentos de la parte fija de

la cuenta proveen beneficios para los clientes y costos para la distribuidora predecibles. Además,

estos descuentos no desincentivan el ahorro de energía durante los eventos CPP. No hay

conocimiento sobre un programa CPP que aplique un descuento a la componente fija de la tarifa o

algún reembolso.

La Southern California Edison aplica una reducción mensual en los cargos durante la demanda

punta del verano (SCE, 2011b). La CPUC encontró que los programas CPP eran redundantes en los

cobros hacia los clientes, existe una dualidad en el cobro de la demanda punta. Por el contrario, la

Gulf Power reduce la componente de energía de la tarifa durante la mayoría de las horas, logrando

tarifas menores durante el 87% del tiempo (Pollock, 2010).

Dependiendo del tamaño de los descuentos de los CPP y los incrementos en las tarifas, si los

participantes de los CPP no reducen su consumo durante los eventos críticos, sus facturas podrían

incrementarse en ausencia de mecanismos de protección. PG&E proporciona a los participantes

de los programas una opción que garantiza, por lo primeros doce meses, su factura mensual será

limitada hasta un 100% de lo que ellos deberían pagar con una tarifa convencional. Estas

disposiciones podrían aumentar la participación en los programas. Aunque podrían desincentivar

la reducción del consumo eléctrico durante los eventos críticos. Estos mecanismos de protección

podrían aplicarse a las tarifas voluntarias TOU o Real Time Pricing.

4.3.5 TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS

Estas tarifas cuentan con un precio de energía (USD/kWh) para el primer bloque mensual de

consumo y precios más altos para los bloques de energía siguientes. Se adaptan mejor a clientes

residenciales, ya que su consumo es más predecible que los clientes comerciales, industriales o

agrícolas. Estos últimos poseen consumos de tamaños y necesidades eléctricas que varían

fuertemente, dificultando la identificación de bloques óptimos para el diseño de la tarifa.

Las tarifas de bloques escalonados pueden motivar a los consumidores a reducir su consumo a

niveles eléctricos más baratos. Incentivando la implementación de eficiencia energética en clientes

grandes de electricidad pero causando el efecto contrario en clientes que actualmente tienen un

bajo consumo eléctrico. Estas tarifas no fomentan la reducción del consumo de punta debido a

que los clientes son indiferentes al consumo horario.


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4.3.5.1 BENEFICIOS DE TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS

Las tarifas de bloques escalonados incentivan medidas de eficiencia energética en los sistemas de

calefacción y aire acondicionado, por ejemplo mejoras de aislación. También pueden incentivar la

generación distribuida, como paneles solares. Estas medidas reducen el sobreconsumo energético.

Estas tarifas ayudan a las distribuidoras a cumplir con las obligaciones de consumo o emisiones de

carbono, en caso que las tenga. De acuerdo a un estudio, las tarifas de bloques escalonados

proporcionan un ahorro energético de un 6% en los primeros años y más en el largo plazo(Faruqui,

2008).

Por último, una ventaja de este tipo de tarifas es que no necesitan infraestructura adicional como

medidores inteligentes.

4.3.5.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS

Familias pobres pueden ver un aumento en su facturación eléctrica con tarifas de bloques

escalonados, debido a la poca posibilidad de respuesta a las señales de precio. El regulador debe

estudiar la disponibilidad de programas de ayuda a los clientes de bajos ingresos, para solucionar

este problema.

Clientes con bajos consumos podrían no tener incentivos para aplicar medidas de eficiencia

energética. Clientes que ya estén en bloques bajos de energía pueden obtener ahorros más

pequeños de los que obtendrían con una tarifa tradicional si aplicaran medidas de eficiencia

energética.

Estas tarifas pueden incentivar el cambio de calentadores de agua y calefacción eléctricos a otros

de gas natural, evitando el sobrecosto de los bloques eléctricos costosos. De esta manera, no se

produce una reducción del consumo energético, sino simplemente se consume otro tipo de

energía. Reduciendo la facturación eléctrica sin mejorar la eficiencia energética y a expensas de los

usuarios que si invierten en eficiencia energética.

Al reducir el consumo eléctrico disminuyen las utilidades de la empresa distribuidora. Esta

reducción es incierta, incrementando el riesgo de que las utilidades caigan por debajo de los

requerimientos establecidos. Tales incertidumbres podrían disminuir la calificación de crédito de

las empresas distribuidoras y la capacidad de acceder a capital. Por último, las tarifas de bloques

escalonadas aumentan la complejidad de las tarifas de los clientes.


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4.3.5.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS

La mayoría de las tarifas de bloques escalonados poseen entre dos a cinco bloques (PG&E, 2011f).

Estos rangos de bloques deben representar clientes con objetivos de consumo identificables. Una

estructura sugerida incluye cuatro bloques. El bloque más económico se alinea con los costos

integrados del sistema, el segundo refleja los costos promedios del sistema, los dos últimos deben

reflejar el costo marginal de largo plazo de las distribuidoras (Pollock, 2010).

Este tipo de tarifa debe fomentar que la mayoría de los consumidores reduzcan su consumo

eléctrico a niveles más accesibles. Si la mayoría de los clientes puede ver precios más bajos con

estas tarifas sin cambiar su consumo, las tarifas no estarían fomentando la eficiencia energética.

La tarifa de verano de PNM establece el corte entre el segundo y el tercer nivel en 500 kWh. El

promedio de consumo de los clientes de PNM es de 600 kWh por mes (PNM, 2009). Así, esta tarifa

fomenta a que la mayoría de los clientes reduzca su consumo en 100 kWh, un objetivo

considerable pero alcanzable. En California, el código que rige a las distribuidoras de electricidad

establece que la baseline quantity (el nivel más bajo de energía) debe estar entre el 50% y 60% del

promedio del uso de los clientes residenciales en invierno y verano. Excepto en invierno, donde la

baseline quantity debe estar entre el 60% y 70% del promedio de uso de los clientes cuya

calefacción es en base a electricidad (PG&E, 2011f).

Grandes diferencias de precio entre bloques incrementa los incentivos a la eficiencia energética

para clientes con altos consumos. Por otro lado, grandes diferencia de precio desincentiva el

ahorro en consumidores más pequeños. Además, estas diferencias pueden provocar que ciertos

clientes paguen mucho más con su consumo eléctrico, lo que va en contra de uno de los objetivos

más importantes en el diseño de tarifa que es asignar los costos fijos y variables correctamente a

los consumidores.

Las tarifas de bloques escalonados pueden reflejar costos de causalidad, específicamente costos

de largo plazo. Clientes con consumos altos que provocan en el largo plazo grandes costos en el

sistema podrían pagar conforme a esto. Tales consumidores necesitan inversión adicional en

transmisión, distribución y generación por lo que deberían pagar más. Para estos clientes, las

tarifas deberían reflejar los costos marginales de largo plazo de la electricidad, aún si el costo

marginal de corto plazo de proveer a los clientes decrece, aumentando el consumo.

Las grandes familias tienden a consumir más electricidad que las más pequeñas. El tamaño de los

bloques podría diferenciarse basado en el tamaño de los clientes residenciales. Sin embargo, cada

política aumenta los costos administrativos. Un ejemplo de lo anterior son las tarifas de PG&E, sus

baseline hacen excepciones para personas con condiciones medicas que requieren equipamiento

o necesidades especiales de climatización (PG&E, 2011e). Además, las baselines y bloques de

PG&E son diferentes dependiendo de las características climáticas de la región (PG&E, 2011c).


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4.3.6 TARIFAS ESTACIONALES

Las tarifas estacionales reflejan los altos costos promedio de electricidad durante el invierno o

verano. Típicamente se caracterizan dos temporadas y se combinan con tarifas Time Of Use. Estas

tarifas se aplican en regiones con una clara diferencia en las demandas y costos eléctricos en las

estaciones del año.

4.3.6.1 BENEFICIOS DE TARIFAS ESTACIONALES

En respuesta a las tarifas estacionales, algunos grandes clientes industriales pueden trasladar su

consumo eléctrico a meses menos críticos, reduciendo la demanda de punta, disminuyendo los

costos del sistema al evitar el despacho de generadores más caros y previniendo la expansión del

sistema.

La mayoría de los consumidores no pueden cambiar su consumo entre estaciones. Por lo que este

tipo de tarifa incentiva la reducción del consumo y mayor eficiencia energética.

Por último, si bien son más complicadas que las tarifas planas, las tarifas estacionales son

predecibles, a diferencia de las Critical Peak Pricing o Real Time Pricing, por lo que clientes menos

sofisticados no necesitan seguir los precios. Finalmente, este tipo de tarifa no necesita inversiones

adicionales en infraestructura como medidores inteligentes.

4.3.6.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS ESTACIONALES

Los consumidores que no son capaces de cambiar rápidamente su consumo a meses no críticos o

de reducir su consumo pueden verse enfrentados a grandes cuentas de electricidad. Además, con

estas tarifas aumenta la complejidad de la cuenta. Adicionalmente, el diseño de estas tarifas que

afectan el comportamiento de los clientes incrementa el riesgo de ingresos para la recuperación

de la inversión.

4.3.6.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE TARIFAS ESTACIONALES

Para determinar los meses, el tiempo y la duración en que se deben aplicar las tarifas estacionales

es necesario analizar el promedio de la demanda punta mensual y los costos promedio de

electricidad.

La diferencia de tarifas entre la temporada de punta y fuera de punta se debe basar en las

variaciones promedio de los costos en el mercado mayorista.


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4.4 NUEVOS DESAFÍOS PARA LOS ESQUEMAS TARIFARIOS DE LA ELECTRICIDAD: LA

NECESIDAD DE UN ESQUEMA TARIFARIO MÁS FLEXIBLE

En las últimas décadas, se ha reestructurado el sector eléctrico de diversos países, introduciendo

competencia en el sector de la generación eléctrica y en algunos casos, también en la

comercialización minorista (venta al cliente final). Sin embargo, la implementación de éstos

modelos no ha estado exenta de problemas como se vio en el caso de la crisis eléctrica en

California (Montero & Sánchez, 2001).

Watts & Ariztía (2002) identifican que mas allá de las múltiples condiciones particulares que

enfrentaron Brasil, Chile y California en sus últimas crisis energéticas, existe un aspecto en común,

siendo este la falta de flexibilidad de los precios de la electricidad. Esto impidió traspasar a los

consumidores la señal de escasez relativa de los recursos, quienes si bien en el corto plazo se

vieron protegidos de la volatilidad de precio, hicieron un uso ineficiente de los recursos

energéticos. Estos precios artificialmente bajos indujeron un consumo excesivo de electricidad, lo

que anticipó e incluso profundizó las posteriores crisis, poniendo en evidencia la necesidad de

darle un cierto grado de flexibilidad a los precios de la energía, particularmente para enfrentar

periodos de escasez (Watts & Aristía, 2002).

La literatura reconoce en el caso de California y su crisis eléctrica, que los principales problemas

estuvieron contenidos en prohibir a las distribuidoras cubrir el riesgo asociado a la volatilidad de

los precios en el mercado spot mediante contratos aislando completamente a los consumidores

finales de las fluctuaciones de los costos de generación, volviendo la demanda virtualmente

inelástica y acentuando los problemas de poder de mercado. Según establecen Montero y Rudnick

(2001): “La única forma de alcanzar eficiencia ex post es con un sistema flexible de precios donde

consumidores y productores tomen sus decisiones en forma independiente y de acuerdo a las

actuales curvas de oferta y demanda” (Montero & Rudnick, 2001).

En ésta perspectiva, se ha reconocido la necesidad de informar alos consumidores con capacidad

de gestión de su demanda del costo real de producción de la electricidad y no de un promedio a

largo plazo, de manera de mejorar su capacidad de respuesta según su propia elasticidad de

demanda. Sin embargo, para el caso de clientes con poca capacidad de gestión de su consumo,

también se ha reconocido el problema de una implementación de tarifa flexible, debido a la

volatilidad que esto podría incluir en los precios que dichos consumidores perciben(Montero &

Sánchez, 2001), además de las eventuales alzas en su costo de suministro en caso de no lograr

gestionar suficientemente su consumo (Watts & Aristía, 2002).


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4.4.1 RESPUESTA DE LA DEMANDA, ELASTICIDAD PRECIO Y TARIFICACIÓN FLEXIBLE

La tarificación flexible; la demanda activa; demanda flexible y gestión de la demanda, son todos

conceptos íntimamente relacionados y construyen sobre la misma idea, alcanzar la eficiencia

económica en la operación de corto plazo del sistema o mercado y por consecuencia, lograr una

eficiencia del sistema en el largo plazo, postergando inversiones futuras en el sistema eléctrico,

gracias a un uso más eficiente de las instalaciones existentes (generación, transmisión y

distribución).

Si el sistema o mercado eléctrico es suficientemente flexible para reaccionar frente a las

condiciones o contingencias de corto plazo, entonces el consumo de corto plazo será más

eficiente. Alcanzar la eficiencia económica de corto plazo, en condiciones de escasez, es

fundamental para alcanzar la eficiencia económica de largo plazo del sistema, pues la reducción

de demanda en condiciones de escasez lleva directamente a menores requerimientos de inversión

en infraestructura (principalmente de generación), lo que redunda en importantes reducciones del

costo de suministro.

La gestión de la demanda es particularmente importante en sistemas con mal factor de carga (una

alta demanda máxima comparada con la demanda media) y en sistemas con importantes recursos

no despachables, de generación estacional y altamente estocástico o variable, como lo son las

centrales hidráulicas de pasada y las de biomasa de fuente estacional, eólicas, solares e hidráulicas

de embalse.

Sequias, caídas abruptas del viento, fallas intempestivas, menor disponibilidad estacional de

combustibles fósiles, etc., son todas condiciones de escasez relativas, que deben ser traspasadas a

los usuarios que puedan enfrentarlas y gestionar su consumo. La señal para ésta gestión de los

recursos es a veces el precio, un precio en tiempo real o precio mucho más alto llamado precio

crítico, pero en otros casos, se prefiere el control directo sobre equipos desconectables (siendo el

aire acondicionado el caso más típico). En este último caso se envía directamente una señal de

desconexión de los equipos.

La gestión de demanda en un sistema donde la demanda es plana y donde nunca ocurren fallas u

otros eventos adversos o inesperados, tiene muy poco valor, ya que no existen grandes

requerimientos de capacidad que justifiquen los costos de modular la demanda. En cambio en

sistemas donde existe una variabilidad en el suministro y demanda, por ejemplo en un sistema con

capacidad eólica, la gestión de la demanda representa un recurso de capacidad que puede ser

utilizado para suplir la falta inesperada de capacidad, siendo de gran valor. En muchos sistemas la

gestión de demanda compite con recursos despachables como centrales térmicas o sistemas de

almacenamiento, pudiendo incluso retrasarse la instalación de nuevas centrales, disminuyendo los

costos por concepto de capacidad de forma importante.


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En todos estos casos, un esquema de tarificación flexible es fundamental, de manera de permitir a

los usuarios que posean una mayor flexibilidad (elasticidad precio más alta) modificar su consumo

a cambio de recibir un beneficio económico de dicha modificación. Este beneficio, puede

traspasarse a estos clientes, ya sea poniendo a su disposición tarifas más bajas en horarios fuera

de punta del sistema (y tarifas más altas en horarios de punta) o entregando compensaciones a los

clientes que están dispuestos a desconectarse en horarios de punta (refunds).

En ésta línea, varios estudios han estimado la elasticidad de la demanda concluyendo que su valor

no era tan bajo como se asumía en el pasado. Lo anterior, permite suponer que la tarificación

plana o no flexible se convierte en un impedimento para la modernización del mercado eléctrico.

Montero y Rudnick (2001) mediante un modelo muy simplificado, estiman las pérdidas sociales de

una tarificación uniforme en Chile, considerando datos de elasticidad precio y series de precio

nudo y spot del Sistema Interconectado Central (SIC), encontrándose pérdidas que van entre el 5%

y el 10 % y posibles ahorros de hasta un 30% en inversión de capacidad (Montero & Rudnick,

2001).

Para la tarificación flexible, se han propuestos distintos modelos, entre éstos podemos encontrar

en su versión más básica, la tarificación de demanda de punta (Peak Load Pricing); Tarificación por

Tiempo de Uso (Time of Use – TOU) y tarificación en tiempo real (Real Time Princing – RTP), entre

otros (Birke, 2010). Estos esquemas, en conjunto a programas de incentivos, pueden lograr

beneficios a la sociedad tales como: ahorro en infraestructura, aumento de la capacidad de

suministro, ahorro para las personas y reducción de volatilidad de precios. Respecto a los costos,

estos se encuentran concentrados en la inversión tecnológica que debe realizarse para hacer

factible la implementación de los esquemas tarifarios (sistemas de información y medidores),

pérdida del confort para el cliente, implementación de nuevos sistemas de cuentas, mayor

complejidad de la administración, etc. (Albadi & El-Saadany, 2007).

Kirschen et al. (2000) discute como la estructura en la cual está organizado el mercado eléctrico

puede afectar la respuesta de los consumidores ante cambios de precios (contratos bilaterales,

oferta por parte de la demanda, determinación de precios). En ésta línea, la inclusión de las

elasticidades precio de la demanda es de crucial importancia, las cuales deben ser integradas al

programa de planificación de despacho y precios. Al respecto, Kirschen et al. (2000) realizan una

simulación, donde se evalúan comportamientos inflexibles y flexibles ante cambios de precio en la

demanda, obteniéndose que en el mejor de los casos los consumidores logran un ahorro de un

12% y los generadores de un 2% (Kirschen, Strbac, Cumperayot, & de Paiva Mendes, 2000). Si bien,

éste análisis guarda poca relación con el mercado chileno, evidencia el hecho de que los

principales beneficiarios de un sistema de tarificación flexibles son el sistema y los usuarios, siendo

reducidos los beneficios para las empresas eléctricas.


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De acuerdo a Sioshansi y Short (2009) los programas RTP se centran principalmente en incentivar,

mediante retribuciones económicas, tres actitudes en los consumidores: Disminuir el consumo en

periodos de alta demanda (y precio), aumentar el consumo en periodos de baja demanda (y

precio) y desplazar demanda de los periodos de alta a baja demanda. El efecto de la tarifa y la

correspondiente compensación dependerá de la elasticidad de los consumidores, por lo que éste

tipo de tarifa no tendrá sentido para aquellos consumidores con baja o nula flexibilidad (Sioshansi

& Short, 2009).Esto implica que entre los clientes que puedan optar a las tarifas flexibles, solo

algunos de ellos tendrán la disposición a gestionar su demanda, mientras que otros no. Para estos

últimos, es más adecuado mantener tarifas que una menor flexibilidad.

Taylor y Schwarz (1990) encuentran elasticidades propias para un sistema TOU, diferenciando

períodos punta y períodos fuera de punta. Es importante mencionar una de las conclusiones de

éste estudio, la cual muestra como la experiencia de un nuevo sistema de tarificación aumenta la

sensibilidad de los consumidores. En concreto, encuentra que tras 5 años la elasticidad al precio

aumenta encerca de un 15%, valor que sube a un 30% en 10 años de uso de la tarificación (Taylor

& Schwarz, 1990).

En el pasado, estos esquemas se mostraban difíciles y costosos de implementar. Sin embargo, con

el avance de la tecnología las posibilidades de implementar estos sistemas están aumentando y

sus costos reduciéndose, volviéndose más asequibles, por lo que es importante cuestionar su

implementación en el sistema Chileno (Borenstein & Holland, 2005; Sioshansi & Short, 2009).

4.4.2 COSTOS, BENEFICIOS Y BARRERAS PARA LA TARIFICACIÓN FLEXIBLE

Sin embargo, tal como se indicó anteriormente, es necesario reconocer el costo político de un

sistema flexible como el RTP implementado de forma inadecuada, debido a que los consumidores

se enfrentan a una volatilidad en los precios que pueden no estar dispuestos a enfrentar. Sin

embargo, la situación se equilibra si los consumidores observan más bien la volatilidad de las

cuentas mensuales que de los precios en tiempo real, dándose un equilibrio entre quienes

prefieren la estabilidad de la tarifa plana y la flexibilidad de un sistema de tarifas flexibles

(Borenstein & Holland, 2005). Borenstein (2005) estudia las ineficiencias que surgen bajo un

esquema mixto como éste. Entre sus resultados se encuentra la existencia de un equilibrio entre

ambos grupos de consumidores donde aquellos con elasticidades – precio mayores se cambiarán

primero a un sistema tarifario flexible (en este caso un sistema RTP).

De ésta forma, es posible proponer esquemas en los cuales parte de los consumidores, los más

flexibles, reciben una compensación en sus tarifas al estar dispuestos a reducir su consumo en

periodos críticos del sistema, de manera de poder servir con la capacidad de generación liberada

los usuarios menos flexibles (Birke, 2010).


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Los principales factores que pueden impedir una respuesta efectiva de la demanda ante señales

de precio pueden ser la ausencia de mediciones en tiempo real y perfiles de carga, los costos de

transacción derivados de monitorear y reaccionar a los cambios de precio y racionamientos

comunes a un grupo grande de usuarios (contrario al racionamiento individual y voluntario) (Birke,

2010).

Dietrich y Latorre (2011), modelan matemáticamente la demanda horaria y estudian su respuesta

ante dos mecanismos de control: Control directo de carga y precios dinámicos. El modelo

considera dos parámetros principales: La cantidad máxima de demanda que los clientes están

dispuestos a mover y las elasticidades usadas para expresar el nivel de respuesta del consumidor

ante un mecanismo de precios dinámicos. Los resultados arrojan un cambio en la demanda por

hora que va en un rango de 18,3% y 20,82%, pero cambios en los costos de sólo entre un 2,83% y

2,77% (Dietrich, Latorre, Olmos, & Ramos, 2011).

4.4.2.1 BENEFICIOS DE UN SISTEMA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE

Los beneficios aportados por un esquema de tarifas flexibles son variados. Estos van desde

reducción de inversión, hasta ahorros en las cuentas de la electricidad del usuario final. Estos

beneficios pueden clasificarse por nivel de importancia en: beneficios para el sistema de potencia;

beneficios para el consumidor y beneficios para el suministrador (distribuidora –

comercializadora).

Los beneficios para el sistema eléctrico de potencia, corresponden a los beneficios más

significativos generados por un esquema de tarificación flexible. Entre ellos, se encuentra la

reducción y retraso de inversión en el sistema, la reducción de la demanda punta, el incremento

de la eficiencia energética y la reducción de emisiones GEI114, entre otros (Rogai, 2007).

De estos beneficios para el sistema, el más importante es la disminución de la capacidad instalada

requerida para satisfacer demanda de punta. Esto permite postergar inversiones en

infraestructura de generación y en la ampliación del sistema de transporte para la electricidad, así

como la reducción de costos asociados al combustible de generación (normalmente fósil)

despachado en horarios punta. En el caso chileno, esto tiene una directa consecuencia en la

114

Gases de efecto invernadero. Esto se basa en el hecho que las tarifas flexibles incentivan el uso más eficiente de la infraestructura de generación, por lo que el uso de capacidad de punta es menos intensivo. El menor uso de esta capacidad podría traducirse en menores emisiones contaminantes, ya que en muchos casos la generación de punta es suministrada mediante centrales a base de Diesel. Incluso en sistemas hidrotérmicos como el chileno, donde la punta se recorta con el uso de generación hidroeléctrica, se utilizan centrales muy ineficientes de generación en base a Diesel para suministrar los MW de punta de la demanda. En sistemas donde la capacidad de punta es suplida por centrales de gas (turbinas de gas), esta afirmación no siempre es cierta.


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reducción de emisiones contaminantes, ya sean éstas del tipo global (GEI) como local (SOx, NOx,

Material particulado), debido a que típicamente las centrales que abastecen demanda de punta,

corresponden a sistema de generación en base a petróleo diesel.

Un sistema de precios flexibles, que refleje de mejor manera las contingencias de corto plazo,

permitiría también – “aguas arriba” – aumentar la eficiencia en el uso de la capacidad de

generación existente, particularmente en sistemas eléctricos sujetos a gran variabilidad, ya sea en

la oferta o demanda. Esto se traduciría en el largo plazo, en un cambio en la composición del

parque generador, con mayor presencia de generadores de base más eficientes y menor presencia

de generadores de punta más ineficientes. Además, en casos excepcionales donde generadores

tienen la posibilidad de realizar mejoras tecnológicas, existe un estímulo a que dichos generadores

mejoren su eficiencia de manera de ser despachados en un nuevo esquema de consumo, donde

las puntas del sistema se ven reducidas.

Por otro lado, un beneficio adicional que se obtiene, es la mayor disponibilidad de reservas en el

sistema debido a que el mejor uso de la capacidad, deja un mayor margen de capacidad liberada.

Además, en algunos casos se libera en cierta medida la congestión de las líneas y se minimiza la

probabilidad de pérdida de servicio y de desconexión de cargas (Faruqui, 2009).

Costos por capacidad

Costos por

distribución

Costos por transmisión

Costos por energía

Figura 25 – Importancia de ahorros generados en el sistema por implementación tarifas flexibles

La Figura 25 muestra los principales ahorros que pueden generarse en el sistema, por efecto de la

implementación de un sistema de tarifas flexibles. En orden de importancia estos son: Ahorros por

concepto de capacidad instalada; ahorros por concepto de costos de transmisión; ahorros en

costos de distribución y finalmente ahorros por consumo más eficiente de la energía.

Los beneficios para el consumidor consideran el conocimiento del consumo eléctrico real, gestión

remota de contratos, sistema tarifario adaptado y ahorros en las cuentas de electricidad (Rogai,

2007). En el corto plazo, el beneficio directo que recibe el usuario es una disminución en la factura

mensual del consumo de electricidad, debido a que al tener mayor información y la posibilidad de

adecuar su consumo según la forma y el precio que más le convenga, obtiene como resultado un

ahorro significativo en comparación con el caso de una tarifa plana (Faruqui, 2009). En el largo


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plazo, es de esperar que los beneficios que recibe el operador del sistema, sean traducidos en una

disminución de las tarifas aplicadas a los usuarios, pues en muchas veces, el recurso “Respuesta de

la Demanda” es más barato que la construcción de nuevas plantas de generación, por lo cual el

costo del servicio suministrado al usuario debiera ser menor (Faruqui, 2009).

Finalmente, los beneficios para la distribuidora, dependiendo del contexto regulatorio, pueden

llegar a ser bajos sino nulos. Sin embargo en un entorno regulatorio adecuado pueden generarse

importantes beneficios. Por ejemplo, cuando la empresa distribuidora es remunerada con un

retorno sobre la inversión garantizado, la infraestructura de medición y control aumenta su valor,

lo que le permite obtener mayores rentas. Además, en el caso en que las distribuidoras participan

del negocio de la generación (integración vertical), existen desincentivos a esquemas flexibles, ya

que una reducción del consumo de punta implica una reducción de ingresos por generación de

punta.

En el caso de Estados Unidos, donde en la mayoría de los estados no posee la figura de agente

comercializador, de igual forma existen incentivos para la implementación de tarifas flexibles. El

retraso de nuevas inversiones debido a un buen manejo de la demanda puede traer a la empresa

grandes ahorros en el largo plazo. Además, existen distribuidoras que deben operar generadores

propios en horas punta o críticas, para poder suministrar la demanda requerida. Con la aplicación

de tarifas flexibles, es posible gestionar ésta demanda reduciendo la punta, de ésta manera la

distribuidora puede ahorrar costos, evitando despachar sus unidades diesel caras. Sin embargo,

estos beneficios son apreciables solo cuando existe un esquema regulatorio adecuado, que

incentive la eficiencia energética tales como los programas de desacoplamiento de rentas y de

recuperación de rentas perdidas, así como los incentivos basados en desempeño utilizados

ampliamente en Estados Unidos. Los incentivos de las distribuidoras que operan en Estados

Unidos para implementar tarifas flexibles serán discutidos en la siguiente sección. Además, existen

otros beneficios más cualitativos para la empresa y de menor importancia como el

establecimiento de liderazgo en estructuras de medición remota y la obtención de un mayor nivel

de satisfacción para el usuario (Rogai, 2007).

En el caso chileno, donde las distribuidoras compiten con una empresa modelo cada cuatro años,

existen débiles incentivos para la creación de tarifas flexibles. En éste caso, la distribuidora sólo

integra éstos esquemas y tecnologías de tarificación cuando existen ahorros de costos directos

importantes y de relativo corto plazo. En éste sentido, el modelo chileno entrega incentivos

perversos para la aplicación de tarifas flexibles. La tarifa BT1 que cobra potencia y energía en una

sola componente de costo variable, incentiva a que la empresa venda más energía, de ésta forma

obtiene mayores ganancias.

En vez de que la empresa incentive el ahorro energético y la gestión de la demanda, le es

beneficioso que el cliente consuma más, ya que así cubre sus costos de inversión y obtiene


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mayores ganancias. El precio una vez regulado no responde sensiblemente al nivel de venta y a las

utilidades de la empresa de forma periodice y frecuente, ya que la fijación de precio es cada 4

años. SI bien la fijación buscar garantizar unas ganancias fijas por parte de la empresa, en la

práctica la mayor venta de energía se traduce en mayores ganancias. Si bien lafijación de precio

busca asegurar que la empresa obtenga una rentabilidad fijada sobre sus inversiones y no capture

más riqueza de la necesaria de sus clientes, en la práctica, la insensibilidad de la tarifa y la falta de

un proceso de ajuste y revisión se traducen en una dependencia entre el volumen de venta y los

ingresos. Este problema motivo en otros países la aparición de políticas de revenue decopling e

incentivos al desempeño, de manera de impulsar medidas de eficiencia energética y consumo

responsable de la electricidad, entre las cuales se encuentra la implementación de las tarifas

flexibles.

Además, las distribuidoras no poseen incentivos para reducir el consumo de punta de sus clientes

en el corto plazo. Debido a que poseen contratos de energía de largo plazo, por mínimo 10 años, si

bien estos contratos establecen demandas de punta en términos prácticos, la empresa ve precios

fijos de energía en el largo plazo, por lo que no percibe el mayor costo de suministro eléctrico en

las horas de mayor estrechez.

4.4.2.2 INCENTIVOS DE LAS DISTRIBUIDORAS PARA LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES

EN USA

La aplicación de tarifas flexibles pretende que el consumo de los clientes se ajuste a los costos

reales de la energía eléctrica, es decir, reducir el consumo eléctrico en horas punta, mediante el

desplazamiento del consumo a horas fuera punta o simplemente con la reducción de consumo a

través de la aplicación de medidas de eficiencia energética. La aplicación de tarifas flexibles

promueve el uso eficiente y racional de la energía, de manera que los clientes tomen en

consideración las condiciones de operación del sistema en la forma en que consumen la

electricidad.

La regulación tradicional aplicada a las distribuidoras de electricidad, concibe la recuperación de

los costos de servicio (inversiones, operación y mantenimiento), así como el margen de ganancia

para estas empresas (rate of return); contenido en el costo de la energía ($/kWh). De esta forma,

los ingresos de las distribuidoras típicamente están asociados al volumen de energía vendida. Esta

situación tiende a crear incentivos financieros perversos para las distribuidoras, de manera que es

muy difícil que programas de eficiencia energética y flexibilidad tarifaria proliferen en este tipo de

escenario regulatorio.

Sin embargo, desde varios años ha comenzado a desarrollarse una tendencia a buscar el

desacoplamiento de los ingresos de las empresas distribuidoras con las ventas de electricidad

realizadas a los clientes finales. Típicamente, esto implica cambiar la concepción de cómo las


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distribuidoras recaudan sus ingresos y cubren sus costos. El regulador se encarga de fijar el valor

de las tarifas y revisar periódicamente el nivel de ingresos generados para las empresas

distribuidoras. Si estos ingresos están por sobre el nivel adecuado; estos es cubrir los costos de

operar y mantener las instalaciones y asegurar una tasa de retorno adecuada; las distribuidoras

deben devolver parte de los ingresos en forma de reembolso para los clientes. En el caso inverso,

cuando existe un déficit en los ingresos, este déficit es cobrado a los clientes en forma posterior.

En cerca de doce estados de USA se han implementado políticas que desacoplan el ingreso de las

empresas distribuidoras con las ventas de energía. Con este desacople las distribuidoras poseen

incentivos para la aplicación de medidas de eficiencia energética, reduciendo el consumo eléctrico

y las emisiones del Gases de Efecto Invernadero (GEI), una de estas medidas es la aplicación de

tarifas flexibles.

Los principales argumentos a favor para el desacople en el sector de distribución de energía, es

que permite separar las obligaciones que tienen las empresas de entregar retornos sobre la

inversión a sus accionistas, con la promoción de la eficiencia energética entre sus clientes, esto

debido a que la algunos mecanismos de eficiencia energética necesariamente requieren de una

pérdida de margen de ganancia. Otra ventaja del desacople es la protección que brinda a los

ingresos de las empresas de las fluctuaciones en las ventas de energía, por lo que ya no es

necesario una compleja evaluación, medición y verificación del programa; además reduce la

necesidad de revisiones periódicas de las tarifas, lo que se traduce en una reducción de costos

regulatorios.

La principal crítica al desacoplamiento es que elimina el riesgo normal del negocio al que se

enfrentan las distribuidoras garantizando que las ganancias se alinean con las ventas de energía,

además de que las empresas pueden verse beneficiadas con reducciones de energía que no

necesariamente provienen de los programas de eficiencia energética (pro la intervención de

factores económicos, climáticos, entre otros). Esta falta de riesgo entrega señales inadecuadas,

permitiendo que la empresa distribuidora no busque ser eficiente, lo que se traduciría en una

pérdida de bienestar para la sociedad, debido a que las medidas de eficiencia energética no se

estarían concretando, negándose sus beneficios 115.

Sin embargo, este riesgo no es eliminado, la distribuidora se libra de este riesgo, pues es

transferido luego a los consumidores que no tienen injerencia directa en el dimensionamiento de

las instalaciones y por lo tanto no es eficiente esta transferencia. La distribuidora tiene las mejores

115

Existen varias críticas al desacoplamiento y dependen de los detalles de su implementación y del sistema regulatorio en cuestión. En la página 21 COMMONWEALTH EDISON presenta una critica al sistemahttp://pacificeconomicsgroup.com/mnl/ComEd%20Decoupling%20Report.pdf, El equipo de SYSTEP también desarrolló un informe para la CNE el año 2009 sobre “Introducción de la eficiencia energética a través de incentivos a las empresas distribuidoras” el cual tuvo el apoyo del estado de California en su elaboración.

http://pacificeconomicsgroup.com/mnl/ComEd%20Decoupling%20Report.pdf


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Página 177

herramientas para enfrentar el riesgo asociado al volumen de venta, que depende además del

sistema regulatorio y tarifario en cuestión (costo de servicio, competencia por comparación, etc.)

Otra forma de incentivar medidas de eficiencia energética, son los mecanismo de ajuste de

pérdida de ganancia, la cual se encuentra implementada en ocho estados de USA, para incentivar

medidas de eficiencia energética en las distribuidoras eléctricas. Estos mecanismos no rompen la

unión completamente entre los ingresos de las distribuidoras y la venta de energía, si no que

intentan determinar la porción de la pérdida de los ingresos que resulta de la aplicación exitosa de

medidas de eficiencia energética. Esta pérdida es recuperada a través de una tasa de ajuste,

eliminando el desincentivo de las distribuidoras a este tipo de programas. La Figura 26 muestra la

distribución de los tipos de mecanismos (desacople y recuperación de rentas perdidas) utilizados

para habilitar la implementación de programas de eficiencia energética y tarifas flexibles. Muchos

no poseen aún ningún tipo de reforma, mientras aquellos que la poseen se encuentran repartidos

en proporciones similares entre mecanismos de desacople y de recuperación de ganancias. Varios

estados se encuentran en una etapa de transición, donde las reformas al respecto aún no se han

concretado (estados pendientes).

Una de las desventajas de estos mecanismos de ajuste es que requieren de un programa de

evaluación robusto para estimar con precisión los ahorros de energía proveniente de las medidas

de eficiencia energética, y tales programas de evaluación pueden resultar caros. Además, la falta

de precisión en el cálculo de los ahorros energéticos puede llevar a incrementar indebidamente la

ganancia de las distribuidoras, e incentivar a que éstas apuesten al error del regulador para elevar

sus ganancias. Las tarifas flexibles corresponden a una de las medidas que permiten alcanzar estas

metas de eficiencia energética, por lo que los incentivos al desempeño juegan un rol fundamental

para poder implementar esta política de forma exitosa.

Es importante notar que una reforma de este tipo sólo constituye un mecanismo habilitador, que

promueve la existencia de las condiciones mínimas para que programas de eficiencia energética y

tarificación flexible puedan desarrollarse en el ámbito de la distribución y venta de electricidad.

En adición a un mecanismo de desacoplamiento, es necesaria la implementación de mecanismos y

programas específicos orientados a promover directamente la eficiencia energética y la

redistribución de la demanda para reducir el consumo en horarios de punta. Un ejemplo de esto

son los incentivos basados en el desempeño existentes en algunos estados de Estados Unidos,

donde existen incentivos sobre los generados por programas de eficiencia energética, basados en

el cumplimiento de metas impuestas por el regulador. La Figura 27 muestra la distribución de

incentivos de desempeño existentes en Estados Unidos, donde se observa que existe un gran

avance en esta materia, existiendo 21 estados donde los incentivos han sido implementados y 7

donde esta materia se encuentra en desarrollo.


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Figura 26 - Mecanismos de desacople y recuperación de rentas perdidas para las distribuidoras eléctricas por estado, E.E.U.U. Fuente: Edison Foundation

116.

Figura 27 - Incentivos basados en el desempeño para las distribuidoras por estado, E.E.U.U.

Fuente: Edison Foundation 117

.

4.4.2.2.1 APLICACIÓN DE INCENTIVOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PARA LAS DISTRIBUIDORAS EN

CALIFORNIA

El desacople de ingresos en California comenzó en 1982. El actual programa denominado

Decoupling Plus combina desacoplamiento de los ingresos de las distribuidoras con incentivos de

rendimiento para alcanzar o superar objetivos de eficiencia energética. Los requerimientos de

ingreso son ajustados de acuerdo al crecimiento de los clientes, productividad, clima, e inflación

en una base anual con revisión de tasas cada tres o cuatro años dependiendo de la distribuidora.

116

http://www.edisonfoundation.net/iee/issuebriefs/IEE_StateRegulatoryFrame_0611.pdf 117

http://www.edisonfoundation.net/iee/issuebriefs/IEE_StateRegulatoryFrame_0611.pdf




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Las ganancias o penalidades por medidas de eficiencia energética tienen un tope de hasta 450

millones de dólares.

Las distribuidoras en California ganan un incentivo por programas de eficiencia energética bajo un

mecanismo de ahorro compartido de riesgo y recompensa o “Energy efficiency risk/reward

incentive mechanism (RRIM)”. Las ganancias producto de los programas de eficiencia energética

provienen de tasas de ingresos (TI) sobre los ahorros generados por los programas y beneficios

netos. La TI es de un 12% si los logros de la distribuidora superan el 100% de los objetivos

impuestos por la CPUC, un 9% si los objetivos se alcanzan entre un 85% y 100% y un 0% si el logro

del objetivo está entre un 65% y 85%. Si el logro de los objetivos es menor a un 65% la

distribuidora debe pagar una multa. Por otra parte, los beneficios netos se calculan como dos

tercios de los beneficios netos sobre el costo total de los recursos (TRC) y un tercio de los

beneficios netos sobre el costo incurrido sólo por la distribuidora de implementar el programa118 119.

4.4.2.2.2 APLICACIÓN DE INCENTIVOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PARA LAS DISTRIBUIDORAS EN

WISCONSIN

El desacople de rentas y ventas de electricidad fue aprobado por la WPSC en diciembre del año

2008 (mecanismo de estabilización de ganancias), permitiendo a las distribuidoras implementar

programas pilotos de 4 años. La WPSC requirió que se implementaran tres pilotos orientados a

comunidades, los cuales serán revisados regularmente.

En términos de los incentivos de desempeño, en el estado de Wisconsin estos se aplican desde el

año 2008. Las distribuidoras están obligadas a obtener la misma tasa de retorno en sus inversiones

en eficiencia energética, que la que consideran en sus inversiones en otros capitales. Además, las

distribuidoras pueden proponer programas y metas de eficiencia energética propios, por sobre los

exigidos por el regulador.

118

http://docs.cpuc.ca.gov/published/Final_decision/157786-01.htm http://docs.cpuc.ca.gov/proceedings/R0901019.htm 119

El TRC o Total resource cost test, es un test para medir la costo efectividad de un programa. Este calcula la razón entre los beneficios netos generados por un programa y el total de costos incurridos tanto por los participantes del programa como los no participantes. El PAC o Program Administration test, es un test similar al TRC pero solo considera los costos incurridos por la distribuidora en la implementación del programa. http://docs.cpuc.ca.gov/published/final_decision/73172-10.htm

http://docs.cpuc.ca.gov/published/Final_decision/157786-01.htm

http://docs.cpuc.ca.gov/proceedings/R0901019.htm

http://docs.cpuc.ca.gov/published/final_decision/73172-10.htm


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4.5 NET METERING Y TARIFICACIÓN ELÉCTRICA

La medición neta es un esquema de medición y tarificación diseñada para medir y valorizar los

excedentes netos a la red provenientes de sistemas de generación distribuida de muy pequeña

escala, típicamente instalaciones domiciliarias. El término medición neta proviene de la utilización

de un medidor de consumo eléctrico convencional para medir la cantidad de energía neta

consumida o inyectada a la red. Al instalar un sistema de generación local e inyectar a través del

empalme de un casa, los flujos de corriente dejan de ser unidireccionales, pudiendo ir hacia o

desde la red de distribución, dependiendo del tamaño relativo entre el consumo y la cantidad de

electricidad generada por el sistema de generación distribuida. De esta forma existen horas del día

en que se inyecta electricidad a la red y otras en que se consume desde ella. El medidor registra

estas inyecciones y consumos descontando o agregando consumo según corresponda, por lo que

la cantidad medida al final del periodo de facturación corresponde a una cantidad neta de energía,

razón por la cual se habla de “medición neta”.

La medición neta es un concepto que existe ya desde hace muchos años en el mundo

desarrollado. En Estados Unidos; con la promulgación la “Public Utility Regulatory Policies Act

“(PURPA), la discusión sobre mecanismos de medición y valorización de inyecciones para

generadores distribuidos fue un tema recurrente en los regulados de los diversos estados de este

país. Esta ley estableció el derecho a interconexión de sistemas de generación (frecuentemente

renovables y de cogeneración) a las redes de distribución, siendo necesarios esquemas tarifarios

que incluyeran estas inyecciones en el cálculo y aplicación de las tarifas. Por esta razón, en algunos

estados las iniciativas de medición neta están presentes desde hace más de 30 años. Las iniciativas

de medición neta y las diferentes regulaciones existentes en Estados Unidos han funcionado de

forma dinámica, ya que han identificado las necesidades de los sistemas particulares, variando las

regulaciones conforme fuera necesario. Casos emblemáticos son Oregón, California, Colorado y

Texas (éste último como un mal ejemplo), entre muchos otros. Sólo tres estados actualmente no

poseen sistemas de medición neta en Estados Unidos.

La medición neta surge entonces como una forma de viabilizar las inyecciones de pequeños

medios de generación de muy baja escala, obligando a las empresas distribuidoras a permitir estas

inyecciones y a pagar por ellas una tarifa preestablecida, eliminando del proceso negociaciones y

acuerdos, transformando a este en un procedimiento estandarizado. Sin embargo, la discusión

primordial se detiene en dos puntos específicos: Que tamaño y tecnología permitir como elegible

para la medición neta, y cuanto y como pagar por las inyecciones realizadas por los pequeños

generadores.

En primer lugar, un elemento central en las obligaciones de una empresa de distribución eléctrica

es proveer un servicio continuo y de calidad para sus clientes. Conceptualmente, una red de

distribución está ideada para recibir electricidad desde las redes de transporte de alta tensión y


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distribuirla a clientes pasivos a través de alimentadores y líneas de distribución de media y baja

tensión. A medida que la demanda por electricidad aumenta y los requerimientos de calidad de

suministros son elevados, las distribuidoras se ven obligadas a extender y reforzar sus redes de

distribución. Para esto deben realizar inversiones que luego deberán cobraran sus clientes por

intermedio de la tarifa de electricidad.

La iniciativa de medición neta ha comenzado a ganar relevancia en Latinoamérica, debido al

“boom” que las energías renovables han comenzado a tener en los países de esta región. Existen

algunas iniciativas pero éstas aún son incipientes y no poseen una experiencia detallada de forma

que pueda ser comentada. Se destaca el caso de Chile, donde ya existe un proyecto de ley en

discusión en el senado y se espera su pronta aprobación.

Debido a que en la mayoría de los países y estados se utilizan algunas tarifas monómicas (que

cobran la potencia y la energía en una tarifa única de energía) se han establecido límites máximos

para la potencia de las instalaciones sujetas a netmetering, típicamente del orden de 10kW, 20kW

o 40kW y límites agregados máximos para todo el sistema, para limitar las distorsiones técnicas y

económicas.

4.5.1 CANTIDADES DE ENERGÍA, VALORIZACIÓN Y COSTOS COMPROMETIDOS EN LA

MEDICIÓN NETA

La inserción de generadores pequeños, a menudo no despachables, puede traer consecuencias

inciertas sobre la forma en que opera la red de distribución y la calidad. Por una parte, es posible

que la generación local reduzcan las pérdidas eléctricas debido a que suministran de forma local la

electricidad evitando su transporte, por lo que los costos de abastecimiento podrían verse

disminuidos al reducir el nivel de pérdidas. Sin embargo, la reducción de pérdidas eléctricas

debido a la generación distribuida no siempre es un hecho, viéndose está influenciada por la

posición relativa a las cargas del generador distribuido, su comportamiento y tamaño. Por otra

parte, la operación de un generador en las redes de distribución puede comprometer seriamente

el comportamiento eléctrico del sistema, viéndose afectados los perfiles de voltaje, el nivel de

armónicos presente en la red, etc. Estas variables deberán ser consideradas por las distribuidoras

a la hora de planificar en la red e incluidas en el reforzamiento y extensión de la misma,

traduciéndose en variaciones en la tarifa eléctrica.

Por último y en línea con lo anterior, la tarifa eléctrica suele estar compuesta por dos

componentes, una componente por energía, asociada al costo de suministro y otra por potencia,

asociada a las inversiones realizadas en la red y los costos de operación y mantenimiento de la

misma, mediante la cual las empresas distribuidoras recuperar sus inversiones y obtienen sus

rentas. Además, ambas componentes suelen tener un sobrecargo asociado a las pérdidas de


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energía y potencia en la red producto del transporte. A nivel de distribución domiciliaria, estas dos

componentes suelen estar unificadas en una tarifa de valor único o tarifa monómico, calculadas de

manera de recoger el comportamiento promedio de los clientes residenciales.

Desde un comienzo, los esquemas de medición neta no representaron una nueva forma de medir

la electricidad, con nuevas tecnologías de medición o similares, sino más bien una forma diferente

de llevar el registro del consumo. Habitualmente estos esquemas eran y son implementados

utilizando los mismos medidores de bajo costo existentes en la mayoría de los consumos

residenciales. En este contexto, cuando se implementa un esquema de medición neta, existen dos

cantidades de energía relevantes para la discusión sobre que tarifa aplicar a la energía generada

localmente: La energía generada y consumida localmente y la energía generada localmente que es

inyectada a la red.

La energía generada y consumida localmente se traduce en una reducción del consumo eléctrico

total del mes, ya que si bien en algunas horas el medidor eléctrico puede registrar consumo, en

otras horas este registro puede ser eliminado por las inyecciones realizadas por el pequeño

generador (siempre que el medidor permita un registro de electricidad en ambos sentidos).

Debido a que esto se visualiza como una reducción en el consumo eléctrico, la valorización de la

electricidad que se inyecta a la red se realiza a la tarifa de electricidad a la cual está suscrita el

cliente, típicamente una tarifa monómica. Como se dijo, esta tarifa incluye una componente al

pago de las inversiones y costos de operar la red de distribución, dirigidas a pagar el servicio de

distribución que imparten las empresas. Al valorizar a dicha tarifa las inyecciones de un generador

distribuido, lo que se está haciendo es remunerar al generador por un servicio de distribución que

no está prestando. Esta situación se vuelve más relevante cuando la cantidad de energía generada

localmente es mayor a la consumida, generándose consumos negativos respecto a los registros de

consumo de meses anteriores. Lo anterior genera un serio conflicto con los intereses de las

empresas distribuidoras que debe ser considerado.

Además, las empresas distribuidoras, podrán argumentar que la penetración de generadores

distribuidos conlleva beneficio, implican también pérdidas de la calidad de suministro, por lo que

podrían justificar el incremento en la tarifa eléctrica a todos los clientes, generándose un subsidio

cruzado entre los clientes sin generación local y los clientes con generación local.

Por otra parte, la instalación de generadores distribuidos podría conllevar una reducción pérdidas

en el sistema, por lo que la valorización de la energía generada deberá considerar este elemento.

Como ya se dijo, la tarifa eléctrica considera las pérdidas en distribución en su valor, por lo que la

valorización a esta tarifa de las inyecciones de electricidad de medios de generación distribuida

podría justificarse desde este punto de vista.


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Así se genera una discusión sobre que tarifa aplicar a las inyecciones de generación distribuida,

buscando el balance entre los beneficios generados por los generadores distribuidos y garantizar

los intereses de consumidores y empresas de distribución.

4.5.2 TARIFAS APLICABLES EN LA MEDICIÓN NETA

A la hora de considerar que tarifa aplicar en un esquema de medición neta para valorizar la

energía generada por un medio de generación distribuido, es importante distinguir entre la

energía que se traduce en una reducción del consumo eléctrico y en las inyecciones realizadas a la

red (energía generada por sobre la energía utilizada para reducir el consumo eléctrico). En este

sentido, la experiencia internacional muestra que existen diferentes opciones tarifarias a

considerar:

Tarifa Retail (Minorista): Es el precio final al cual la empresa de distribución vende la

energía al consumidor. Esta tarifa es bastante importante ya que en los casos en que se

utiliza un solo medidor bi-direccional, todo lo generado que esté bajo la lectura del mes

pasado se "resta" a este precio, ya que la empresa no puede saber mediante la simple

lectura del medidor a fin de mes, cuanto consumió un cliente (si es que este tiene un

medio de generación distribuida). Por ejemplo, si una casa con medidor bi-direccional

consumió 700kWh en un mes y generó 680kWh, solo debe pagar 20kWh (que es lo que

marca el medidor). En cambio, si la misma casa genera 730kWh, queda a fin de mes con

un saldo de 30kWh a favor, los cuales en pocos casos se remuneran a esta tarifa.

Costo Evadido: Representa los costos marginales de la empresa de distribución. En la

mayoría de los casos el exceso neto de energía se remunera a este precio, es decir,

volviendo al ejemplo del caso anterior, los 30kWh con que quedo a favor el cliente

residencial en el mes, se le abonarían a su próximo estado de cuenta (eso es lo que se

hace por lo general, en raras ocasiones el exceso es remunerado en efectivo).

Time Of Use (TOU): Separa el precio de la energía según hora del día (ej. horas de punta),

tanto utilizado principalmente para la energía consumida, aunque en algunos casos se

utiliza para la energía generada (ej. FiT para paneles fotovoltaicos en California entre las 8

y 18 horas). Para medir según esta tarifa se requiere generalmente un medidor digital.

Tarifa Predeterminada: Es una tarifa prefijada entre las empresas de distribución y/o una

entidad pública, que por lo general es la comisión de distribuidoras públicas (en el caso de

EE.UU.).

Típicamente, en presencia de un esquema de medición bidireccional utilizando un medidor

convencional, la energía traducida en ahorro de consumo es valorizada a tarifa retail. El exceso de

energía que pudiera existir luego de llevar el consumo a cero rara vez es valorizada a tarifa retail

ya que esto implicaría pérdidas injustificadas a las empresas de distribución. Esta energía


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típicamente se valoriza a costo evadido o una tarifa predeterminada, utilizándose esta valorización

para reducir el cobro de facturaciones futuras. En caso de utilizarse un esquema de medición más

complejo, por ejemplo, medidores separados para el consumo y la generación, con medición

horaria, es posible aplicar tarifas más complejas como las tarifas TOU de manera de valorizar de

forma diferenciadas las inyecciones. Esto es muy beneficioso para sistemas como el fotovoltaico,

donde la energía inyectada puede coincidir con ciertos peak en la demanda (ej: peak debido a

climatización en países desarrollados).

4.5.3 EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN MEDICIÓN NETA

A continuación se presenta brevemente algunas experiencias internacionales en medición neta en

Europa y América (principalmente Estados Unidos), describiendo de forma resumida la experiencia

de Italia, Dinamarca, Inglaterra, México, Puerto Rico, Minnesota y California. Además se discuten

buenas y malas prácticas en medición neta y se presentan los casos de Oregón y Texas como

ejemplos.

4.5.3.1 ITALIA

La medición neta fue introducida en Italia en la década de los 90, con la conexión de los primeros

paneles fotovoltaicos a la red. Hoy en día ya es una política bastante consolidada en el país. La

regulación italiana permite hasta 200 kW de capacidad máxima en un sistema de generación

distribuida elegible para un esquema de medición neta, estando orientado este esquema

principalmente a clientes comerciales y residenciales. La tarifa a la cual se valorizan las inyecciones

netas realizadas a la red es de índole regulada y se complementan con subsidios y créditos de

energía renovables. El esquema de medición utilizada es el de dos medidores unidireccionales

4.5.3.2 DINAMARCA

En Dinamarca, el sistema de medición neta está disponible para clientes residenciales a contar del

año 2005. El poco tiempo que lleva la iniciativa no ha permitido evaluar de forma efectiva el éxito

de la legislación presente en este país. La legislación danesa estipula una capacidad máxima

instalada por instalaciones individuales de 6kW, encontrándose la capacidad promedio en los

hogares en un valor cercano a 1,8 kW.


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4.5.3.3 INGLATERRA

Aun cuando no hay una política establecida de medición neta en Inglaterra, la implementación de

ésta es opcional según empresa de distribución. Vale la pena decir que los incentivos de FiT

alcanzan precios hasta 10 veces mayores a los precios de mercado, además de existir otros

incentivos como la rebaja de entre un 5% y 15% a instalaciones fotovoltaicas profesionales.

4.5.3.4 MÉXICO

Entre los años 2006 y 2007 se instaló una gran cantidad de celdas PV para potenciar el uso de

energías limpias y fomentar la inclusión social. Según PVPS ANUAL REPORT 2007 de la IEA se

establece que bajo un proyecto investigativo del Estado de Baja California, en el que se instalaron

cerca de 500 celdas en los techos de las casas de barrios de escasos recursos se implemento una

iniciativa inicial de medición neta en este país. Las instalaciones son del orden de 10 kW de

capacidad instalada para los usuarios residenciales y de 30 kW instaladas para los comerciales. La

capacidad instalada máxima alcanzo los 1,1 MW.

4.5.3.5 PUERTO RICO

Puerto rico ha aprobado recientemente una legislación de medición neta, muy similar a los marcos

regulatorios existentes en algunos estados de Estados Unidos. Esta legislación establece una

capacidad máxima para sistemas de medición neta de 25 kW para clientes residenciales y 1 MW

para clientes comerciales, industriales, agrícolas, instalaciones educacionales y hospitalarias. La

tarifa utilizada para valorizar las inyecciones considera una valorización de 0,1US$/kWh al primer

75% de excedentes generados en un año, siendo el resto donado para ser distribuido en créditos o

rebajas a las cuantas de escuelas públicas. El esquema de medición utilizado es de dos medidores

unidireccionales.

4.5.3.6 MINNESOTA – ESTADOS UNIDOS

Vale la pena destacar el caso de Minnesota, debido al desarrollo que han alcanzado las

instalaciones fotovoltaicas. Esto se ha debido, además de a una política de Medición neta bien

implementada, a un programa de subsidios a este tipo de tecnología. Veamos la siguiente figura

en donde se puede apreciar el desarrollo de las renovables en el estado (la disminución de eólicos

se ha dado principalmente a la antigüedad de los equipos y el encarecimiento de sus costos de

mantención):

Figura 28 – Penetración de medición neta en Minnesota (1981 - 2001)


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En esta estado, la medición neta está limitada a 150 kW de capacidad instalada por instalación como

máximo y a no más de un 0,75% de la demanda punta del sistema de distribución referido al año anterior.

Además existe una limitación tecnológica, permitiéndose sólo las tecnologías de generación solar

fotovoltaica, Landfill Gas, Eólico, Biomasa, Hidro, Digestión Anaeróbica, Mini-Hidro, Desechos Sólidos

Municipales, Energía de las Olas y Energía Mareomotriz. La remuneración de las inyecciones considera una

valorización de los excedentes netos a tarifa retail para sistemas de 20 kW o menor y a la componente de

potencia de la tarifa de retail para sistemas sobre esta capacidad, siendo estos abonados al próximo estado

de cuenta.

4.5.3.7 CALIFORNIA – ESTADOS UNIDOS

En California, se estableció una capacidad instalada máxima por instalación de 1 MW máxima con

un máximo total para el sistema correspondiente a un 2,5% del peak máximo de demanda del

sistema, proyectándose alcanzar un máximo de un 5% en el corto plazo. Sin embargo, california

comenzó la iniciativa de medición neta estableciendo un máximo de la capacidad instalada

correspondiente a un 0,5% del peak máximo de demanda del sistema.

Los pagos por la energía generada, bajo la cota de consumo de cada cliente se pagan mediante

una tarificación anual, donde se reúne el consumo de 12 meses consecutivos y se calcula el

consumo neto, pagándose este al precio de distribución final (o precio retail).

En cuanto a los excesos de generación se refiere, la legislación californiana no obliga a las

empresas de distribución a pagar por los excesos generados por los clientes – generadores.

Además, dichos excesos son eliminados de la cuenta de energías generada una vez se cumple un

año calendario.


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Forsyth120 asegura que existen tres factores clave en el desarrollo de la Medición Neta en este

estado, ellos son:

La posibilidad de que clientes de hasta 1MW de potencia instalada puedan optar a un

programa de Medición Neta.

Los incentivos existentes en California enfocados en disminuir los cotos de adquisición de

equipos de generación a los consumidores.

La transparencia y la calidad de información disponible a los usuarios

4.5.3.8 BUENAS Y MALAS PRÁCTICAS SEGÚN NNEC

El NNEC es una organización sin fines de lucro que comenzó a operar en 2006 y su misión es

promover políticas que aseguren opciones energéticas seguras, limpias y responsables

ambientalmente. Actualmente, el NNEC colabora con todo tipo de entidades gubernamentales,

organizaciones e industrias, para llevar a cabo su misión y tiene el apoyo del Interstate Renewable

Energy Council, organización que se dedica a la información, educación y acreditación de fuentes

de energías renovables desde 1982.

Los factores clave en que se enfoca el NNEC para evaluar de manera positiva una política de

Medición Neta son los siguientes:

Capacidad por empalme > 2MW.

Todas las tecnologías ERNC están aceptadas.

Todas las distribuidoras participan.

Todos los tipos de clientes participan.

Límites de capacidad por sistema > 5% del peak de demanda del distribuidor.

El exceso neto de energía generada (NEG) es reconciliado anualmente o no expira.

No hay sobrecargo por inscripción de Medición Neta.

Sin sobrecargos, tarifas especiales o cambios de tarifa.

Los créditos de energía renovables (RECs) son de propiedad del consumidor.

4.5.3.9 EJEMPLO DE BUENA PRÁCTICA: OREGON

Se presenta a continuación el ejemplo del estado de Oregon definido por el NNEC como un

ejemplo de buenas prácticas en programa de medición neta.

Límite de Capacidad del Sistema (por tipo de empresa de distribución):

120

Forsyth, The Effects of Net Metering on the Use of Small Scale Wind Systems in the United States, 2002, pag. 10


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o Privadas (Investor Own Utility): No especificado.

o Públicas: 0,5% del peak horario histórico.

Límites por tipo de empresa de distribución:

o Privadas: 2MW (no-residencial) 25kW (residencial).

o Publicas: 25kW (no-residencial) & 10kW (residencial).

Tecnologías

o Solar Térmico (Eléctrico), FV, Landfill Gas, Eólico, Biomasa, Hidro, Celdas de

Combustibles Digestión Anaeróbica, Mini-Hidro

Remuneración e Incentivos:

o Privadas: La remuneración al exceso neto de energía generada (NEG) se hace

efectiva en la próxima cuenta o facturación mensual a tarifa retail.

o Publicas: El tipo de remuneración al exceso neto de energía generada (NEG) varía

según empresa.

Pacific Power: La factura de energía se realiza como los cargos por la

energía consumida por el cliente menos los costos de la energía

proporcionada por el cliente.

Idaho Power: Valoriza el exceso neto de energía generada como el 85%

del Costo Evitado de Energía121, según la Schedule 85 aplicable a clientes

residenciales.

Portland General Electric (PGE): Valoriza el exceso de energía generada a

Costo Evitado122.

o Incentivos del tipo “Energy Trust”123.

Límite total de capacidad instalada (por tipo de empresa de distribución):

o Privadas: No hay límite.

o Publicas: 0,5% de la demanda peak.

Definiciones claras, Implementación exitosa

4.5.3.10 EJEMPLO DE MALA PRÁCTICA: TEXAS

A continuación se presenta un breve listado de lo ocurrido en Texas referente a un programa de

medición neta, ya que es definido por el NNEC como un ejemplo de mala práctica en la materia.

121

Costo Evitado de Energía: Es el promedio ponderado mensual en hora peak y no peak del Índice de Precios de Electricidad del Dow Jones Mid-Columbia (Dow Jones Mid-C Index), que corresponden a los precios de los contratos de energía. Esta tasa se calcula en base a los datos del mes calendario anterior. 122

Costo Evitado: Los costos incrementales de una distribuidora eléctrica en la que incurriría si suministrara la energía o potencia generada por las instalaciones clasificadas. Esta energía debería ser generada por la empresa o comprada a otra fuente. 123

Incentivos en la forma de dinero para hogares que desean realizar mejoras que permitan acceder a una mejor eficiencia energética


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El programa de Medición Neta finalizó en 2007 (hoy en día es voluntario por empresa).

No hubo definición de “Medición Neta”.

Límites y tarifas ambiguas.

Malas interpretaciones y mal uso del sistema.

Buenas intenciones, pero fallas en la implementación.

4.6 METODOLOGÍAS DE DISEÑO DE PERFILES DE CONSUMO

Los beneficios económicos de tarifas flexibles consisten en el potencial que las distribuidoras

tienen para mejorar la discriminación por precio de los clientes y facilitar la reducción de las

demandas en horarios de punta. El diseño de tarifas de segmentos específicos del total de clientes

puede determinar tarifas flexibles individuales para cada grupo de clientes. Esto permite

considerar la heterogeneidad en el consumo de electricidad pero también permite evitar la

complejidad de un diseño tarifario a nivel individual para los clientes. Diferentes tipos de clientes

usan diferentes cantidades de energía a diferentes horas del día. Por ejemplo, muchos clientes

comerciales pueden usar incluso más energía durante el fin de semana de lo que usan durante la

semana.

Los perfiles de carga son representaciones estadísticas del comportamiento de consumo de

clientes representativos de grupos de clientes que componen el total de la demanda de un sistema

de distribución. Los perfiles de carga son necesarios para el diseño correcto de tarifas flexibles de

tipo como las tarifas tipo Time Of Use, bloques de carga, estacionales, entre otras. Idealmente,

para un diseño preciso de cada tarifa se debería contar con la demanda eléctrica de cada usuario

con intervalos de 15 a 30 minutos y por periodos de varios años, pero esta cantidad de datos

resulta inmanejable y su recolección muy costosa. Estos costos pueden verse reducidos cuando se

utilizan tecnologías de medición inteligente, facilitándose mucho la gestión de los mismos. Pese a

esto, es necesario de todas formas algoritmos de análisis que permitan obtener conclusiones de

estos datos y volverlos en información más manejable.

Al dividir la demanda agregada total en diferentes grupos de clientes y conocer tanto la

participación de cada grupo como su perfil de carga (load profile), es posible asignar de forma

eficiente diferentes tarifas a cada grupo, estimando el impacto que estas tarifas tendrán sobre el

comportamiento total de la demanda. Además, junto a los perfiles de carga, es posible considerar

factores como la fecha y hora, la temperatura, eventos especiales (ej: Partidos de Fútbol) y otros

para estimar o predecir el comportamiento de la demanda en el futuro. Esto es particularmente

útil al estimar los periodos críticos con suficiente antelación y precisión, de manera de incurrir en

menores costos para el sistema para suplir y/o reducir dicha demanda.


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De esta forma la demanda total puede ser dividida en demandas individuales por tipo de clientes,

por ejemplo; demanda de casa familiar, demanda de apartamento, demanda de establecimiento

comercial, etc. Además es posible realizar una subcategorización por uso final en cada uno de los

grupos de clientes, subdividiendo por uso la demanda de cada grupo como por ejemplo:

iluminación, calefacción, calentamiento de agua, etc. Finalmente, es posible dividir la demanda de

cada uso por demanda por tipo de dispositivo como por ejemplo: Calor resistivo, bombas de calor,

almacenamiento de calor, etc. La agrupación o “clustering” puede realizarse de diversas formas,

dependiendo el nivel de profundidad de la agrupación de las características relevantes para la

tarificación eléctrica que existan en el universo de clientes estudiado. La Figura 29 muestra un

ejemplo de agrupación como la descrita previamente para diferentes curvas de carga.

Los perfiles además no solo pueden ser elaborados por tipo de cliente sino que también

considerando otras variables como la estación del año y el periodo de la semana (días hábiles y fin

de semana, ver Figura 30). De esta forma es posible, mediante muestreo estadístico (muestreo de

bajo costo), establecer grupos de clientes y tarifas adecuadas a estos grupos de manera de

modular su comportamiento de forma favorable al sistema, generando mayores beneficios para

este.

Tradicionalmente se ha usado y usa para diseñar tarifas de retail. Los clientes con un patrón de

consumo similar típicamente son agrupados juntos y se les aplican tarifas especialmente diseñadas

para cubrir los costos que su consumo impone al sistema. En ausencia de información detallada

individual para cada uno de los clientes que describa su demanda de electricidad en forma horaria,

es necesario elaborar estos perfiles de carga, de manera de determinar la contribución a la

demanda total del sistema. Los clientes son agrupados de acuerdos a características generales del

uso que le dan a la electricidad (clientes residenciales de bajo consumo, residenciales de alto

consumo, comerciales pequeños, grandes industriales, etc.) (Weston & Jim, 2002).

Además, las distribuidoras usan los perfiles de carga para estimar la participación de cada uno de

los grupos de cliente en el suministro de la demanda total y establecer de forma mas precisa sus

contratos, de manera de no subcontratar o sobrecontratar capacidad, reduciendo así los costos

del suministro (Weston & Jim, 2002).


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Figura 29 - Estructura para curvas de carga basada en un análisis de uso final por cliente, uso final y dispositivo124

Figura 30 - Comparación de perfiles de carga agregado para invierno y verano para el caso del Reino Unido125

124

http://es.scribd.com/doc/27189963/Electric-Distribution-Load-Characteristics

http://es.scribd.com/doc/27189963/Electric-Distribution-Load-Characteristics


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Página 192

Los estudios de perfiles de carga son usados para desarrollar perfiles horarios de los clientes para

todo el año. Cada perfil de carga contribuye a la carga total, implicando ciertos costos de

suministros que configuran el costo total de suplir la demanda. Los perfiles de carga son usados

para determinar la demanda coincidente de cada uno de los grupos de clientes que representen y

por tanto los costos asociados a su porción de demanda (BCHydro, 2007).

Los perfiles de carga están basados en tres fuentes de datos: los datos provenientes de medidores

de intervalo, los estudios de demanda y las estimaciones. Los grandes clientes, incluyendo los

clientes conectados al sistema de transmisión, tienen un intervalo de medición que permite

registrar la demanda de electricidad promedio para cada uno de los intervalos (típicamente entre

15 minutos y una hora). La información de estos medidores es sumada para todos los clientes para

cada hora, de manera de determinar el perfil de carga horario para los grupos de grandes clientes

para el año completo (BCHydro, 2007).

Los estudios de demanda son usados para estimar los perfiles de carga para clientes con un

registro acumulación de consumo de energía y medidores de demanda punta. La información

obtenida de estos medidores típicamente es insuficiente para determinar el perfil de carga por lo

que se requieren estudios de estimación (BCHydro, 2007).

Las demandas de punta no coincidentes también son determinadas con los perfiles de carga. La

demanda punta de cada grupo de cliente es usada para estimar los costos de distribución

asociados a cada uno de los clientes. Estos costos se distribuyen según la razón entre la demanda

punta de un grupo sobre la suma de todas las demandas puntas no coincidentes. La Figura 31

presenta un ejemplo de perfil anual de demanda para todos los grupos de clientes considerados

(BCHydro, 2007).

125

http://www.ecbcs.org/docs/Annex_42_Domestic_Energy_Profiles.pdf


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Figura 31 – Perfiles de carga anual para clientes residenciales, de servicios generales, iluminación, riego y grandes clientes.

En los mercados donde los costos de suministro son regulados, los reguladores requieren que los

suministradores usen los perfiles de carga para asignar de manera justa los costos de suministro

de potencia a las diferentes categorías de clientes en los cuales las tarifas reguladas son

establecidas. La razón para usar perfiles de carga para precios regulados es que estos aseguran

que los ingresos proyectados de cada una de las clases de clientes estén lo más cerca posible a la

asignación real de costo de cada cliente (Nizar, Dong, & Zhao, 2006).

En mercado donde el precio retail es competitivo, los perfiles de carga son utilizados para estimar

los precios de mercado. En el caso de existir comercializadores de electricidad, parte importante

del precio de la electricidad depende de la participación de cada uno de los comercializadores (los

clientes que representa) en la curva de demanda total. Mediante el uso de perfiles de carga, cada

comercializadora puede estimar sus perfiles de demanda y utilizar esta información en establecer

contratos. Además, con esta información, los comercializadores podrán realizar cargos

diferenciados luego a sus clientes, para reflejar la diversa participación de estos clientes en la

demanda total. Esto especialmente útil en clientes sin acceso o con acceso limitad a una

infraestructura de medición más avanzada (ej: medidores de lectura diaria o medidores de lectura


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Página 194

mensual), donde en base a una única lectura de información, es posible estimar su consumo

horario mediante el perfil de demanda (Nizar, et al., 2006).

Si bien en presencia de medición inteligente podría pensarse que la elaboración de perfiles de

carga no es necesario. Debido a que es posible conocer de manera muy detallada y frecuente el

consumo de electricidad de un cliente y que existe comunicación entre el cliente y la distribuidora,

podría ser posible aplicar precios completamente dinámicos, de manera de modular el

comportamiento de este cliente. Sin embargo, en la práctica muchos de los clientes que tiene

medidores instalados no son medidos de forma frecuente debido a los costos de transmitir dicha

información. En el caso de ENEL y los medidores utilizados en Chilectra para su piloto Smart city,

los medidores residenciales son interrogados una vez al día y obteniéndose información sobre el

consumo total acumulado para ese día para cada uno de los clientes. Así, si bien existe medición

inteligente, es necesario medir de forma más frecuente que la económicamente viable de manera

de conocer el comportamiento de consumo exacto de cada cliente. De esta manera el Load

profiling continua teniendo valor, aún en presencia de medición inteligente.

4.6.1 MÉTODOS DE “LOAD PROFILING”

Las metodologías para diseñar perfiles de carga entregan formas costo-efectivas de estimarlos,

maximizando la precisión y minimizando costos. Estas metodologías estiman cargas de las cuales

no se tienen medición en intervalos de fracciones de horas o simplemente no se cuenta con

ningún registro histórico. Comúnmente el periodo de recolección de datos dura un año para

considerar el efecto estacional sobre el consumo. Las estimaciones se basan en modelos de ajuste

estadísticos y estimaciones de ingeniería (Ercot, 2010).

Varios enfoques para estimar un perfil de carga han sido sugeridos. El más simple de estos es

tomar un promedio histórico de demanda para cada clase de cliente y tipo de día para establecer

un patrón de 24 horas el cual es fijo y conocido. Este tipo de enfoque es conocido como un perfil

de carga estático. Otro enfoque conocido como el “Proxy – Day” load profile es comparar la

demanda agregada de la distribuidora con un periodo histórico que más se acerque al día que

quiere modelarse. Otro enfoque corresponden al uso de métodos econométricos para estimar los

perfiles de carga basados en variables exógenas como la estación, día de la semana y clima

(Silsbee & Kostopoulos, 1999).

Otra metodología busca estimar perfiles de carga en tiempo real en vez de utilizar perfiles de

carga estáticos o estimados. Esto puede conocerse como un load profiling dinámico. Al final de

cada dia, la información de cada uno de los medidores con comunicación es transferida

electrónicamente a una central y usado para crear perfiles de carga específicos para ese día y asi


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Página 195

establecer perfiles históricos muy precisos del comportamiento de los clientes (Silsbee &

Kostopoulos, 1999).

La elección de la metodología más adecuada dependerá de la situación y de factores como la

disponibilidad de información, la disponibilidad de equipamiento, los requerimientos de precisión,

los requerimientos regulatorios y las consideraciones de costo.

4.6.1.1 METODOLOGÍAS DE AGRUPACIÓN O “CLUSTERING” PARA PERFILES DE CARGA

La elección de los tipos de clientes no es aleatoria. Una vez disponible información de los clientes,

esta puede ser clasificada de manera de estimar la cantidad y grupos de clientes existentes en el

universo estudiado. De esta forma existen varios métodos de agrupación o clustering utilizados

para clasificar a los clientes: clustering jerárquico, clustering k-means, clustering fuzzy K-means,

clustering “follow the leader” y clustering fuzzy relation (Prahastono, King, & Ozveren, 2007).

El clustering jerárquico agrupa los datos, de forma simultánea sobre una variedad de escalas,

creando un árbol de clasificaciones. El árbol es una estructura jerárquica multi – nivel, donde los

grupos de un nivel están unidos a los del próximo nivel. Para realizar este tipo de agrupación, es

necesario encontrar las similitudes y diferencias entre cada par de perfiles de carga.

Clasificándolas en grupos binarios basados en su similaridad. El proceso es repetido de forma

iterativa, uniendo los clusters de cada nivel en uno mayor y superior hasta que todas las muestras

han sido agrupadas (Prahastono, et al., 2007).

El clustering K-means agrupa los perfiles de carga determinando un cierto número de clusters y un

punto central para cada cluster. Luego de determinar el punto central, cada set de datos debe ser

asignado al punto central más cercano y para recalcular los puntos centrales iterativamente hasta

que estos se estabilicen (Prahastono, et al., 2007).

El clustering fuzzy K-means es similar el método estándar K – means, con la diferencia de que cada

set de datos tiene un nivel de membrecía a cada uno de los cluster (cada uno de los datos

pertenece a cada cluster en cierto grado). La membrecía a cada grupo de un set de dato debe

sumar uno. El proceso comienza determinando el número de clusters y estimando el punto central

del cluster de manera intuitiva (normalmente incorrecto). El próximo paso es actualizar cada uno

de los centros de cluster y el grado de membrecía de forma iterativa hasta que la posición de los

puntos centrales sea estable (Prahastono, et al., 2007).

El clustering “follow de leader” es una técnica que usa un proceso iterativo para computar el

centro de los cluster, siendo no necesario predeterminar el número de clusters. El número de

clusters es automáticamente derivado de la determinación de la distancia con la frontera de datos.

El proceso termina cuando el centro de los clusters es estable. La función de la primera iteración


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Página 196

del algoritmo es determinar el número de clusters y la membrecía de los diferentes perfiles de

carga. Esto significa que la primera iteración también crea los límites entre los perfiles de carga

analizados. La selección de la distancia a la frontera debe ser elegida mediante prueba y error

hasta que el numero esperado de cluster sea producido (Prahastono, et al., 2007).

El clustering fuzzy relation es otra técnica de clasificación de los perfiles de demanda. Es un

proceso iterativo complejo que puede ser simplificado en los siguientes pasos: 1) Determinar la

similitud de los perfiles de carga usando un método de amplitud de coseno. 2) Agrupar los perfiles

de carga usando un método de composición de minimización – maximización. 3) determinar el

número de clusters usando un método de fuzzy relation tipo Lambda-cuts. 4) Obtener el número

de clusters. En este proceso existe una asignación de grado de membrecía para cada set de datos

y un ajuste de la posición del centro de cada cluster (Prahastono, et al., 2007).

Para mayor información revisar el articulo de C.S. Ozveren “Fuzzy classification of Electrical Load

demand Profiles – A case of Study” (Ozveren, Vechakanjana, & Birch, 2002)

4.6.2 METODOLOGÍAS DE DISEÑO DE ESTUDIOS DE PERFILES DE CARGA

En las secciones siguientes se describen las principales etapas en el diseño de perfiles de consumo

(Elexon, 2011). Se muestran las principales etapas de la obtención de datos validados

estadísticamente. Además, se presenta una breve descripción de los procedimientos utilizados por

las distribuidoras Pacific Gas and Electric Company (PG&E) y Southern California Edison Company

(SCE) de California para el diseño de perfiles de consumo.

Figura 32 - Modelo básico del proceso de obtención de datos para la creación de Perfiles de Consumo (Elexon, 2011).

Fuente: Elaboración Propia.

4.6.2.1 DISEÑO DE LA MUESTRA

Se debe decidir el tamaño o cantidad de datos requeridos para diseñar una muestra

representativa, considerando un trade off entre costo y precisión. Es decir, mientras más preciso

sea el estudio o más extensa sea la muestra mayor será el costo de implementación, por esto es

necesario escoger la cantidad mínima de datos para obtener una muestra representativa.

Diseño de la Muestra

Selección de la Muestra

Reclutamiento de la Muestra

Instalación del Equipamiento

Recolección de Datos

Análisis de Datos


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Para mejorar la precisión y disminuir costos del estudio se estratifica la muestra según el consumo

anual o tipo de actividad. Estratificando la muestra de consumidores se obtienen grupos más

homogéneos, con menor variación, obteniéndose datos más precisos con un número menor de

muestras. La estratificación se puede realizar con la facturación de cada cliente. Por ejemplo, la

SCE crea seis grandes grupos de clientes cuyos datos se obtienen con distintas metodologías,

mencionadas más adelante, (SCE, 2011a), estos grupos son:

Domestic: Clientes residenciales.

Lighting, Small and Medium Power (LSMP): Pequeños comerciantes y clientes industriales

menores a 500 kW.

Agricultural y Pumping (AG&P): Agricultores en general y clientes con bombeo de agua o

aguas residuales.

Large Power: Grandes comerciantes y clientes industriales mayor o igual a 500 kW.

Resale: Otros servicios públicos o municipales que compran energía en el mercado

mayorista para sus propios clientes.

Iluminación Pública.

4.6.2.2 SELECCIÓN DE LA MUESTRA

La muestra debe representar a la población en cada una de las clases de perfiles de consumo. Los

clientes deben ser seleccionados al azar dentro de cada estratificación realizada y en las áreas

adjudicadas a cada distribuidora. Cada muestra de la población debe ser comparada con la

información de la facturación de los consumidores, para comprobar que las proporciones de las

muestra son las correctas (Elexon, 2011).

La SCE analiza con muestras aleatorias estratificadas los grupos de clientes Domestic, LSMP y

AG&P. Las muestras son diseñadas para producir estadísticas válidas. Los clientes Large Power y

Resale son completamente medidos, por lo tanto la información de la demanda de toda esta

población es considerada para desarrollar el estudio de carga. Por último, el consumo de la

Iluminación Pública es estimado a través de modelos ingenieriles (SCE, 2011a).

4.6.2.3 RECLUTAMIENTO DE LA MUESTRA

Para reclutar a clientes seleccionados es posible ofrecerles un incentivo económico o un servicio

adicional. Aquellos que rechacen ser parte del programa, o se muden o retiren del mismo, deben

ser reemplazados con una nueva selección del mismo estrato (Elexon, 2011).


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4.6.2.4 INSTALACIÓN DEL EQUIPAMIENTO Y RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN

En esta etapa los equipos son instalados para medir los consumos de los clientes seleccionados. En

la actualidad, algunos dispositivos tienen capacidad para almacenar un año de información, por lo

que la recopilación se puede realizar anualmente. Por otro lado, la recopilación de información se

puede hacer de forma inalámbrica o a través de una conexión telefónica. Es recomendable revisar

los equipos el primer mes, para asegurar su correcto funcionamiento (Elexon, 2011).

4.6.2.5 ANÁLISIS DE INFORMACIÓN

Luego de recolectar la información de demanda con intervalos cada media hora de cada usuario

seleccionado, se debe validar la información. La validación consiste en comparar los datos

obtenidos con datos de años anteriores y/o comparar los datos del inicio del estudio con los del

final del estudio. La información que no supere la validación debe ser excluida del análisis. Ademas

se presenta un modelo básico del proceso de análisis de datos (Elexon, 2011).

Figura 33 - Modelo básico del proceso de análisis de datos (Elexon, 2011). Fuente: Elaboración propia.

Ordenamiento de los datos

La información de la demanda es agrupada según: los estratos o tipos de clientes determinados

antes; y la estacionalidad del año. Esta etapa es un ordenamiento de la información.

PG&E agrupa cada día del año con el día más parecido de años anteriores. Por ejemplo, el viernes

27 de marzo 1998, se agrupa con el viernes 1 de abril 1994, con el viernes 31 de marzo 1995 y con

el viernes 29 de marzo 1996(PG&E, 2011a).

Ponderación y promedio de los datos

Se promedian los datos con intervalos de media hora para obtener una demanda horaria. Además,

estos promedios se ponderan de acuerdo al número de clientes activos, dato obtenido de las

facturaciones de la empresa. Así se logra obtener el consumo total de la población de los grupos o

estratos medidos. También es posible calcular la varianza de cada grupo de clientes, esta

información es posible utilizarla en una etapa posterior de ajuste de datos (Elexon, 2011; SCE,

2011a).

Recolección de la información

Validación de los datos

Ordenamiento de los datos

Ponderación y Promedio de los

datos Ajuste de datos

Análisis de regresión

Resultados


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Ajuste de datos

Para una estimación más precisa de la demanda es posible ajustar los datos obtenidos de cada

grupo de clientes con la demanda total obtenida de la facturación. Es decir, la energía total

facturada por la empresa debe ser igual a la energía estimada en cada grupo o estratificación de

clientes. Los perfiles son desplazados hacia arriba o abajo para obtener este ajuste (SCE, 2011a).

Un ajuste final de datos es a través del perfil general del sistema de distribución, esta información

se obtiene desde los medidores de retiro de energía de la distribuidora. Se deben sumar los

perfiles estimados con las muestras con los modelos de los consumos no medidos (Iluminación

Pública en el caso de SCE) más un modelo de pérdidas del sistema de distribución, este perfil

estimado se compara intervalo a intervalo con el perfil general del sistema. Las diferencias entre

ambos perfiles se le asignan a los perfiles estimados en proporción a sus varianzas.

Análisis de agrupamiento de datos

Un análisis de agrupamiento es una técnica utilizada para asignar un conjunto de datos a un grupo,

tales que este conjunto de datos posea características similares, en este caso el conjunto de datos

a agrupar es el consumo eléctrico diario de cada cliente. Se pueden considerar varias

características de los datos como: perfil de consumo diario; demanda de punta; consumo

estacional; consumo nocturno; entre otros. En base a las variables consideradas es que se agrupan

los datos (Elexon, 2011).

Existen muchos algoritmos en la literatura para agrupar datos y determinar la cantidad óptima de

grupos. A continuación se describen tres índices que determinan el número óptimo de grupos y

dos algoritmo de agrupamiento de datos.

o Descripción de índices para el número óptimo de grupos

Es necesario determinar la cantidad de grupos en los que se clasificarán los datos, para ello existen

índices, y algoritmos para determinarlos, que optimizan esta decisión. El índice Xie-Beni mide la

compactación y separación de una agrupación, el óptimo se obtiene con el menor valor de este

índice. Según (Anuar & Zakaria, 2010) el índice Xie-Beni es el más confiable ante gran cantidad de

grupos. Otro índice utilizado es el Non-Fuzzy Index, muestra que tan difuso es un agrupamiento, es

decir muestra el grado de pertenencia de los datos a su clasificación. Por último, está el índice

Davies-Bouldin que representa la proporción entre la dispersión interna en cada grupo con la

separación entre los grupos. En Error! Reference source not found. se presentan las fórmulas y

cuaciones de cada índice.

o Descripción de algoritmos para agrupar datos (clustering)


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El algoritmo Fuzzy C-Mean es uno de los más utilizados en la generación de perfiles de consumo.

Este algoritmo minimiza la función objetivo de forma iterativa, hasta cumplir con un criterio de

detención. La función objetivo suma la distancia entre los datos a agrupar y el centro de cada

grupo. Esta distancia se pondera por un término que indica si el dato pertenece o no al grupo. Se

minimiza el valor de la función objetivo sujeto a que cada dato debe pertenecer a un grupo. En

cada iteración se actualiza el centro del grupo y los término que indican la pertenencia de los dato

a un grupo.

Otro algoritmo es Hierarchical Clustering el primer paso es calcular la Distancia Euclidiana de cada

uno de los datos con los otros datos. El segundo paso es agrupar los datos con menor distancia

entre sí, de estos grupos obtener el promedio de sus distancias y seguir agrupando grupos

cercanos, hasta alcanzar el número de grupos deseado o simplemente agruparlos todos (Anuar &

Zakaria, 2010).

Análisis de regresión de datos de perfiles de carga

A través de un análisis de regresión se estudian los datos de acuerdo a distintas variables, para

predecir el comportamiento de los consumidores de electricidad. Así, es posible identificar con

anticipación días críticos para el sistema y manejar la demanda para reducir costos(Elexon, 2011).

Algunas de las variables importantes a considerar en la realización de un análisis de regresión de

perfiles de consumo son:

Temperatura efectiva del mediodía: Consiste en una ponderación de las temperaturas del

mediodía anterior, el actual y el día siguiente. Con esto se pretende rescatar el efecto de los días

vecinos al de análisis en el uso de la calefacción.

Consumo eléctrico al anochecer: Se pretende conocer el cambio del consumo eléctrico durante el

año en los minutos cercanos al anochecer. Debido a que el peak de consumo eléctrico se puede

adelantar o retrasar durante el invierno o verano.

Días de semana: En este caso se ingresan variables binarias en la regresión, las cuales valen 1

cuando el dato analizado pertenece a día específico de la semana. Con esto se considera que en

distintos días de la semana se obtienen distintos consumos eléctricos.

Estaciones del año: Se considera el efecto de las estaciones del año en el consumo eléctrico.

En resumen para cada clase de perfil y estación del año existen coeficientes correspondientes a las

variables de temperatura, hora del anochecer y tipo de día, además de existir una constante de

ajuste. En el caso de días especiales, como ciertos feriados, se utilizan los coeficientes

correspondientes al día domingo pero se ajusta la constante.


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4.6.3 ALGUNAS REFERENCIAS DE LOAD PROFILING

European and Canadian non – HVAC Electric and DHW Load Profiles for Use in Simulating the

Performance of Residential Cogeneration Systems


Metering, Load Profiles and Settlement in Deregulated Markets

http://lge.deec.uc.pt/ensino/gesee/DocsSeminarios/8-Metering_and_LoadProfiles.pdf

The CCA Handbook, Chaper 12 – Load Profiling & distribution Loss Factors

http://asset.sce.com/Documents/Business%20-

%20Doing%20Business%20with%20SCE/0901_CCAHandbookChapter12.pdf

Impact of TOU Rates on Distribution Load Shapes in a Smart Grid with PHEV Pentration

http://saifurrahman.org/sites/default/files/Impact%20of%20TOU%20rates%20on%20distribution

%20load%20shapes%20in%20a%20smart%20grid%20with%20PHEV%20penetration.pdf

Load Research from the User’s perspective: Fun with Load Research Data

http://www.aeic.org/load_research/docs/LoadResearch-UsersPerspective.pdf

Constructing Load profiles for household electricity and hot water from time – use – data –

Modelling approach and validation

http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378778809000413


http://lge.deec.uc.pt/ensino/gesee/DocsSeminarios/8-Metering_and_LoadProfiles.pdf

http://asset.sce.com/Documents/Business%20-%20Doing%20Business%20with%20SCE/0901_CCAHandbookChapter12.pdf

http://asset.sce.com/Documents/Business%20-%20Doing%20Business%20with%20SCE/0901_CCAHandbookChapter12.pdf

http://saifurrahman.org/sites/default/files/Impact%20of%20TOU%20rates%20on%20distribution%20load%20shapes%20in%20a%20smart%20grid%20with%20PHEV%20penetration.pdf

http://saifurrahman.org/sites/default/files/Impact%20of%20TOU%20rates%20on%20distribution%20load%20shapes%20in%20a%20smart%20grid%20with%20PHEV%20penetration.pdf

http://www.aeic.org/load_research/docs/LoadResearch-UsersPerspective.pdf



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5 REVISIÓN DE LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN CHILE

En Chile, la tarificación de electricidad para los clientes regulados es regulada mediante el Decreto

Tarifario 385/2009, el cual establece diferentes opciones tarifarias para clientes de baja y media

tensión, explicitando su definición y fórmulas de cálculo. Las opciones tarifarias fijadas por el

regulador, son de libre elección para los clientes regulados, mientras cumplan con las condiciones

establecidas para cada una y asuman los costos respectivos (instalación de empalmes, medidores,

extensión de la capacidad de transporte de las líneas, etc.). Estas tarifas reguladas, consideran una

componente de la tarifa asociada al consumo de energía y otra a la demanda de potencia de forma

explícita, en línea con la teoría básica del Peak Load Pricing (PLP), donde se remuneran

separadamente los costos variables de operación, de los costos de capital y fijos asociados a la

infraestructura.

El pliego tarifario obligatorio nacional es muy simple. Todas las tarifas (BT/AT2, BT/AT3, BT/AT4,

etc.) salvo la monómica, se basan en la teoría del Peak Load Princing de dos niveles de demanda.

La principal o única diferencia entre las tarifas radica en si la demanda de potencia efectivamente

se mide o se contrata (y limita físicamente) reflejando que al momento de su desarrollo la

medición tenía un costo altísimo. La aplicación del PLP básico garantiza un cierto nivel de eficiencia

en el uso y asignación de los costos de suministro.

La excepción al esquema anterior es la tarifa residencial básica chilena y por lo tanto de uso más

extendido, siendo una tarifa monómica, llamada BT1.a, que posee un único valor en pesos por

unidad de energía (kWh), Este costo representa tanto los costos de suministro de energía, como

los costos por potencia e inversión de la empresa distribuidora, sumados de acuerdo a factores

estadísticos de consumo de energía y demanda de potencia de los clientes residenciales que optan

por ella. Esta tarifa se justificaba (y probablemente aún lo hace) en su simpleza y el bajo costo del

medidor, que para consumos residenciales bajos es parte importe del costo de suministro. Si bien

se podría pensar que esta tarifa es fija y por lo tanto muy ineficiente, su aplicación en Chile no

sugiere el mismo grado de ineficiencia que se observó en otros países en la década de los 60’s y

70’s. En Chile parte importante del consumo de punta residencial se da en los meses de invierno y

la tarifa se recarga en esos meses, por sobre cierto nivel de consumo, para dar una señal de cargo

por capacidad a los clientes residenciales cuyo medidor no permite directamente medir su

demanda de potencia. Si bien la señal de eficiencia existe, es imperfecta, pues puede elevar el

costo de la energía en invierno no solo en las horas de punta, sino que de todas las horas del día y

no actuar sobre clientes con demandas muy bajas. Sin embargo, el no actuar sobre clientes de

muy bajo consumo tiene a veces un sentido social positivo, por la correlación entre el consumo y

el nivel socioeconómico.

La remuneración de los costos de la inversión, operación, mantención y pérdidas por concepto

distribución en el cual incurren las empresas distribuidoras o Valor Agregado de Distribución (VAD)


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se incluye en la componente de potencia de las distintas tarifas, ya sea ésta componente explícita

(cuando existe una componente por potencia desglosada en la tarifa) o implícita (cuando se

remunera la potencia a través del cargo por energía, como en el caso de los clientes residenciales

BT1.a). Estos cargos asociados a la infraestructura y su mantención son distribuidos en forma

relativamente eficiente entre los usuarios gracias a la teoría PLP.

Complementariamente los clientes finales pagan en sus tarifas los costos de suministro energético

que principalmente remuneran los costos de generación, transformación y transporte de la

energía, incluidas las pérdidas respectivas. El precio de la energía que se traspasa a los usuarios es

el precio de nudo de largo plazo, que representa el promedio ponderado por volumen de los

contratos de la distribuidora, con sus respectivos índices de indexación y ciertas limitaciones. Este

precio de la energía corresponde por lo tanto a un precio estabilizado y protege al cliente de

variaciones de precio de corto plazo, pero al mismo tiempo provee al cliente final con un precio

estable pero incorrecto, que induce a consumo menos eficiente. Este precio no refleja, por

ejemplo, la estacionalidad diaria del costo de generación-transporte, estableciendo un promedio

que induce sobreconsumo en las horas de mayor costo, de punta o de escases relativa. Asimismo,

induce a “sub” consumir en periodos donde el costo del despacho es menor, pues el precio supera

al costo marginal de suministro. Este tipo de pérdida de eficiencia se puede superar aplicando

tarifa ToU tradicionalmente de valle.

El pliego tarifario chileno podría ofrecer una tarifa ToU tradicional, sin necesidad de utilización

masiva de medidores inteligentes, si no que medidores mas simples y de bajo costo que sean

capaces de registrar consumo de electricidad en varios bloques horarios, como los ya tan

utilizados en Europa y Estados Unidos. Esta tarifa, según la experiencia internacional de las últimas

tres décadas, podría ser beneficiosa para clientes residenciales grandes hacia arriba (comerciales

grandes, industriales, etc.). Clientes residenciales con piscina, calefacción eléctrica, aires

acondicionados, etc., no requieren ser tan grandes para beneficiarse de esta tarifa. La

opcionalidad por parte del cliente de la tarifa es fundamental para garantizar beneficios sociales

de la misma. Estos beneficios sociales se harán más efectivo en la medida que la tarifa sea aplicada

(o elegida) por clientes con una elasticidad precio alta. En general, clientes industriales y

comerciales, con un nivel de consumo elevado, tiene una mejor disposición a trasladar parte de su

consumo a horarios de menor precio de la energía que clientes menores como los residenciales.

Debido a la característica eminentemente económica de las actividades realizada por estos

clientes, las reducciones de costo en horarios valle y llano de la tarifa TOU representan un

incentivo suficiente para movilizar parte de su consumo a esos horarios. La elasticidad – precio de

clientes como los pequeños residenciales es mucho menor, por lo que los beneficios percibidos al

implementar esta tarifa en estos clientes es menor.

En forma alternativa a las opciones tarifarias fijadas por el regulador, el Decreto Tarifario Nº

385/2009, establece la opción para las empresas distribuidoras de ofrecer opciones tarifarias


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diferentes a las establecidas en la Ley. Estas opciones son denominadas Tarifas Flexibles Reguladas

(TFR) y pueden ser ofrecidas a los clientes regulados, previa aprobación de la Comisión Nacional

de Energía.

Según lo establecido en el decreto 385/2009, es un requisito para las TFR representar ahorros para

los clientes, debiendo acreditarse un costo anual para el cliente menor o igual a la opción tarifaria

que éste tuviera previamente a elección de una TFR, o en el caso de clientes nuevos, el monto

debe ser menor o igual que el obtenido con la opción disponible entre las tarifas reguladas

tradicionales que signifique la menor facturación anual posible. Para realizar ésta comparación, se

usará la infraestructura de medición disponible con la TFR y los datos recolectados con dicha

infraestructura.

Actualmente, la única tarifa flexible disponible en Chile es la tarifa horaria residencial o THR

ofrecida por Chilectra a sus clientes residenciales con tarifa BT1. Esta tarifa es de la estructura tipo

Time – Of – Use, con periodo de punta (18:00 a 22:00 hrs), hombro (08:00 a 18:00) y fuera de

punta (22:00 y 08:00) durante invierno, y periodo de punta (08:00 a 22:00) y fuera de punta

durante el verano (22:00 y 08:00)126. Los costos para realizar el cambio de tarifa son de $59.990,

costo con el cual (según indica la telefonista) de Chilectra se protege de clientes que quisieran

contratar la tarifa sólo durante el periodo de verano. El costo fijo de arriendo del medidor sube a

$899 pesos debido al cambio de medidor versus el arriendo de un medidor convencional con un

valor de $514 a la fecha.

El costo de suministro de las distribuidoras se alinea débilmente con los costos de corto plazo del

mercado spot y por lo tanto los incentivos a traspasar estos costos a los clientes finales son

también débiles. En Chile sería beneficios masificar un medidor ToU monofásico de bajo costo

para aplicar ToU a cliente residenciales, comerciales e industriales de consumo no tan bajo.

5.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES EN CHILE

Las tarifas cobradas por las distribuidoras a clientes regulados son establecidas mediante el

Decreto Supremo Nro. 385 (Ministerio de Economía, 2009). Estas fórmulas tarifarias son aplicables

a los siguientes:

Los suministros a usuarios finales, cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kW,

ubicados en zonas de concesión de servicio o que se conecten mediante sus propias líneas a

las instalaciones del distribuidor.

126

Notar que durante el verano, esta tarifa no contempla tres bloques horarios si no que sólo dos, eliminándose el periodo hombro o llano durante esta temporada. Periodo de invierno: Abril – Septiembre, periodo de verano: Octubre – Marzo (Link).

http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/NGCHL/chilectracl/hogar/chilectrahogar/productos+hogar/tarifa+hogar+residencial


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Los suministros a usuarios finales, cuya potencia sea inferior o igual a 2.000 kW, efectuados

desde instalaciones de generación o transporte de una empresa eléctrica en sistemas

eléctricos de tamaño superior a 1.500 kW en capacidad instalada.

Los clientes con potencia conectada mayor a 500 kW, pueden optar por un régimen de tarifa

regulada o precio libre.

Las opciones tarifarias definidas en el decreto 385/2009, consideran una clasificación de clientes

en la cual se distinguen clientes de alta tensión (AT) y clientes de baja tensión (BT). Asimismo,

dada la existencia de una tarifa monómica en el segmento BT, es posible identificar a un grupo de

clientes de baja tensión de pequeña capacidad o cliente residencial y clientes de baja tensión de

mayor capacidad (residencial grande, comercio e industria menor).

5.2 DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA REGULADA EN CHILE

Para efectos tarifarios, en Chile se diferencia a los clientes regulados, entre clientes de baja

tensión o BT conectados a menos de 400 volts y clientes en alta tensión o AT conectados a más de

400 volts. La estructura de cargos es la misma, solo difieren costos por unidad.

El decreto tarifario 385/2009, establece cuatro grupos básicos de estructuras tarifarias, de los

cuales el primero se aplica sólo a clientes de baja tensión y los tres últimos a clientes de baja y alta

tensión. Las tarifas disponibles para los clientes regulados son: BT1.a/BT1.b, BT2/AT2, BT3/AT3 y

BT4/AT4, las cuales se diferencian en la forma en que se mide o cobra la potencia. Todas las tarifas

cobran la potencia separada de la energía, a excepción de la tarifa BT1.a, que es una tarifa

monómica (el cobro de potencia va implícitamente en el cargo de energía) dirigida al cliente

residencial menor (capacidad conectada menor o igual a 10 kW). En éste caso, se procura evitar las

molestias de gestionar el consumo y proteger al cliente residencial del eventual impacto

económico de no gestionar su consumo.

Todas las empresas de distribución deben ofrecer cada uno de estas opciones a sus clientes. Se

detallan a continuación los cargos de cada una de ellas y las condiciones y/o requisitos para su

aplicación.

5.2.1 TIPOS DE TARIFAS REGULADAS EXISTENTES

Las tarifas tradicionales son publicadas semestralmente por la CNE y consideran las diferentes

opciones tarifarias.


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5.2.1.1 TARIFA BT1

Esta tarifa ofrece dos modalidades, una monómica (BT1.a) y otra con cargos separados de energía

y potencia (BT1.b.). Sin embargo, en ambos casos sólo se realiza medición de energía consumida y

no de potencia demandada, estando todos los cargos variables de la tarifa expresados en $/kWh.

La tarifa BT1.a es una tarifa monómica, es decir, sólo se carga por la energía consumida de forma

explícita, la remuneración por concepto de potencia está implícito en el cargo unitario por energía.

Esta tarifa, está orientada a clientes residenciales menores, bajo el supuesto que tienen muy baja

capacidad de gestionar su consumo a bajo costo y de asumir los efectos de una mala gestión de

éste. Además, ésta tarifa es la que tiene la mayor cantidad de abonados. Este caso se aplica a

clientes con demanda máxima en meses con horas de punta definidos o a clientes que no tenga su

demanda máxima en horas de punta, pero tengan un Factor de Clasificación menor a 2,5127, es

decir, con un consumo bien distribuido durante el año y no concentrado durante los meses de

verano.

Esta tarifa, establece un límite de consumo energético de invierno, sobre el cual se aumenta el

costo unitario del kWh, siendo ésta la única señal de gestión de consumo entregada a éste grupo

de clientes, buscando incentivar un menor consumo durante el periodo en que se encontraría la

punta del sistema (abril – septiembre). Sin embargo, ésta señal no reconoce la condición horaria

de la demanda de punta, cobrando un precio excesivamente alto para horarios que se encuentran

fuera de la punta del sistema y bajo para horarios en punta.

La pérdida de bienestar asociada a ésta ineficiencia se justifica, al menos históricamente, con los

menores costos de una medición simple de energía y la protección de los clientes ante los mayores

costos que pudiera significar una mala gestión de su consumo. El sistema tarifario que se diseño

años atrás respondía a un escenario en el cual la respuesta de bajo costo y posible de implementar

en forma masiva era la medición simple de energía. La única tarifa posible de implementar en

estas condiciones era una tarifa como la tarifa BT1. Someter a los clientes residenciales por

ejemplo a un tarifa tipo ToU mandatoria, sin que estos tuvieran las herramientas adecuadas para

gestionar su demanda se habría traducido en sobrecostos importantes para estos clientes,

altamente inelásticos. Así mismo, el nivel la de consumo de los clientes en esa época era reducido,

por lo que implementación de una plataforma tecnológica para habilitar un sistema tarifario

flexible habría estado muy por encima de los beneficios asociados a esta reforma. Esto se condice

por los estudios realizados a nviel internacional como el de Aigner (1984). Aquí, el autor discute

como no sólo es importante considerar en el análisis costo – beneficio de estas tarifas el beneficio

económico generado por las tarifas si no que también el beneficio social (welfare). Si bien la

127

El Factor de Clasificación (FC) realiza una comparación entre el consumo estival (enero – febrero) y el del resto del año. Este factor

se calcula de la siguiente manera:


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implementación de una tarifa ToU podría generar ahorros en el sistema, la felicidad de las

personas podría verse comprometida, ya que por ejemplo no podrían ver su programa favorito de

televisión debido a los costos prohibitivos de la electricidad. Así mismo, los estudios realizados

mostraron que los clientes con una mayor demanda de electricidad y por tanto, con una

infraestructura tecnológica mas gestionable (sistemas de calefacción, sistemas de filtro de piscina,

etc.) eran quienes obtenían el mayor beneficio, mientras que clientes con consumos menores e

infraestructura menos gestionable percibían un beneficio menor o hasta incluso un costo

importante al no poder gestionar su consumo adecuadamente. Dadas las condiciones

socioeconómicas de Chile, su nivel de consumo de electricidad y los costos de la tecnología, la

alternativa optada en la época, aunque menos eficiente económicamente, mostro ser la

alternativa más adecuada para la realidad del país.

Sin embargo, hoy en día las condiciones del país han cambiado y estos supuestos están en

revisión. El consumo de electricidad se ha incrementado, el costo de la energía es alto y las

personas, gracias a los avances tecnológicos, cuentan con una infraestructura más gestionable que

en el pasado. Así mismo, los costos de medidores de electricidad mas avanzados con sistemas de

multi registro o incluso sistemas de comunicación en una o dos vías han disminuido sus costos

enormemente, por lo que no es descabellado pensar en la implementación de un sistema de

tarifas flexibles junto a toda la infraestructura tecnológica de medición y comunicación que lo

soporte adecuadamente. La Tabla 25 muestra la descripción de los cargos de la tarifa BT1.a.

mientras que la Tabla 26 presenta las formulas de cálculo para dicha tarifa. El detalle de la

terminología se entrega en el anexo contenido en la sección 10.3.

Tabla 25 – Detalle Cargos Tarifa BT1.a Cargo Descripción Unidad

Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente

Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía. $/kWh

Cargo por energía base Valor que se aplica durante el año al consumo de energía. Durante los meses

de invierno este cargo se aplica sólo hasta el límite de consumo de invierno. $/kWh

Cargo adicional por energía invierno

Valor adicional de la energía que se aplica al consumo de energía durante los

meses de invierno. Este valor se aplica a la cantidad de energía que se

encuentre por sobre el límite de consumo de invierno y hasta el total de

consumo mensual del cliente.

$/kWh

Tabla 26 - Detalle fórmulas de cálculo componentes tarifa BT1.a

Cargo Unidad Formula

Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso de sistema troncal

$/kWh CU

Energía Base $/kWh PEBT x PEAT x Pe + PPBT x PPAT x Pp + CDBT NHUNB NHUDB

Energía adicional de invierno $/kWh PEBT x PEAT x Pe + FI x PPBT x PPAT x Pp + FI x CDBT NHUNI NHUDI


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La tarifa BT1.b, se aplica a clientes con demanda máxima en meses sin horario de punta definido y

que tengan Factor de Clasificación mayor a 2,5. Este tipo de cliente posee un consumo muy

concentrado durante los meses estivales y más reducidos durante el resto del año. Esta tarifa

establece un cobro por potencia base, y un cargo por potencia de invierno, los cuales se aplican en

conjunto con el cobro por energía al consumo total de energía del cliente, estando todos estos

cargos expresados en $/kWh. Con esto se busca representar el costo de la potencia durante todo

el año, a través de un sobre costo dependiente del consumo de los meses estivales. Es importante

notar que los clientes que utilizan la tarifa BT1.b tienen un medidor simple de energía al igual que

los clientes BT1.a. La Tabla 27 presenta los detalles de los cargos de la tarifa BT1.b. mientras que la

Tabla 28 presenta los detalles de las fórmulas de cálculo. El detalle de la terminología se entrega

en el anexo contenido en la sección 10.3.

Tabla 27 - Detalle Cargos Tarifa BT1.b

Cargo Descripción Unidad


Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía al total de la energía consumida

por el cliente. $/kWh

Cargo por energía Valor de la energía que se aplica al consumo total de energía del cliente $/kWh

Cargo por potencia base

El cargo por potencia base se aplica durante todo el año, incluso en los meses

sin consumo eléctrico. Se calcula multiplicando el mayor consumo entre los

meses enero y febrero.

$/kWh

Cargo por potencia de invierno El cargo por potencia de invierno se aplica solo a los consumos de energía

durante los meses definidos como punta $/kWh

Tabla 28 - Detalle fórmulas de cálculo componentes tarifa BT1.b

Cargo Unidad Formula

Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso de sistema troncal

$/kWh CU

Energía $/kWh PEBT x PEAT x Pe

Potencia base $/kWh (Pp – PNPT) x PPBT x PPAT + CDBT NHUNB NHUDV

Potencia de invierno $/cliente FI x PPBT x PPAT x PNPT NHUNI

5.2.1.2 TARIFA BT2/AT2

Las tarifas BT2 y AT2, aplicables respectivamente a clientes en baja tensión (menor a 400 V) y alta

tensión (mayor 400 V), considera el cobro separado por energía y potencia. La componente de

potencia corresponde a una potencia contratada, la cual el cliente no puede sobrepasar, ya que un

limitador de potencia instalado por la empresa lo impide. La potencia que el cliente puede

contratar está sujeta a las capacidades de los limitadores disponibles en el mercado. Este límite de

potencia se mantiene vigente por 12 meses desde la contratación de la tarifa.


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Los cargos para ésta tarifa son: un cargo fijo mensual, el cargo por uso de sistema troncal, cargo

por uso de energía y cargo por potencia contratada. El detalle de cada uno se presenta en la Tabla

29.Esta tarifa es aplicable a los clientes con medidor simple de energía y potencia contratada. Los

clientes, podrán contratar libremente una potencia máxima por una vigencia de 12 meses. Los

consumidores, podrán utilizar la potencia contratada sin restricción en cualquier momento

durante el período de vigencia de dicha potencia.

Tabla 29 - Detalle Cargos Tarifa BT2/AT2




Cargo por energía Valor que obtenido al multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kW

Cargo por potencia contratada Valor que obtenido al multiplicar los kW contratados por su precio unitario. $/kW/mes


La tarifa BT3 y AT3, aplicable, a clientes de baja tensión (menor a 400 V) y alta tensión (mayor a

400 V) respectivamente, considera un cobro separado por energía y potencia. La componente de

potencia corresponde a una potencia demandada, por lo que éste cobro podría variar de mes a

mes.

Tabla 30 - Detalle Cargos Tarifa BT3/AT3




Cargo por energía Valor obtenido al multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh

Cargo por demanda máxima Valor que obtenido al multiplicar la demanda máxima de facturación128 por su precio unitario. $/kW/mes

Los cargos que conforman ésta tarifa son: el cargo fijo, el cargo por uso del sistema troncal, el

cargo por energía y por último el cargo por demanda máxima. El detalle de esto se presenta en la

Tabla 30. La tarifa BT3 y AT3 para clientes de baja tensión (tensión menor a 400 V) y alta tensión

(tensión mayor a 400 V) respectivamente, es para clientes con medidor simple de energía129 y

demanda máxima leída por mes. Se entenderá por demanda máxima leída por mes, el más alto

valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos.

128

La demanda máxima de facturación: Es el máximo entre, el mayor valor entre la demanda máxima del mes y el promedio de las dos más altas registradas en los meses con horas de punta en los últimos 12 meses, y el 40% del mayor de los cargos por demanda máxima en los últimos 12 meses 129

Dispositivo para medir consumo de energía en kWh acumulado de un cliente sin medición de demanda de potencia.


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En las tarifas BT4 y AT4, diseñadas para clientes de baja tensión (< 400 V) y de alta tensión (> 400

V) respectivamente, se cobra por concepto de energía y potencia por separado, pero se agrega un

cargo especial por uso de potencia en horas de punta. Estas son las siguientes:

BT4.1/AT4.1 (potencia máxima en punta y potencia máxima del mes contratadas),

BT4.2/AT4.2 (potencia máxima en punta leída y potencia máxima del mes contratada)

BT4.3/AT4.3 (potencia máxima en punta y potencia máxima del mes leídas).

En la BT4.1/AT4.1 los cargos por potencia en horas de punta y por potencia máxima corresponden

a cobros por demanda máxima contratada. En la BT4.2/AT4.2 el cargo por demanda máxima en

horas de punta corresponde a un cobro por demanda máxima leída, mientras que el de demanda

máxima mensual corresponde a potencia contratada. La BT4.3/AT4.3 el cargo por demanda

máxima en horas de punta corresponde a un cobro por potencia leída y el cargo mensual máximo

corresponde a un cobro por potencia suministrada.

Tabla 31 - Detalle Cargos Tarifa BT4.1/AT4.1




Cargo mensual por energía Valor obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh

Cargo mensual por demanda máxima

contratada

en horas de punta

Valor fijo, independiente del consumo de energía, obtenido de multiplicar los kWh de

consumo

por su precio unitario.

$/kW/mes

Cargo mensual por demanda máxima

contratada

Valor fijo, independiente del consumo de energía, obtenido de multiplicar los kW de

consumo

por el precio unitario correspondiente.

$/kW/mes





Cargo mensual por energía Valor obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh

Cargo mensual por demanda máxima leída de

potencia en horas de punta

Valor obtenido de multiplicar la demanda máxima en horas de punta por el valor

unitario130

.

$/kW/mes

Cargo mensual por demanda máxima contratada Valor fijo, independiente del consumo de energía, obtenido de multiplicar los kW de

consumo por el precio unitario correspondiente.

$/kW/mes

130

Excepto para las empresas abastecidas por el SING en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas en horas de punta de los últimos 12 meses. Para los meses sin horas de punta, se consideran el promedio de las dos demandas máximas de los meses de punta anteriores.


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Cargo mensual por energía Valor que obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh

Cargo mensual por demanda máxima leída de

potencia en horas de punta

Valor obtenido de multiplicar la demanda máxima en horas de punta por el valor

unitario131

.

$/kW/mes

Cargo mensual por demanda máxima de potencia

suministrada

Valor obtenido de multiplicar las dos más altas demandas máximas registradas en los

últimos 12 meses por el precio unitario.

$/kW/mes

Los detalles de los cargos para la tarifa BT4.1/AT4.1, BT4.2/AT4.2 y BT4.3/AT4.3 se presentan en la

Tabla 31, Tabla 32 y Tabla 33 respectivamente. Todas las modalidades de ésta tarifa presentan un

cargo fijo, un cargo por uso del sistema troncal, cargo por uso de energía y cargo por potencia en

horas de punta. Las modalidades del grupo de tarifas BT4/AT4 son dirigidas a clientes de baja

tensión (<400 V) y de alta tensión (> 400 V) con medidor simple de energía y demanda máxima

contratada o leída y demanda máxima contratada o leída en horas de punta.

5.2.2 OBLIGACIONES Y DERECHOS DE LAS TARIFAS REGULADAS

Las obligaciones y derechos asociados a estas tarifas se encuentran especificados en el Decreto Supremo N° 385. Algunas de las más relevantes son:

Los montos de potencia contratada en las diferentes tarifas, así como las opciones

tarifarias contratadas por lo cliente, regirán por 12 meses, y se entenderán renovados por

un plazo similar, salvo aviso del cliente con al menos 30 días de anticipación al

vencimiento de dicho período.

La empresa de distribución, deberá informar a sus clientes, con no menos de tres meses

de anticipación, el término de vigencia de la tarifa elegida por ellos.

Todos los equipos de medida y otros dispositivos de control serán por cargo del cliente

pagados en el cargo fijo o bien, provistos por éste.

Las empresas de distribución, deberán suministrar electricidad a sus usuarios de manera

continua e ininterrumpida, salvo las excepciones legales y reglamentarias.

El usuario, deberá pagar el suministro en el plazo señalado en la respectiva boleta o

factura. Dicho plazo, no podrá ser inferior a 10 días desde la fecha de su despacho al

cliente.

131

Excepto para las empresas abastecidas por el SING en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas en horas de punta de los últimos 12 meses. Para los meses sin horas de punta, se consideran el promedio de las dos demandas máximas de los meses de punta anteriores.


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5.3 DESCRIPCIÓN DE LAS TARIFAS ESPECIALES EN CHILE

El Decreto 385/2009 de tarificación eléctrica en su artículo 2.2 regula las tarifas flexibles ofrecidas

por las distribuidoras. Si bien, este decreto es un primer intento de regulación para este tipo de

tarifas, no incentiva de forma efectiva el diseño de tarifas flexibles por parte de las distribuidoras.

A la fecha, Chilectra es la única empresa distribuidora de electricidad que ofrece una tarifa flexible

regulada llamada Tarifa Horaria Residencial (THR).El resto de las distribuidoras sólo ofrece las

tarifas reguladas tradicionales. La THR será explicada con mayor detalle en la sección 5.3.2.

5.3.1 DESCRIPCIÓN DE LA LEGISLACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES

El Decreto 385/2009 en su artículo 2.2 permite al cliente escoger libremente entre tarifas

calculadas por la autoridad o tarifas flexibles reguladas (TFR), que son diseñadas por las

distribuidoras, estando las empresas obligadas a aceptar la decisión del cliente. Las condiciones de

las TFR deben estar publicadas y ser accesibles a todos los clientes ubicados en el sector de

distribución de la empresa.

Anualmente, la distribuidora debe verificar e informar a todos los clientes contratados con una

TFR, la comparación de los últimos 12 meses de su facturación con la TFR actual y la que hubiese

recibido con la tarifa de referencia. Si se verificase que la facturación con la tarifa de referencia es

menor que con la TFR, a contar del mes siguiente la empresa debe empezar a facturar el consumo

del cliente con la tarifa de referencia, a menos que el cliente exprese lo contrario. La tarifa de

referencia corresponde a la tarifa anterior al momento de optar por la TFR. En caso de los clientes

nuevos que optaron por una TFR, la tarifa de referencia corresponde a la tarifa regulada de menor

facturación de acuerdo al consumo del cliente.

El cliente puede escoger en cualquier momento una nueva tarifa, aceptando los pagos remanentes

de potencia. A su vez, el cliente debe tener las mismas facilidades que se le dieron para contratar

la TFR al momento de renunciar a ella.

Actualmente, la única distribuidora eléctrica que ofrece a sus clientes una tarifa flexible regulada

es Chilectra. Esta tarifa, llamada tarifa horaria residencial (THR) corresponde a una tarifa tipo Time

Of Use basada en la tarifa BT1.a. A continuación se describe la tarifa THR ofrecida por esta

distribuidora.

5.3.2 DESCRIPCIÓN TARIFA HORARIA RESIDENCIAL (THR)

La THR es una tarifa destinada a clientes residenciales que se basa en la tarifa BT1 tradicional. La

THR propone un cobro de energía con distinción horaria en tres bloques durante el invierno y dos


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bloques durante el verano(Chilectra, 2011). La información respecto a esta tarifa puede

encontrarse en el sitio web de Chilectra o contactando un ejecutivo de ventas de la compañía vía

telefónica.

Durante el periodo de invierno (Abril – Septiembre132) y sólo durante los días laborales de lunes a

viernes, se hace una distinción horaria de tres bloques para la componente de energía de la tarifa:

Tarifa BT1 normal de 08:00 a 18:00 hrs.

Tarifa BT1 con recargo de 30% de 18:00 a 22:00 hrs.

Tarifa BT1 con descuento de 30% de 22:00 a 08:00 hrs.

Durante el periodo de verano (Octubre - Marzo) y durante los días sábado, domingo y festivos de

todo el año, se hace una distinción de dos bloques horarios para el cobro de la energía:

Tarifa BT1 normal de 08:00 a 22:00 hrs.

Tarifa BT1 con descuento de 30% de 22:00 a 08:00 hrs.

Esta tarifa no incluye un límite de invierno como la BT1 tradicional.

Los requisitos para contratar la THR son:

Ser cliente residencial.

Debe ser solicitado por el dueño del inmueble o con su autorización.

Se debe firmar Contrato de Suministro Eléctrico.

5.3.2.1 PROCEDIMIENTO DE CONTRATACIÓN DE THR

El procedimiento de contratación de la THR comprende varias etapas. En primer lugar el cliente,

de común acuerdo con Chilectra, fija una visita de un inspector de la empresa al hogar sin ningún

costo. Luego, el inspector revisa las instalaciones eléctricas y determina si es necesario un cambio

de medidor por uno que pueda registrar la flexibilidad tarifaria. El inspector explica al cliente la

THR incluyendo el modo de funcionamiento del medidor. En esta etapa se acuerda el sistema de

pago de la tarifa y el remanente de la tarifa antigua. Al finalizar esta etapa, el inspector genera un

presupuesto el cual tendrá vigencia por 30 días. Posteriormente, una vez aceptado el cambio de

tarifa Chilectra cuenta con 8 días hábiles para realizar los trabajos.

La firma de Contrato de Suministro Eléctrico de THR requiere diferentes condiciones para clientes

existentes y clientes nuevos:

132

El periodo de invierno se define como los meses en los cuales existen días con horario de punta en el SIC, según lo fija el decreto de precio de nudo Link.

http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/07_Tarificacion/01_Electricidad/Otros/Precios_nudo/otros_precios_de_nudo/archivos_bajar/abril2011/DO_40_2011.pdf


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Página 214

Para clientes existentes: Declaración Jurada Simple de Dominio de Propiedad y de uso

Residencial. El formato se encuentra disponible en la página web de Chilectra.

Para clientes nuevos: Certificado de número municipal, Declaración de Instalación

eléctrica interior (TE-1), Declaración Jurada Notarial de Dominio de Propiedad y de uso

Residencial.

5.3.2.2 COSTOS DE CONTRATAR THR

Al contratar la THR se incurre en los siguientes costos:

El cambio de tarifa tiene un costo de $59.990.

o Este costo es igual para cualquier cambio de tarifa, ya sea de BT1 a THR o

viceversa.

o Se puede pagar en hasta 18 cuotas con un interés mensual del 4%.

o Con este costo Chilectra se protege de los clientes que quisieran contratar la THR

sólo durante el periodo de verano. Debido a que esta tarifa es más económica que

la BT1 durante este periodo.

El costo fijo de arriendo de medidor sube a $899 debido al cambio de medidor.


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Página 215

6 ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA CHILENA PARA LA

ELECTRICIDAD: DISCUSIÓN DE TARIFAS TRADICIONALES Y FLEXIBLES EN

CHILE

El esquema de tarificación de la electricidad para los clientes de las redes de distribución consiste

en un esquema de fijación de precio o tarifa regulada. La regulación (actualmente Decreto

Tarifario 385/2009) establece diferentes opciones tarifarias para clientes residenciales pequeños y

clientes de baja y media tensión. El esquema de tarificación regulada establecido en la Ley

considera en su estructura componentes correspondientes a cargos fijos, cargos por consumo de

energía y cargos por demanda de potencia. En el cálculo de éstas componentes, se considera

como elementos fundamentales la inversión requerida para operar el sistema a un nivel aceptable

de confiabilidad, el precio de nudo de distribución, horas de uso, factores de coincidencia,

pérdidas (a través de los factores de expansión de pérdidas), costo de distribución (que reconoce

la inversión de las empresas distribuidoras) y cargos fijos, dentro del marco de la teoría del Peak

Load Pricing de dos bloques. Los precios de nudo a nivel de distribución, representan los costos de

suministro de la electricidad, reconociendo en esto el costo de generación y los consiguientes

cargos necesarios para rentabilizar la inversión en la infraestructura de transporte de la

electricidad (transmisión y sub-transmisión).

En este contexto, el elemento director dentro de la estructura tarifaria es la coherencia con los

costos del sistema y el pago de las inversiones y costos de operación y mantención del sistema,

agrupado esto en la componente por cobro de potencia en la tarifa. Sin embargo, si bien en un

inicio estas tarifas estaban fuertemente alineadas con los resultados del problema del peak load

pricing y tenían una coherencia con la estructura de costos, entregando las señales adecuadas

para estimular la expansión del sistema, actualmente con el establecimiento de un nuevo modelo

de licitaciones para el abastecimiento de las demandas de electricidad, las señales se ven

debilitadas de forma importante. Si bien, en teoría un esquema de licitaciones debiera alinearse

con el precio de expandir en el largo plazo; esto dependerá del buen diseño del esquema de

licitaciones. Además, un sistema de contratos le resta sensibilidad a las distribuidoras frente a las

variaciones de precio debidas a las diversas condiciones de operación y contingencias a las que

pueda ser sometido el sistema en el corto plazo.

El esquema tarifario chileno, en todas sus opciones tarifarias tradicionales, al igual que los

esquemas tarifarios revisados en la experiencia internacional, separa los costos fijos de los costos

variables en su estructura. Las empresas distribuidoras reciben un reembolso y utilidades de sus

inversiones y actividades por intermedio de la componente de Valor Agregado de Distribución

(VAD), contenida en la componente de pago por potencia de la tarifa. Esta componente,

principalmente representa los costos de operación, mantención, inversión y expansión de

infraestructura crítica que permite suministrar las demandas puntas de potencia. De esta forma,


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los costos variables asociados al suministro de energía eléctrica (generación y transporte) quedan

excluidos de los cargos adicionales impuestos por la actividad de suministro minorista de

electricidad.

Entre estas opciones tarifarias existe una tarifa monómica (BT1.a) con un cargo único por

concepto de consumo de energía, orientada a los clientes residenciales. Este cargo reúne en una

misma medida ($/kWh) tanto los costos por el consumo de la energía, como los costos asociados a

la demanda de potencia del cliente. Estos costos se basan en información estadística de consumo

de este tipo de clientes (N° de horas de uso) de acuerdo a las estimaciones realizadas cada cuatro

años en el proceso de cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD).

El resto de las opciones tarifarias establece cargos separados por consumo de energía y demanda

por potencia. Mientras que el cargo por energía es el mismo en todas estas tarifas (BT2/BT3/BT4 y

AT2/AT3/AT4), el cargo por potencia es distinto, siendo este el elemento que las diferencia (notar

que el cargo por energía no es el mismo entre tarifas de baja tensión y tarifas de alta tensión que

se consideran diferentes niveles de pérdidas reflejado esto en los precios de nudo de alta y baja

tensión).

Si bien, tal como se ve, existen múltiples opciones tarifarias, estas son muy similares entre sí a

nivel de su estructura. Todas ellas, para una misma empresa, área típica y nivel de voltaje,

valorizan la energía a un mismo precio, independiente del horario, estación y/o condición de

operación del sistema. Estas tarifas reconocen algunos elementos temporales, como los horarios

de punta y fuera de punta, o los consumos de invierno y verano, permitiendo asignar

eficientemente los costos de inversión en infraestructura a quienes dan uso a esta en condiciones

de estrechez. Sin embargo, existen clientes que poseen una mayor capacidad y disposición de

respuesta en el corto plazo. Para estos clientes, las tarifas tradicionales son insuficientes para

traspasar información de las condiciones de operación del sistema y la estructura de costos

correspondiente. A medida que la economía de Chile tienda a un mayor desarrollo, la componente

de expansión del sistema comenzará a perder importancia frente a la creciente relevancia de los

costos de abastecimiento de la energía.

Respecto al cobro por demanda de potencia, las tarifas BT2/AT2 consideran una componente de

potencia contratada y las tarifas BT3/AT3 una componente por demanda máxima leída. Las tarifas

BT4/AT4, en sus diferentes versiones, además reconocen la diferenciación horaria de la lectura de

demanda máxima (fuera o durante horario de punta del sistema) y la posibilidad del contrato de

potencia. Todas estas opciones son bastante similares entre sí y se enfocan principalmente en

medir la demanda por capacidad o nueva infraestructura de generación, ya sea midiendo

directamente (cobrando por demanda máxima) o estableciendo limitaciones físicas (contratando

previamente un límite máximo de potencia).


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Es importante destacar que la remuneración de los costos medios de las empresas de distribución

o Valor Agregado de Distribución (VAD) se realiza a través de la componente de potencia, la cual

puede ser implícita o explícita en la formulación de las tarifas.

Si bien estas opciones tarifarias reguladas pueden ser elegidas libremente por los clientes, una

selección equivocada de la tarifa puede conducir a pérdidas importantes. Clientes con una

demanda relativamente constante, con un buen factor de carga y con baja capacidad de gestionar

sus consumos optarían por una tarifa con potencia contratada. Por otra parte, clientes con

incertidumbre importante respecto a su demanda de potencia, preferirían una opción tarifaria con

medición de demanda máxima de potencia. El exceso de demanda contratada debido a un cliente

mal informado puede conducir a pérdidas importantes.

A pesar que existen varias opciones tarifarias, cada sector de la economía tiene habitualmente una

tarifa de preferencia y desviaciones de la misma obedecen muchas veces a sub-optimalidad

tarifaria o a condiciones específicas del consumo. Por ejemplo, los clientes residenciales

típicamente optan por la tarifa BT1.a, los clientes comerciales pequeños por la tarifa BT2 y los

clientes industriales medianos la tarifa AT3, etc. (Molina, 1998). De esta forma, en la práctica, pese

a la variedad de tarifas, los clientes tienden a elegir entre una o dos opciones solamente.

De acuerdo a la experiencia revisada a nivel internacional, es posible esbozar propuestas para

modificar el pliego tarifario actual, proponer tarifas flexibles nuevas y modificaciones a la

regulación existente. Los dos principales problemas que enfrentan el pliego tarifario regulado

actual es la falta de diversidad tarifaria con opciones adaptadas a diversos perfiles de clientes que

ofrezcan beneficios reales para estos, y la ausencia de una componente en la tarifa que refleje

realmente condiciones de corto plazo en el sistema (en un corto plazo menor al establecido en el

cálculo del precio de nudo). El estudio de perfiles de clientes con información detallada y el diseño

de tarifas adecuadas a dichos perfiles es un elemento primordial, de manera de implementar las

opciones tarifarias en aquellos clientes que realmente se beneficien y beneficien al sistema con el

uso de la tarifa. Así, es importante estudiar la implementación de discriminación tarifaria, de

manera de evitar efectos distributivos indeseados.

Como opción tarifa a implementar se propone la tarifa Time – of –Use. La experiencia

internacional revisada muestra esta opción tarifaria como una tarifa recurrente y a veces

obligatoria para los clientes servidos por las distribuidoras. Se vio que existían múltiples opciones

Time – of – Use de acuerdo a los tipos de cliente y su capacidad de gestión de su demanda, con

valores para invierno y verano en cada bloque. Así mismo, es importante considerar la

infraestructura de medición necesaria para implementar esta tarifa. La instalación de medidores

TOU, ya sean estos tradicionales o más avanzados debiera ser parte de una política de desarrollo,

debiendo instalarse este tipo de medidores para nuevos clientes, clientes que requieran aumento


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de capacidad y clientes de gran envergadura, de manera de aprovechar las economías de escala de

estos medidores (de masificarse el costo de estos medidores se vería muy reducido).

La educación a los clientes es otro elemento que no puede dejarse de lado. No existe utilidad real

en implementar tarifas que requieran gestión de la demanda si los consumidores no conocen la

estructura de su tarifa, la forma de su consumo y las maneras de gestionarlo.

Así mismo, es importante que las empresas nacionales comiencen a desarrollar conocimiento

sobre las distintas tecnologías, desafíos y principales decisiones en las que deberán tomar partido

en el futuro. Para poder establecer esta opinión formada se requiere de estudios y pilotos, los

cuales típicamente tiene un costo elevado y sólo se justifican si se desarrolla mucho conocimiento

a partir de estos. Esto es especialmente importante a la hora de tomar decisiones de masificación

tecnológica, ya que no se deben masificar tecnologías sin conocerlas y probarlas en la realidad

donde se insertarán. Para este fin, las empresas podrían concursar con la propuesta de pilotos, de

manera poder incluir los costos de estos programas en el cálculo del Valor Agregado de

Distribución, debido a los beneficios sociales que estos pilotos podrían conllevar.

Una de las principales críticas a la legislación actual es la poca regulación a las tarifas flexibles. Si

bien existe un reglamento, éste es ambiguo no abarcando todos los temas relevantes y necesarios

para una correcta implementación de este tipo de tarifas. Además, la regulación no entrega

ningún incentivo al desarrollo de TFR por parte de las empresas distribuidoras, debido a esto la

única empresa que ha desarrollado una única tarifa flexible es Chilectra. Los temas de mayor

relevancia y no tratados en el reglamento son los siguientes: Implementación de comparador de

tarifas web, elección de la tarifa de referencia, facultades de eliminación de tarifas flexibles por

parte de la distribuidora, reajuste y modificación de las tarifas flexibles, asociación de tarifas

flexibles a inmueble o a cliente considerando migración, y tarifas flexibles y medición neta.

6.1 EFICIENCIA ECONÓMICA Y COHERENCIA DE COSTOS EN LA ESTRUCTURA

TARIFARIA TRADICIONAL PARA LA ELECTRICIDAD

En términos de eficiencia económica, es importante reconocer los diferentes grados de flexibilidad

que poseen las tarifas eléctricas chilenas. Entre las opciones tarifarias, se encuentra la opción

BT1.a, la cual corresponde esencialmente a una tarifa de energía con un cargo por uso de energía

invariante en el tiempo; las tarifas BT2/AT2 que corresponden a una tarifa invariante en el tiempo

de energía y potencia (potencia contratada); las tarifas BT3/AT3 correspondientes a tarifas

variables entre horarios de punta y fuera de punta (sólo componente de potencia) y las tarifas

BT4/AT4, las cuales en sus diferentes opciones representan combinaciones de las opciones

anteriores (BT2/AT2 y BT3/AT3).


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Estas opciones tarifarias están estructuradas correctamente, basándose en los principios básicos

de eficiencia económica de la teoría del “Peak Load Pricing” aunque considerando sólo dos niveles

de demanda (Peak Load Pricing de dos etapas), lo cual es compatible con medidores y sistemas de

medición y gestión de bajo costo. Esta estrategia de tarificación es más adecuada para clientes de

bajo consumo y clientes de consumo medio o alto, pero con limitadas oportunidades de gestión

de su demanda. Sin embargo, pese a estar estructuradas correctamente, es necesario hacer

algunas precisiones respecto a la eficiencia económica de las tarifas reguladas tradicionales.

En escenarios de déficit de inversión en el sistema y condiciones de estrechez, las tarifas

invariantes en el tiempo no entregan una señal de eficiencia económica de corto plazo al usuario.

En éste sentido, la tarifa BT1 en ninguna de sus modalidades, estimula un uso eficiente y racional

del consumo eléctrico. Por otro lado, es importante notar que las tarifas BT1 reconocen una

componente de estacionalidad, incluyendo valores diferenciados para el consumo de invierno y

verano.

Las tarifas BT2/AT2 también representarían cierto grado de ineficiencia, aunque al tener un nivel

de potencia contratada, reflejan las condiciones de déficit de inversión, generando señales ante las

cuales los clientes pueden responder. Sin embargo, ésta opción tarifaria es insensible ante las

condiciones de operación del sistema, no generando señales adecuadas que informen al usuario

de condiciones de estrechez. Pese a lo anterior, en escenarios donde existe un exceso de inversión

y no existen restricciones en el suministro, las tarifas invariantes en el tiempo, pueden representar

una alternativa adecuada dada su simplicidad.

Las tarifas BT3/AT3 y algunas opciones del grupo BT4/AT4, al poseer esquemas de precio

diferenciados para una demanda de potencia en horario de punta y fuera de punta, reflejan tanto

el grado de déficit de inversión como las condiciones de estrechez en la operación del sistema.

Esto permite traspasar al consumidor señales que lo estimulan a readecuar su consumo en función

de su elasticidad precio, promoviendo un consumo más eficiente de la electricidad.

Los argumentos anteriormente planteados, implican que las tarifas chilenas poseen cierto grado

de flexibilidad, que permite al usuario responder en el mediano y largo plazo a condiciones de

operación y déficit de inversión del sistema. Sin embargo, ante condiciones de corto plazo, el

esquema tarifario muestra no ser operativo, no traspasando información a los clientes que poseen

una disposición a modificar su consumo de manera más acorde a las condiciones de operación del

sistema en el corto plazo, buscando obtener beneficios de dicha modificación.

En muchos casos, es deseable ésta falta de flexibilidad y la incapacidad de traspasar información

de la condiciones de operación del sistema en el corto plazo, dado que muchos de los clientes

poseen una respuesta muy inelástica a las variaciones de precio y puede ser deseable protegerlos

de las variaciones abruptas que podrían experimentar tarifas con mayor grado de flexibilidad, por


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ejemplo, tarifas que directamente se basen en el valor del costo marginal instantáneo de

generación.

En otros casos, los clientes poseen capacidad de gestión de sus demandas eléctricas y podrían

estar dispuestos a incorporar una tarifa variable en su consumo eléctrico si esto demostrara serles

beneficioso. De esta forma, al traspasar información al cliente, se le brinda la oportunidad de

modificar su perfil de consumo, de manera de obtener mayores beneficios. Esto incentiva un

consumo racional de la electricidad y más eficiente en términos económicos, conllevando

beneficios como el menor uso de generación de punta (cara y contaminante) y la postergación de

las necesidades de inversión en el sistema. Bajo el nuevo paradigma de costos de medidores

eléctricos (costos muchos más bajos que en el pasado), se puede ir más allá, estableciendo

esquemas de medición con tarifas más flexibles que reflejan más fielmente la evolución temporal

de las condiciones de oferta y demanda en el corto plazo.

Las tarifas del tipo Time Of Use o Critical Peak Pricing, implementadas en algunos de los casos

estudiados previamente, permiten agregar un mayor grado de flexibilidad al sistema tarifario,

dotándolo de la capacidad de responder de mejor forma ante condiciones de operación en el

corto plazo. Por esta razón, seria de interés implementar estas opciones tarifarias, de manera de

permitir a clientes que estén dispuestos a modificar su consumo. De esta forma, se reducirían los

costos de inversión y uso de infraestructura crítica, costos para los clientes y empresas;

aumentando el beneficio del sistema, así como repartiendo de forma más equitativa dicho

beneficio.

6.1.1 LA IMPORTANCIA DEL COSTO DE SUMINISTRO

Como ya se discutió con anterioridad, en el modelo más básico del Peak Load Pricing, modelo en el

cual la tarificación eléctrica chilena está basada, asume que el costo de suministro es constante y

poco relevante en el corto plazo y en comparación a la recuperación del capital instalado. El

precio de nudo representa un costo más en el largo plazo que reúne todas las condiciones

ocurridas dentro del periodo de fijación de este precio. Si bien parte de las condiciones de

operación del sistema pueden reflejarse en este precio, en el corto plazo no se ven reflejados. De

esta forma las tarifas reconocen claramente componentes variables de la potencia pero no

consideran esa variabilidad en la componente de la energía.

Al transformar la componente de energía en un elemento variable, es posible traspasar al cliente

información sobre el estado de operación del sistema, como las unidades están siendo

despachadas y el costo actual de suministrar electricidad. Además, a diferencia de una tarificación

basada en el cobro por capacidad donde el costo de la energía se asume constante; en el caso de

considerar una componente de costo de la energía variable en el tiempo, es posible recoger


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información de contingencias en el sistema en el corto plazo y permitir a la demanda reaccionar,

de manera de adaptarse a las condiciones actuales del sistema. De esta forma, programas de

gestión de la demanda mediante tarifas flexibles requerirán la inclusión de este elemento de

manera de ser efectivos. Esto representa solo una de las formas de implementar programas de

gestión de la demanda, pudiendo también implementarse como servicios complementarios.

En condiciones de existencia de contrato y tarifas no indexadas al precio spot las señales se

debilitan. Sin embargo pese a esto, la eficiencia económica se logra igualmente cuando la señal de

precio se iguala al costo de abastecimiento de la energía. Los contratos representan acuerdos

vinculantes, ajenos a la operación del sistema y pese a que existan precios fijados por contratos, el

óptimo social se sigue logrando al utilizar precios dinámicos. Así es deseable socialmente que el

precio de suministro sea traspasado al cliente. Sin embargo, pese a esto, en existencia de

contratos, la distribuidora no tendría reales incentivo a implementar tarifas de este tipo, ya que se

encuentra protegida de las variaciones de precio que pueden generar condiciones de estrechez en

el sistema.

Finalmente, los esquemas de medición neta se centran en la valorización de inyección de energía y

no de potencia, debido al comportamiento no despachable de la mayoría de los sistemas de

generación a los que estos esquemas están dirigidos. Por esta razón, un esquema tarifario que

reconozca la variabilidad del costo de generación, permite que sistemas con medición neta

obtengan mayores beneficios si se genera en los horarios adecuados. Tal es el caso de los sistemas

de generación solar, que inyectan energía en horarios de alta demanda de electricidad para

refrigeración.

6.2 ANÁLISIS DE LAS TARIFAS ESPECIALES OFRECIDAS POR LAS DISTRIBUIDORAS

Actualmente, la única tarifa especial ofrecida por las distribuidoras es la Tarifa Horaria Residencial

(THR) de Chilectra. Esta tarifa es una tarifa tipo Time of Use que establece tres bloques horarios

durante el invierno y dos bloques horarios en verano. El precio de los bloques se basa en la tarifa

BT1, siendo el valor del bloque en horario de punta igual a la tarifa normal más un sobrecargo de

un 30%. El valor del bloque en la hora normal es el precio BT1 sin ajustes y el valor en el bloque

nocturno la tarifa BT1 con un descuento de un 30% respecto a la BT1.

Si bien la THR pretende incentivar el ahorro energético durante la hora punta, cobrando un

sobrecosto, además de incentivar el consumo nocturno ofreciendo un descuento, esta estructura

de costos no se condice exactamente con las características de una tarifa TOU correctamente

diseñada.

Como se explico anteriormente, la teoría de Peak Load Pricing indica que en horas punta se debe

cobrar a los consumidores el costo de operación del sistema (costo por energía), más el costo


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marginal de expansión del sistema (costo por potencia). En este sentido, la tarifa THR de Chilectra

aplica su recargo en hora punta a todo el precio de la BT1, es decir a sus componentes de cargo

único por uso del sistema troncal y energía base. Debido a que es una tarifa monómica, todos sus

cobros se refieren a la energía consumida y no a la potencia demandada por lo que la señal de

precios no es la correcta. Lo anterior no se justifica en virtud del hecho que, para implementar una

tarifa Time Of Use, es necesaria la instalación de un sistema de medición diferente, siendo posible

el uso de medidores de mayor complejidad que permitan una tarificación Time Of Use adecuada.

Por otro lado, en la sección 4.3.2 se explica que los precios de las TOU deben relacionarse con los

precios promedio del mercado Spot, para dar una señal correcta de precio al cliente. En el caso de

la THR no se encontró evidencia que la diferencia de los precios de energía entre bloques sea de

un 30%, debiendo ser este valor objeto de un estudio en sí mismo.

La THR no hace distinción entre años secos y años húmedos por lo que no puede reflejar al cliente

correctamente las señales de precio del mercado mayorista. De esta forma, el diseño de la tarifa

THR, si bien apunta en la dirección indicada, es perfectible, debiendo realizarse varias

modificaciones orientadas a brindar una mayor coherencia de la tarifa con el esquema de precios

del mercado, incluyendo variables estacionales y horarias de forma adecuada.

6.3 POSIBLES MODIFICACIONES AL ESQUEMA TARIFARIO REGULADO CHILENO

Debido a la existencia de contratos de suministro entre las distribuidoras y los generadores, las

primeras se ven aisladas en cierta medida al esquema de tarificación marginalista bajo el cual

opera el sistema chileno. Si bien el precio de nudo a nivel de distribución recoge los efectos de las

posibles condiciones de operación a las que se someterá el sistema chileno en el futuro, esto

representa un valor predicho de dichas condiciones y agrupa el efecto de todas en forma conjunta

como un valor medio. Así mismo, el pago de las inversiones de las empresas de distribución, se

encuentra regulado y si bien la intención es asegurar un porcentaje de ganancia fijo para las

empresas, en la práctica se genera la condición de que a mayores ventas de electricidad, mayores

ingresos se generan para las empresas, debido a que la fijación de la tarificación no es

constantemente revisada y actualizada según las nuevas condiciones de operación a las cuales se

va enfrentando el sistema.

Pese a este escenario, en términos de eficiencia económica, la mejor opción es permitir que las

tarifas eléctricas reflejen en su valor tanto condiciones de corto plazo como condiciones de largo

plazo, permitiendo a los clientes un mayor acceso a la información sobre las condiciones del

sistema, de manera que puedan modular su consumo de manera de que este sea más eficiente y

responsable. Diversos han sido los estudios que han mostrado los beneficios que esto puede traer

a la sociedad, especialmente concentrados en el ahorro de capacidad y por tanto reflejándose en


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disminuciones reales de las tarifas eléctricas en el largo plazo. Independiente de la existencia de

contratos o arreglos financieros que existan, lo anterior representa la solución eficiente en

términos económicos para el sistema.

Por esta razón es muy importante considerar que para que sea posible acceder a los beneficios de

una tarificación flexible es necesario primero establecer el marco regulatorio existente, de manera

que se establezcan las condiciones necesarias para que los actores del mercado (empresas de

distribución y clientes finales), puedan beneficiarse adecuadamente de la implementación de

opciones tarifarias más flexibles y dinámicas que reflejen las condiciones de operación del sistema

en el corto y largo plazo. Esto podría lograrse por ejemplo con la implementación de programas de

desacople de ingresos (revenue decopling) e incentivos al desempeño u otros mecanismos que

sean adecuados para la realidad chilena. Además será necesario impulsar el desarrollo de una

infraestructura tecnología habilitadora que incluya medición remota, sistemas de comunicación y

otras medidas tendientes al concepto de “red inteligente” de manera que la implementación de

tarifas flexibles y su aprovechamiento sea costo efectivo. La figura del comercializador, si bien

podría permitir agregar valor por intermedio de las tarifas flexibles al suministro eléctrico, no es

un elemento fundamental para el éxito en la implementación de estas. En esto, el caso de algunos

estados como California y Wisconsin es muy decidor, ya que en ellos existe un nutrido pliego

tarifario, con tarifas Time – of – Use implementadas desde hace tiempo, sin la necesidad de que

exista la figura del comercializador.

6.3.1 MODIFICACIONES A LAS TARIFAS REGULADAS EXISTENTES Y NUEVAS OPCIONES

TARIFARIAS

Los dos principales problemas que enfrentan el pliego tarifario regulado actual es la falta de

diversidad tarifaria con opciones adaptadas a diversos perfiles de clientes que ofrezcan beneficios

reales para estos, y la ausencia de una componente en la tarifa que refleje realmente condiciones

de corto plazo en el sistema (en un corto plazo menor al establecido en el cálculo del precio de

nudo).

6.3.1.1 DIVERSIDAD Y MAYOR FLEXIBILIDAD EN EL PLIEGO TARIFARIO

Respecto a la diversidad de tarifas, se vio que en las distintas experiencias revisadas, incluso en

aquellas donde existían sólo distribuidoras y no comercializadores, la diversidad de tarifas era

grande. Se observó en general que existían tarifas adaptadas a clientes residenciales, clientes con

generación propia, clientes agrícolas, clientes comerciales, clientes industriales, clientes con un

importante consumo de energías para calefacción o climatización, etc. Las opciones tarifarias

ofrecidas actualmente en el pliego tarifario chileno, si bien representan opciones tarifarias


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distintas, en la práctica reflejan una estructura similar y no constituyen opciones especificas de

las cuales ciertos grupos puedan beneficiarse a la vez que el sistema también se beneficia.

Debiera entonces estudiarse en conjunto a las empresas distribuidoras133, diversos perfiles de

consumo de clientes e incluir esta información de manera de modificar las tarifas existentes y

agregar nuevas opciones que estén dirigidas a grupos de clientes importantes, que al someterse a

nuevas opciones tarifarias obtengan mayores beneficios (por ejemplo reducción de sus costos), a

la vez que confieren al sistema efectos benéficos (reducción de las demandas puntas, reducción de

demanda durante eventos críticos, etc.). De esta forma debiera profundizarse la flexibilidad del

sistema tarifario eléctrico, de manera que las empresas puedan diseñar tarifas beneficiosas para sí

mismas, para el sistema y los clientes.

6.3.1.2 ESTUDIO DE PERFILES DE CONSUMO

Dada la disponibilidad de información en forma de encuestas, no debiera ser de gran dificultad

para las distribuidoras caracterizar socioeconómicamente a sus clientes y luego, acompañado del

conocimiento local que estas empresas tienen de su concesión, asociar a las distintas zonas

geográficas y sectores productivos, curvas de consumo típica sobre las cuales proponer una tarifa

adecuada. Sin embargo, el objetivo no debe ser desarrollar un numero exagerado de tarifas, si no

que más bien, proponer muchas opciones tarifarias, evaluar algunas de ellas y finamente

implementar muy pocas (aprobadas por el regulador, siendo estas las que agreguen más valor al

sistema). Pese a la necesidad de diversificar las opciones tarifarias existentes, es importante velar

por la simplicidad del pliego tarifario.

Sin embargo, es importante proveer a la empresa de la capacidad de caracterizar a los clientes

aunque sea en forma estadística134. Se requieren de herramientas que permitan el financiamiento

de la medición y caracterización de los clientes, por ejemplo por intermedio del Valor Agregado de

Distribución u otro que el reguladpor estime conveniente, a la vez que se les exige a las empresas

que conozca los perfiles de sus clientes y promueva proactivamente tarifas que beneficien al

sistema. En este sentido, debieran ser las mismas empresas quienes propongan clasificaciones de

clientes, enumeren opciones tarifarias y las evalúen en conjunto al regulador 135.

133

Las empresas distribuidoras son quienes mejor conocen a sus clientes por lo que podrían suministrar información importante de sus clientes, tanto perfiles de carga como conocimiento sobre la forma en que consumen estos clientes. 134

Esto es, realizando muestreos aleatorios de clientes dentro de ciertos grupos. 135

El conocimiento de los perfiles de consumo de los clientes permitiría a las empresas eléctricas diseñar tarifas eléctricas que implicasen un mayor beneficio para la sociedad. Tarifas flexibles bien diseñadas permitirían en el mediano y largo plazo un desplazamiento en proyectos de capacidad hacia el futuro, por lo que este ahorro se traduciría en una menor tarifa para los clientes (menor inversión en capacidad que


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6.3.1.3 DISCRIMINACIÓN TARIFARIA

También es importante considerar que ya sea que tarifas flexibles se implementen como opciones

tarifarias implementadas por el regulador o como opciones implementadas por las distribuidoras

de forma individual, estas tarifas serán diseñadas para producir cambios de consumo que generen

beneficios que puedan ser compartidos entre clientes y empresas. Sin embargo, puede darse el

caso que otros clientes, con perfiles diferentes al esperado para la opción tarifaria, al suscribirse a

la opción tarifaria, encuentren mayores beneficios de forma individual pero generen mayores

costos para el sistema y la empresa distribuidora (Ej: Tarifa Time of Use utilizada para el

alumbrado público). Por esta razón es importante considerar alternativas de discriminación en las

tarifas flexibles, ya sea como opción elegible del cliente o como opción de tarifa de referencia. Por

ejemplo, de implementarse tarifa TOU como opción regulada esta podría ser elegible como tarifa

de referencia para comparar con otras tarifas reguladas de acuerdo a la regulación actual. En el

caso del alumbrado público antes mencionado se generarían efectos no deseados al comparar

estas tarifas con la tarifa TOU, ya que la tarifa TOU seria inadecuadamente más barata que otras

tarifas.

6.3.1.4 TARIFA TIME – OF – USE COMO OPCIÓN TARIFARIA REGULADA

Respecto a la relación de la estructura tarifaria con las condiciones de operación en el corto plazo

del sistema, fue posible observar en los diferentes esquemas tarifarios existentes la

predominancia de opciones tarifarias tipo Time of Use tradicional. Estas opciones tarificaban la

electricidad, dividiendo el valor de la tarifa en bloques horarios, típicamente tres, además de

diferenciar este valor de cada bloque horario en periodos de punta o verano y periodos fuera de

punta o invierno136. La primera de estas diferenciaciones, la de los bloques horarios, busca

representar las condiciones a las que el sistema pueden enfrentarse en el corto plazo, tarificando

el consumo de electricidad en varios horarios durante el día, mientras que la segunda

diferenciación está más asociada a la componente de capacidad del sistema y a la expansión del

mismo. El adjetivo calificativo de “tradicional” añadido a estas tarifas TOU se refiere a que los

valores de los bloques horarios no varían de forma dinámica en el tiempo, siendo fijados por

periodos fijos y más extendidos de tiempo.

Para los casos revisados, estas opciones tarifarias existen hace mucho tiempo y en una gran

variedad de opciones adaptadas especialmente para ciertos grupos de clientes (TOU residencial,

pagar). Por esta razón, incluir costos como estos en forma regulada en el VAD es justificable, ya que son medidas que agregan valor al suministro eléctrico, del cual toda la sociedad puede beneficiarse. Así mismo, de no representar un costo reconocido por el regulador para las distribuidoras, no existirá mucho incentivo para que estas realicen este tipo de estudios. 136

A diferencia de Chile, los países desarrollados experimentan la punta en temporada estival.


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TOU agrícola, TOU comercial, etc.). De esta forma, una innovación útil de implementar en el

esquema tarifario chileno seria ya no sólo tarificar la electricidad diferenciando entre consumo

eléctrico durante temporada de punta y consumo eléctrico durante temporada fuera de punta,

sino que también agregar en la estructura tarifaria una discriminación horaria de más de dos

bloques, tanto en periodos de punta (invierno) como en periodos fuera de punta (verano), de

manera de incluir condiciones de corto plazo de manera más adecuada que la existente.

La instalación de medidores TOU, ya sean estos tradicionales o más avanzados debiera ser parte

de una política de desarrollo, debiendo instalarse este tipo de medidores para nuevos clientes,

clientes que requieran aumento de capacidad y clientes de gran envergadura, de manera de

aprovechar las economías de escala de estos medidores (de masificarse el costo de estos

medidores se vería muy reducido)137.

Es sin embargo importante destacar que estas modificaciones no deberán lograrse sólo con

modificaciones al cuerpo legal, si no que requerirán por una parte el compromiso e interés de las

empresas distribuidoras en el proceso, siendo necesario el estudio de los incentivos necesarios de

implementar por parte del regulador, a la vez que se requerirá de toda una infraestructura

tecnológica, y de servicio y educación al cliente, de manera de que la implementación de estas

tarifas sea efectiva y logre su objetivo, generar ahorros de capacidad que se traduzcan en menores

precios de la electricidad para los clientes en el largo plazo. Esta infraestructura de medición

podría desarrollarse tanto poniendo los incentivos adecuados a las empresas distribuidoras para

que desarrollen las plataformas tecnológicas necesarias o haciendo usos de otros modelos

alternativos como en el caso de países desarrollados como el Reino Unido, donde se ha

implementado la figura del operador de medidores, un tercero que se encarga de las labores de

instalación, mantención y lectura de los medidores.

Además es importante destacar que si bien los casos revisados presentaban estas opciones de

tarifas más flexibles, en general, las tarifas reguladas más tradicionales y sobre todo la tarifa fija

residencial no dejaba de existir, están presente para ser utilizada por los clientes que una

capacidad muy baja de modulación de su consumo, proveyendo protección que los escude de

cobros desmedidos debido a un consumo no adecuado con los esquemas de las tarifas más

flexibles implementados.

137

Energy Autralia (EA) está instalando medidores de intervalo (invervals meters) a todos los clientes residenciales grandes y negocios (mayores a 15 MWh al año o que pagan cuentas de más de 1.700 dólares al año). EA también está instalando en todas las nuevas instalaciones y en las instalaciones mejoradas (aumento de capacidad), medidores de este tipo.


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6.3.2 ESTRUCTURA TECNOLÓGICA Y OPERACIONAL NECESARIA PARA LA

IMPLEMENTACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES

Como ya se mencionó, la implementación de estas modificaciones no será efectiva sólo con

establecer nuevas disposiciones en el reglamento tarifario. La experiencia internacional ha

mostrado que para acceder efectivamente a los beneficios de una tarifación flexible se requiere

por una parte de una plataforma tecnológica habilitadora (enabling technologies) y por otra parte

una participación activa de los consumidores. De estos dos elementos, es posible acceder de

forma más simple y menos costosa a la segunda, mientras que la primera representa un salto

mucho más avanzado; el cual requerirá estudios, implementación de programas pilotos, desarrollo

tecnológico, etc.

6.3.2.1 INFORMACIÓN AL CLIENTE SOBRE GESTIÓN DE CONSUMO Y EFICIENCIA

ENERGÉTICA.

El paso inicial es comprender la necesidad de informar a los clientes de forma más precisa y

comprensible sobre su consumo de energía, así como iniciar campañas de educación que les

provean algunas herramientas de bajo costo que le permitan gestionar su consumo de forma más

adecuada. No existe utilidad real en implementar tarifas que requieran gestión de la demanda si

los consumidores no conocen la estructura de su tarifa, la forma de su consumo y las maneras de

gestionarlo. Así un paso inicial requerirá sincerar los costos por intermedio de la facturación

eléctrica. Deberán explicitarse todas las componentes del cobro que se realiza mes a mes,

detallando las diferentes componentes en la boleta (no sólo mencionándolas, sino que

describiéndolas de forma breve y comprensible para cualquier lector). Así mismo, la información

de las tarifas eléctricas deberá estar disponible de forma rápida, accesible y comprensible para los

clientes, debiendo describirse claramente la opción tarifaria actual elegida por el cliente.

Además deberá considerarse la adición de información educativa para los clientes, tanto en la

facturación mensual, como en sitios web de las compañías distribuidoras, que expliquen de forma

didáctica las tarifas y las medidas que los clientes pueden tomar para reducir su consumo y los

costos asociados.

6.3.2.2 MEDICIÓN AVANZADA Y MEDICIÓN INTELIGENTE

Respecto a la plataforma tecnológica, en el caso de tarifas tipo Time of Use tradicionales no es

necesaria la implementación de medidores inteligentes. Debido a que estas tarifas han existido

desde hace tiempo, existen medidores con registros diferenciados para distintos bloques del día

(típicamente tres), los cuales dependen de un contador o reloj. Estos medidores deben ser leídos


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manualmente y pueden ser reconfigurados con un dispositivo en forma local, de manera de poder

adaptar la medición a nuevas tarifas (y periodos de tiempo).

Así mismo, respecto a los costos de medidores, las diferencias de costos entre medidores más

avanzados con comunicación de dos vías y medidores electrónicos de acumulación no es tan

grande. De acuerdo a la experiencia observada en New Wales, Australia, la instalación de un

medidor de acumulación puede costar alrededor de 100 dólares, mientras que el costo de un

medidor inteligente incluida la instalación puede costar como mínimo 150 dólares, siendo esta

valor coherente con el observado en otros casos de estudio. El costo final dependerá de la

velocidad del cambio tecnológico y el diseño final de los medidores mismos, dependiendo cuan

masiva sea la instalación. Así es importante considerar la visión hacia el futuro de manera de no

realizar inversiones que puedan volverse obsoletas en poco tiempo138.

La instalación masiva de medidores inteligentes podrían permitir que los costos de los equipos y

las redes de comunicación fueran lo suficientemente bajos como para representar una alternativa

más costo efectiva que la implementación de tecnologías más antiguas y menos inteligentes. Es

relevante considerar además que los sistemas de medición sin comunicación están en declive y su

producción masiva será cada vez más escasa. La instalación de medidores de este tipo podría

además representar una barrera para futuros desarrollos en medición más avanzada, ya que

deberá recuperarse la inversión antes de poder reemplazarlos. Los medidores inteligentes pueden

ser utilizados también para este tipo de tarifas tradicionales, ya que al tener comunicación en dos

vías permiten una reconfiguración de temporizadores y registros de acuerdo al esquema tarifario

vigente. Si bien en el presente el costo de mantener una infraestructura de comunicación que

permita aprovechar las funcionales de un medidor inteligente puede no ser alcanzable, estos

costos debieran verse reducidos de forma importante en el futuro.

Para lograr esta masificación y estandarización de tecnología de medición inteligente, es necesario

establecer un consenso nacional respecto a la tecnología más adecuada a implementar de acuerdo

a las condiciones locales de cada distribuidora, pero considerando la necesidad de una instalación

masiva. Deberá generarse estudios y discusión que permita posteriormente establecer las bases

de licitaciones para la compra de medidores inteligentes, sistemas de comunicación, etc de forma

masiva y así acceder a mejores costos. Hoy en día, los pocos pilotos realizados en Chile han

mostrado que la infraestructura de medición solo renta en algunos casos de clientes, mientras que

para otros la instalación no es conveniente. Esta situación puede cambiar drásticamente de

realizar una instalación masiva y paulatina en los clientes del sistema de distribución.

Sin desmedro de lo anterior, es importante considerar la realidad Chilena, donde puede darse,

pese al nivel de masificación, que para algunos sectores de la población los costos de implementar

un medidor inteligente (arriendo de medidor, mantención plataforma de comunicación, etc.) sean

138

http://www.savepower.nsw.gov.au/Portals/0/docs/news/Media07121202.pdf



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aún altos en comparación al total de consumo mensual. Por esta razón es importante evaluar la

alternativa de instalar medidores menos avanzados para grupos de clientes de escasos

recursos/bajo nivel de consumo. En esta línea deberá priorizarse las funciones más relevantes para

la realidad chilena, siendo estas la lectura remota, la detección de hurto de electricidad y la

conexión/corte de suministro a los clientes, debido que es en estas áreas donde se encuentran los

mayores potenciales de beneficios a obtener en el mediano plazo para el país. Además, debieran

considerarse por el regulador modelos alternativos como el del operador de medidores, utilizado

por ejemplo en el Reino Unido.

6.3.2.3 INFRAESTRUCTURA Y TECNOLOGÍA DE COMUNICACIÓN

De querer implementarse tarifas flexibles con componentes dinámicas que varíen en el tiempo,

será necesario implementar una infraestructura de medición avanzada o medición inteligente. En

este sentido países como Australia, Inglaterra y estados como California e Illinois en Estados

Unidos, están proyectando instalar sistemas de medición inteligente a todos sus clientes en un

lapso de no más de 10 años. Para la implementación de esta infraestructura de medición

inteligente deberá seleccionarse una tecnología de medición, una tecnología y protocolos de

comunicación, tanto entre medidor y casa, como entre medidores y agregadores de información.

En este sentido, las alternativas que se muestran más prominentes, debido a su desarrollo y

reducción de costos por producción en masa, son la comunicación mediante protocolo ZigBee para

corta distancia (por ejemplo entre medidor y aparatos instalados en el hogar como display y otros)

y el uso de PLC o comunicación móvil (GSM y GPRS) para comunicación entre medidores,

concentradores y empresa.

En esta misma línea, será necesario evaluar la necesidad de informar de forma efectiva a los

clientes, mediante la implementación de sistemas de display y plataformas web, que

complementen los medios de información más rudimentarios que se mencionaron previamente

(facturación, etc.)- Estas tecnologías actuaran como habilitadores, facilitando y reduciendo el

costo para los clientes de gestionar su demanda (en recursos económicos, tiempo, etc.), por lo que

estos serán mucho mas elásticos en su consumo, siendo más efectiva la implementación de tarifas

flexibles.

Cada empresa de distribución deberá proponer una alternativa para la plataforma tecnológica

necesaria de acuerdo a su realidad y escala, buscando reducir el costo de sus usuarios, por lo que

una misma opción no siempre será la más óptima para cada caso. La educación a la población

deberá también una explicitación jugará un papel importante en lograr de los ahorros para la

población como posibles de generar como por ejemplo el desplazamiento de la operación de

lavavajillas, filtros de piscina y secadores de ropa. La gestión de estos consumos pueden llegará

reducir el pago de la electricidad anual en aproximadamente 160 dólares según la experiencia


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australiana (filtro de piscina 120 dólares, lavavajillas 30 dólares y secadores de ropa 12 dólares

aproximadamente).

139.

En la actualidad, la implementación de tecnologías inteligentes, tanto en el ámbito de la medición

como en otros aspectos como por ejemplo la autoconfiguración del sistema es escasa. Esto se

debe en parte a la falta de apoyo en la mitigación del riesgo tecnológico en la implementación de

estos dispositivos, generado por la falta de estandarización y masificación de las tecnologías. Por

esta razón es importante establecer instrumentos de apoyo, por vía concursable, al cual puedan

optar las distribuidoras con proyectos bien definidos y contextualizados a la realidad chilena. Sin

embargo, es importante notar que existen ámbitos donde las distribuidoras tienen incentivos por

sí mismas y no requieren de mayor apoyo como en el caso de la reducción del hurto de la

electricidad, donde las empresas mismas han estado dispuestas a invertir sin la necesidad de una

ayuda estatal.

6.3.2.4 DESARROLLO DE PROGRAMAS PILOTOS

En el ámbito de la medición inteligente y más aún, de las redes inteligentes o Smart Grids, es

importante que las empresas nacionales comiencen a desarrollar conocimiento sobre las distintas

tecnologías, desafíos y principales decisiones en las que deberán tomar partido en el futuro. En

estas estará tener una postura formada e ideas claras sobre distintos estándares de comunicación,

almacenamiento de datos, lectura inteligente, etc; conocer los diferentes aspectos de la

interoperabilidad entre diferentes componentes tecnológicos, etc. Sin embargo, para poder

establecer esta opinión formada se requiere de estudios y pilotos, los cuales típicamente tiene un

costo elevado y sólo se justifican si se desarrolla mucho conocimiento a partir de estos. Esto es

especialmente importante a la hora de tomar decisiones de masificación tecnológica, ya que no se

deben masificar tecnologías sin conocerlas y probarlas en la realidad donde se insertarán.

Para este fin, las empresas podrían concursar con la propuesta de pilotos, de manera poder incluir

los costos de estos programas en el cálculo del Valor Agregado de Distribución, debido a los

beneficios sociales que estos pilotos podrían conllevar. En este aspecto, el regulador deberá ser

cuidadoso, ya que algunas empresas podrán solicitar el financiamiento de pilotos muy costos que

agreguen muy poco valor, mientras que otros solicitaran pilotos mejor definidos, con metas claras

y costos más alcanzables. Si las distintas distribuidoras realizan propuestas independientes,

apoyadas por sus filiales internacionales, las universidades y centros locales, por empresas

privadas y proveedores tecnológicos, estas podrán competir tanto en características de sus pilotos

139




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como en el soporte que estos tengan, de manera de adjudicarse el financiamiento y así poder

concretarlos.

Si bien podrían licitarse pilotos específicos, el diseño de las bases y la definición del alcance de los

pilotos (términos de referencia), constituiría una tarea muy costosa e intensa en recursos para la

autoridad, por lo que esto debiera constituir más la excepción que la regla. Para materias que

están menos desarrolladas o con mayor desconocimiento tecnológico es importante que la misma

empresa estudie y desarrolle sus propuestas de pilotos de forma proactiva y en definitiva sea la

autoridad la que, a la luz de los resultados comprometidos y potenciales aportes de la propuesta,

incluyendo plazos, costos e impactos, defina que empresa y bajo qué condiciones se adjudica la

realización de estos pilotos. Esto requiere cambios legislativos que permitan incluir este tipo de

programas en el valor agregado de distribución.

Es importante destacar que esto no necesariamente debilitará los incentivos de las empresas a

trabajar de forma independiente en el desarrollo e implementación de tecnologías. El caso del

control del hurto de electricidad es un buen ejemplo, donde las empresas han tenido los

incentivos a reducir el hurto, ya que de esta forma mejoran sus ganancias. Por esta razón se han

embarcado por sí mismas en programas y pilotos buscando desarrollar e implementar las

tecnologías necesarias, sin la necesidad de esperar que la autoridad concurra con financiamiento

parcial de estas instalaciones.

6.4 POSIBLES MODIFICACIONES A LA REGLAMENTACIÓN ACTUAL DE TARIFAS

FLEXIBLES

En la sección 5.3.1 se presenta una descripción de la regulación actual sobre TFR. El decreto

N°385/2009 permite a las empresas distribuidoras diseñar y ofrecer opciones tarifarias diferentes

a las establecidas por este. Estas opciones son denominadas Tarifas Flexibles Reguladas (TFR) y su

diseño debe ser revisado y aprobado por la Comisión Nacional de Energía. Una vez aprobadas,

estas opciones pueden ser ofrecidas a los clientes regulados, los cuales pueden optar por ellas

libremente.

Una de las principales críticas a la legislación actual es la poca regulación a las tarifas flexibles. Si

bien existe un reglamento, éste es ambiguo no abarcando todos los temas relevantes y necesarios

para una correcta implementación de este tipo de tarifas. Además, la regulación no entrega

ningún incentivo al desarrollo de TFR por parte de las empresas distribuidoras, debido a esto la

única empresa que ha desarrollado una única tarifa flexible es Chilectra. Los temas que la

regulación no aborda o toca tangencialmente son:


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Elección de la tarifa de referencia: En la regulación actual la tarifa de referencia se

considera como la tarifa contratada previa a la TFR actual. Esta comparación no siempre

puede resultar beneficiosa para el cliente, ya que la tarifa de referencia puede ser una TFR

no conveniente. Se recomienda fijar la tarifa de referencia como la de menor facturación

dentro de las tarifas calculadas por el regulador aplicable al cliente, según su perfil de

consumo e infraestructura de medición. En su defecto, la tarifa de referencia puede ser

otra TFR aplicable al cliente que asegure una facturación mínima y que sea adecuada a su

perfil de consumo, debiendo ser esto explícitamente estipulado en el reglamento. Si bien

la implementación de esto puede parecer compleja, es posible utilizando tecnologías

habilitadoras (medidores inteligentes, dispalys, estructuras de telecomunicación, etc.) y

realizar estudios y análisis en conjunto con las empresas distribuidoras, quienes poseen

valiosa información del comportamiento de sus clientes.

Supresión de tarifas por parte del distribuidor: La regulación actual no hace referencia al

caso en que una empresa distribuidora decida eliminar una tarifa flexible. La supresión de

una tarifa puede producir inconvenientes o sobrecostos al cliente, ya que para adecuarse

al esquema de la tarifa, el cliente podría haber incurrido en costos adicionales. Para

adecuar el consumo eléctrico a una tarifa flexible específica, el cliente puede incurrir en

inversiones de dispositivos eléctricos más eficientes, temporizadores, entre otros. Esta

inversión es recuperada a través del ahorro en la facturación que proporciona la tarifa

flexible, por lo que al ser cancelada, se genera un perjuicio sobre el cliente. El reglamento

podrá permitir el cierre de una opción tarifaria flexible para clientes que deseen

contratarla, pero deberá estipular explícitamente que aquellos clientes que tuviera dicha

opción tarifaria, tendrán el derecho a mantenerla mientras deseen, no están habilitada la

distribuidora para modificar las condiciones de dicha tarifa (aunque si reajustarla, lo cual

deberá estar estipulado en el contrato de la tarifa).

Comparador de Tarifas Web: La regulación debe exigir el desarrollo de una herramienta

web que permita comparar la facturación mensual y anual bajo distintas tarifas flexibles

ofrecidas por el distribuidor, ingresando los datos específicos de consumo del cliente. Así,

los clientes tendrán toda la información para escoger su mejor tarifa de acuerdo a sus

perfiles de consumo, o cambiar su consumo para ahorrar costos de acuerdo a una tarifa

flexible específica.

Reajuste en los precios de Tarifas Flexibles: El decreto Nº 358/2009 no menciona la

posibilidad de reajuste en los cobros de tarifas flexibles. El cliente debe poder cambiar su

tarifa sin costo alguno ante un cambio en las condiciones de esta. Además, el regulador

debe velar para que estos reajustes no signifiquen un abuso por parte de la distribuidora y

estén bien justificados.


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Tarifas flexibles asociadas al inmueble o empalme y no al cliente: El reglamento vigente

no hace referencia a la radicación de la tarifa, debiendo clarificarse si la tarifa flexible esta

asociada al cliente o al inmueble en forma específica. En presencia de un mercado de

suministro minorista de electricidad competitivo (con la existencia del comercializador),

no existen problemas en asociar el suministro de electricidad a los clientes y no al

inmueble, debido a que las tareas de suministro se encuentran separadas a las de

distribución. Sin embargo, en el caso de Chile, el mercado del suministro minorista y de la

distribución se encuentran juntos. Por esta razón no es aconsejable asociar al cliente el

suministro, si no que asociarlo al inmueble. El dueño del inmueble será el responsable de

asumir los costos asociados al suministro y a las decisiones que se relacionen con este.

Uso de TFR en presencia de mediciones Netas (net Metering): En caso que la medición

neta represente un valor importante (generación local en presencia de congestión)

pueden proponerse tarifas especiales. La experiencia observada en la revisión

internacional muestra que para el caso de la medición neta, existen tarifas establecidas

por las empresas suministradoras en forma complementaria a las tarifas de consumo. Se

establecen tarifas específicas para valorizar la inyección desde pequeños medios de

generación distribuida y estas se aplican, ya sea como descuento en las facturas o como

un reembolso monetario en forma paralela a la aplicación de otras tarifas al consumo

eléctrico.

Contratación y migración de tarifas flexibles: El reglamento debiera considerar los

elementos que debieran pertenecer a la esencia del contrato como el nombre de la tarifa,

los componentes de la tarifa y sus costos, la duración, las obligaciones de paro por

potencia y los costos de término de contrato anticipado. En estos contratos deberán

exigirse también los títulos de dominio de los inmuebles o la autorización del dueño del

mismo según el caso. Estos contratos deberán tener una duración de 12 meses y de

renovación automática. Deberá además permitirse un cambio anticipado de tarifa al año

como mínimo, debiendo el cliente cumplir con los compromisos de potencia que haya

adquirido al firmar el contrato, no debiendo presentar costos adicionales para el cliente

este cambio más allá del pago de la potencia comprometida y la infraestructura necesaria

para hacer aplicable la tarifa nueva elegida por el cliente. Así mismo, un cliente podrá

estar facultado de terminar anticipadamente un contrato debiendo cumplir con las

exigencias de potencia mencionadas anteriormente.

Por otra parte, la empresa no podrá eliminar una opción tarifaria para clientes que ya la

tengan contratada, pudiendo solo cerrar esta opción para nuevos clientes. En caso de

querer modificar el valor de una tarifa, la empresa deberá notificar previamente al cliente

de dicho cambio, debiendo permitir al cliente un cambio de tarifa a costo cero, incluso si

esto se realiza antes del periodo de término de vigencia del contrato. Estos reajustes

deberán ser informados y justificados ante la SEC, para evitar perjuicios para los clientes.


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6.4.1 INCENTIVOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES

Basándose en la experiencia internacional sobre incentivos para la implementación de tarifas

flexibles expuesta en la sección 4.4.2.2. Con este tipo de tarifas se busca reducir el consumo

eléctrico a través de una mayor eficiencia energética, gestión de la demanda, entre otros. Además

se pretende abatir emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Por otro lado, el ingreso

regulado de las distribuidoras está muy relacionado con la cantidad de energía que venden, no

teniendo ningún incentivo en promover el ahorro eléctrico ya que mientras más energía se

consuma mayores son sus ingresos, yendo esto en contra de la idea que se tiene de una

distribuidora como un intermediario neutral entre el generador y el consumidor final.

Es por esto que la legislación debe ser modificada para propiciar un desacople entre los ingresos

de las distribuidoras y las ventas de energía. Una forma de lograrlo es exigir metas de ahorro

energético o abatimiento de emisiones a las empresas distribuidores, entregando premios si las

metas son superadas o multas si es que los resultados totales están por debajo de las metas

impuestas. El caso de California es un claro ejemplo en esta materia, ya que en este estado las

distribuidoras tienen una tasa de retorno dada dependiendo del nivel de cumplimiento de metas

de eficiencia energética que logren cada año.

6.5 TARIFICACIÓN PARA NETMETERING

La tarificación en un esquema de medición neta debe tener como objetivo la remuneración justa

de la generación local que opere con medición neta, la coherencia de la estructura de costos, la

factibilidad técnica y costo-efectiva de implementar dicho sistema de tarificación y por último la

compatibilidad con los usuarios (diseño simple).

De esta forma, ya se utilice un esquema de medición bidireccional neta o unidireccional deberán

reconocerse dos cantidades de energía valorizable: La energía generada que se consume

localmente y la energía generada como excedente que es inyectada a la red.

Respecto a la energía generada y consumida localmente, esta se traduce en reducciones al

consumo viéndose directamente reflejado en una reducción de la facturación mensual. Esto

implica que esta energía será valorizada siempre a la tarifa eléctrica a la cual se valoriza cada

unidad de energía para el cliente que posee estos sistemas instalados. De esta forma, para clientes

residenciales, la energía consumida localmente se valorizara típicamente a tarifa BT1.a. Sin

embargo, esta valorización deberá solo utilizarse en el caso de la energía consumida localmente,

debido a que, en general como en el caso de la tarifa BT1.a, la tarifa eléctrica completa considera

otras componentes normalmente asociada a los costos de operación y expansión del sistema. De

utilizarse la tarifa integra en su valor para valorizar las inyecciones realizadas a la red por un


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sistema de medición neta estaría generándose un potencial daño a los intereses de la empresa

distribuidora y a la larga esto podría traducirse en un aumento de las tarifas eléctricas debido a la

necesidad de corregir la incoherencia del sistema tarifario con la estructura de costos de la

empresa de distribución.

Así, las inyecciones deberán valorizarse al “costo evadido” para la distribuidora debido a la menor

compra de electricidad por efecto de las inyecciones locales. Para el caso chileno, este costo

evadido corresponde al precio nudo promedio a nivel de distribución para la energía,

considerando las pérdidas evitadas debido a la generación local. Sin embargo, incluso este precio

requiere de ajustes de manera de mantener la coherencia y no remunerar en el pago de

inyecciones locales componentes injustificadas, vale decir, pago por inversión y operación de

redes de transporte.

En el caso chileno, el precio de nudo de energía y potencia (PNE y PNP) contiene en su cálculo una

componente por sub-transmisión orientada a cubrir los costos de inversión y operación de estas

redes pertenecientes al sistema de transmisión (VASTxE y VASTxP). Esto puede apreciarse en la


Luego estos precios de nudo son utilizados para calcular los precios de nudo a nivel de distribución

(Pe y Pp). Esto puede apreciarse en la siguiente ecuación:

De utilizarse los precios de nudo Pe y Pp para valorizar las inyecciones de Net Metering, los

clientes recibirían un pago por instalaciones de sub-transmisión que no poseen y un servicio que

no están prestando a las empresas de distribución, generándose un perjuicio para estas últimas.

De esta forma, la tarifa utilizada deberá eliminar la componente de sub-transmisión en el cálculo

antes de ser utilizada para la valorización de las inyecciones locales.

Sin ir en desmedro de lo anterior, el estado podrá establecer paquetes de incentivos adicionales y

específicos por tecnología, ya sea dirigido a la inversión como a la operación de medios de

generación distribuida, típicamente renovables. De esta forma la medición neta debe

conceptualizarse como un esquema habilitador más que incentivador, el cual deberá ser neutral y


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consistente con la estructura de costos y deberá permitir la adición de incentivos adicionales, de

manera que la tarifa utilizada sea transparente y no distorsione el sistema tarifario existente,

evitándose en la gran medida, la ocurrencia de subsidios cruzados.


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7 CONCLUSIONES

Durante las últimas décadas se ha observado un renovado interés por examinar la estructura

tarifaria de los clientes, con la expectativa de lograr el desarrollo de tarifas que agreguen más

valor a los clientes y reflejen más fielmente su estructura de costos de suministro. Esto

teóricamente permitiría un uso más eficiente de la electricidad y de sus demandas sobre la

infraestructura, además de traspasar parte de las eficiencias ganadas a los clientes finales.

Los desarrollos tecnológicos y caídas en los costos de medición, comunicaciones y gestión han

hecho posible alcanzar a los clientes masivos con medidores multitarifas e incluso con medidores

inteligentes. Estos han permitido testear e implementar tarifas muy flexibles, que reflejan las

condiciones de oferta y demanda de corto plazo del sistema, transmitiendo señales de escases

relativa a los clientes y, en los casos más extremos, hacer de estos un recurso más para equilibrar

la oferta con la demanda.

7.1 DESARROLLO EN TARIFICACIÓN FLEXIBLE EN EL MUNDO

La experiencia internacional muestra un desarrollo importante en materia de tarificación flexible y

medición inteligente, dos conceptos muy ligados en el último tiempo, debido a las facilidades que

brindaría un sistema de medición avanzado a la implementación de un esquema de tarificación

flexible.

En los casos revisados, en general, se observa que la tarifa en mayor uso entre las opciones

flexibles era la tarifa tipo Time-of-Use (TOU), tanto en su versión más tradicional con valores fijos

de la energía por bloque entre invierno y verano, como en versiones más dinámicas, donde el

valor de la electricidad en los bloques horarios puede cambiar en el tiempo. En algunos casos

como Francia, esta tarifa existe desde el año 1965, seguido de pilotos implementados en Estados

Unidos desde los años 70 y siendo hoy en día una alternativa siempre presente en la casi todos los

pliegos tarifarios norte americanos. Sin embargo, es importante destacar que la implementación

de esta tarifa es beneficiosa para aquellos clientes con una flexibilidad suficiente para responder,

típicamente clientes de un mayor consumo y/o que tienen instalada infraestructura gestionable

(piscinas, aire acondicionados, calefactores eléctricos, etc.), pues los beneficios deben superar al

mayor costo del medición. Cabe notar que implementar medición ToU tiene costos menores que

medición inteligente, ya que se hace uso de una tecnología ampliamente usada en el mundo y se

requiere una menor infraestructura para el manejo de los datos (comunicación, registros, etc.).

Estas conclusiones y el desarrollo conceptual en materia de tarificación flexible han sido producto

de una larga discusión llevada a cabo por varias décadas en el mundo desarrollado. La misma


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discusión se tiende a repetir esta década con la irrupción de la medición inteligente, pero

agregando la posibilidad de cambios de tarifa de alta frecuencia. La discusión sobre el beneficio

de implementar tarifas flexibles como la tarifa TOU se ha desarrollado desde la décadas de los ‘70,

intentando entender si la implementación de estas tarifas genera un beneficio (Welfare) positivo,

así como estimar los cambios en la demanda y el cálculo de su elasticidad. Cabe recalcar que se

debe observar el beneficio social y no sólo el ahorro de costos.

En general los estudios que se desarrollaron durante la década de los ’70 y ’80 concluyeron que,

para la mayoría de los clientes, la implementación de tarifas flexibles era beneficiosa, ya sean

estas tarifas “medianamente flexibles” como tarifas tipo Peak Load Pricing (PLP) / TOU tradicional

o tarifas un poco más elaboradas y cercanas a los precios en tiempo real (Electricitè de France). La

posición de los reguladores fue variando en el tiempo, pasando de una intensión de implementar

tarifas TOU en forma mandatoria a todos los clientes en los 70’s a la posición actual, donde se

exigió a las distribuidoras la implementación de estas tarifas en su pliego tarifario, pero dejando su

elección opcional por parte del cliente.

7.1.1 ¿QUÉ PASA EN CHILE EN MATERIA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE?

La mayoría de los estudios internacionales antes mencionados comparaban tarifas del tipo ToU

con tarifa fija, encontrando beneficios positivos. Sin embargo, no fue posible encontrar estudios

comparando de buena forma sistemas ToU versus tarifas Peak Load Pricing como el chileno, donde

el componente de energía está muy estabilizado y a veces no refleja las condiciones de escases

relativa de corto y mediando plazo de la energía. El sistema chileno entrega una buena señal en el

largo plazo ya que incluye en su tarificación señales relacionadas al uso de la capacidad crítica. Sin

embargo, condiciones de corto plazo, mas relacionadas al costo de suministro de electricidad, no

están adecuadamente reflejadas. Así, el sistema de tarificación chileno ya captura gran parte de

(pero no todas) las eficiencias que los antiguos estudios de ToU presentaban.

Desde el punto de vista teórico, sin embargo, un sistema ToU tradicional de dos bloques podría ser

similar a uno de Peak Load Pricing, si en este último se transmite el costo de energía mas

contingente y se redefinen los bloques correcta y más frecuentemente, por ejemplo actualizando

los precios de cada bloque horario de forma diaria, semanal, etc. Esto no ocurre en Chile, pues las

definiciones legales de las tarifas no apuntan en la línea del ToU, sino del PLP en su versión

conceptual más simple. Los costos de medición son muy similares en ambos casos. Un sistema

ToU de tres bloques, como se usa desde hace décadas en varios países mas desarrollados, ofrece

mayores grados de libertad que el actual chileno y merece mayor atención, al menos para clientes

con consumos mayores a 1.000 KWh o 2.000 kWh al año o clientes un poco menores pero con

capacidades especiales de gestión.


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La piedra de tope para la implementación masiva medición inteligente en Chile es el costo del

medidor e infraestructura asociada, puesto que a clientes con consumo bajo, como lo son 100, 200

o 300 kWh anuales, que pagan pocos miles de pesos al mes, es difícil generar ahorros suficientes

que puedan compensar el aumento de costo de medición y pasar de un medidor de $500

mensuales a otro de $1.500 o $2.500.-

Cabe notar que en Chile muchos consumidores un poco mas grande ya tienen instalada (y pagan

por) una infraestructura de medición subutilizada140 (como clientes con medidores trifásicos sobre

los 25 kW y clientes de mayor envergadura de nivel industrial o comercial). Con costos similares a

los que se les cobra la medición y registro de potencia y energía, se les podría aplicar una tarifa

ToU tradicional y con costo levemente mayor, se les podría entregar medición inteligente y

concretar algunos de sus beneficios. Muchos clientes grandes tienen infraestructura de medición

inteligente, pero se utiliza sólo para facturación y no es realmente explotada por el cliente o por la

empresa. Por falta de información, de incentivos, de las tarifas respectivas, los clientes participan

poco de las condiciones de suministro del sistema. Finalmente, cabe notar que varios clientes

más grandes que los residenciales menores (fábricas, oficinas, industrias pequeñas, comercio, etc.)

además no entiende bien sus cuentas y pagan de más por su opción tarifaria sub-óptima.

7.1.2 ¿QUÉ PASA EN EL MUNDO EN MATERIA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE?

En Estados Unidos los casos revisados muestran diversas experiencias en tarificación flexible. Por

una parte, los estados de California y Wisconsin presentan la experiencia de un sector de

distribución eléctrica eminentemente privado, ligado a las tareas de suministro y comercialización

de la electricidad. Las empresas presentan un nutrido pliego tarifario con múltiples opciones

orientadas a diferentes tipos de clientes. Si bien estas opciones son mayoritariamente diseñadas

por las distribuidoras, están deben ser aprobadas, modificadas y fijadas por el regulador, en este

caso las Public Utility Comission (PUC) o Public Service Comission (PSC). Pese a esto, pueden existir

casos en que el regulador exija la implementación de una tarifa específica, como la tarifa Time- of

– Use o Peak Load Pricing para alguno grupo de clientes en específico o incluso para todos los

clientes.

En California y Wisconsin, dos de los casos ampliamente revisados, las principales tarifas se

pueden agrupar en tarifas por bloque, tarifas por temporada, tarifas time of use, tarifas para

140

El término subutilizado se refiere a que los medidores usados en estos casos son medidores de energía y potencia electrónicos sofisticados, con capacidades de medición que exceden las necesarias para medir demanda y consumo para realizar el cobro según el sistema tarifario vigente en Chile. Estos medidores son utilizados debido a que son las soluciones que están disponibles hoy en día en el mercado y por costos y complejidad electrónica similar, sería posible tener implementados medidores TOU. Pensar que hace 10 o 15 años los medidores utilizados eran mucho menos sofisticados y se realizaban los mismos tipos de medida que hoy en día se hacen, tarificando el consumo y demanda de la misma forma.


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generación distribuida y tarifas tipo peak load pricing. Además existen programas de Real Time

Pricing y Critical Peak Pricing principalmente concentrados en clientes de mayor tamaño

(comerciales e industriales).

En Europa, la experiencia inglesa y española fueron especialmente revisadas, además de estudiar

algunos elementos del esquema tarifario austriaco. Inglaterra tiene un mercado eléctrico

segmentado y liberalizado en el sector de la comercialización. Aquí, el regulador no fija ni define

tarifas, restringiéndose a monitorear el mercado y aplicar fuertísimas multas a quienes incumplen

con la normativa o violan la libre competencia. Un punto importante de mencionar es la existencia

de herramientas de comparación online para el uso de los clientes, las cuales les asisten a la hora

de determinar la mejor opción de suministro para sus hogares. El caso español es similar aunque

menos desarrollado desde el punto de vista de la liberalización. Si bien existe el sector de la

comercialización, el regulador no ha cesado en sus funciones de regulación y fijación de tarifas,

existiendo aún una tarifa regulada para clientes residenciales llamada Tarifa de Último Recurso

(TUR).

En todo este proceso, el regulador ha jugado un papel fundamental, debiendo ser quien diseña los

marcos regulatorios adecuados para permitir la proliferación de estas tarifas y quien debe velar

por que las tarifas sean implementadas de forma correcta. Además, el regulador ha sido el

encargado de monitorear el mercado y estimar los efectos que estas tarifas han generado en la

forma que consumen electricidad las personas. Así su rol no es sólo de aprobación de opciones

tarifarias, si no que juega un rol activo en el diseño de un sector de distribución/comercialización

de electricidad saludable y alineado con las políticas de desarrollo energético del país.

7.2 MEDICIÓN INTELIGENTE Y PROGRAMAS PILOTOS DE TARIFAS INTELIGENTES

Por otra parte, muy de la mano con el avance en programas de tarificación flexible, pilotos de

tarificación mas dinámica (que entregan señales mas cercanas al mercado spot), eficiencia

energética y gestión de la demanda, se han ido desarrollando con el avance en materia de

medición inteligente. Actualmente países como Italia, Estados Unidos, Francia, España y Australia,

entre otros, se encuentran en el proceso de implementación de programas de medición

inteligente a gran escala, estableciendo alianzas estratégicas con socios tecnológicos que les

permitan establecer estándares, para así acceder a mejores precios y nivel de compatibilidad entre

las instalaciones.

Un punto focal en materia de medición inteligente, es la infraestructura y protocolos de

comunicación involucrados en las funciones de un medidor inteligente. En Estados Unidos la

tendencia es al uso de la radio frecuencia en conjunto a tecnología de comunicación celular

(GSM/GPRS), mientras que en Europa se perfila el uso del Power Line Carrier (PLC) en conjunto a


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tecnología GPRS. Para Estados Unidos, el PLC parece ser más costoso que la radio frecuencia

debido a una menor densidad poblacional que para el caso europeo. Además, en el ámbito de la

comunicación entre el medidor y el hogar (más necesaria para las futuras redes inteligentes) existe

aún discrepancia de acuerdo a los estándares que se adoptarán, siendo el ZigBee uno de los

protocolos que se perfila de manera importante, aunque existen otras aproximaciones como el

uso del WiFi.

En el caso Europeo; Italia, Reino Unido, Francia y España lideran el avance en esta materia. Italia

comenzó a instalar medidores inteligentes para servir a 32 millones de cliente hace ya 10 años

atrás, mucho antes de que el concepto “red inteligente” cobrara sentido en el resto del mundo.

ENEL corresponde a la distribuidora más grande de Italia y desde el año 2000 lleva implementando

su programa Telegestore. Los medidores instalados en el programa Telegestore son capaces de

importar y exportar mediciones de potencia activa y reactiva, permitir lectura remota, proveer

perfiles de carga para la información importada y exportada, proveer funciones de registro tipo

TOU y “time – of – year” o estacional, permitir conexión y desconexión remota, incluyendo control

de carga, detectar robos de electricidad, realizar diagnósticos en la red cercana y ayudar a la

gestión de la demanda.

7.2.1 ¿QUÉ PASA EN CHILE EN EL CAMPO DE LA MEDICIÓN INTELIGENTE?

En países como Chile el enfoque e interés en tecnología de medición inteligente es diferente que

para el mundo desarrollado. Aquí el esfuerzo se encuentra dirigido a una reducción de costos

operativos (tele – medición, corte y reposición automática) y la reducción del nivel de hurto de

electricidad en las redes, a diferencia de países como Estados Unidos donde el enfoque es más del

estilo “Smart Grid”, pues las empresas ven remuneradas sus inversiones si convencen a la

comisión estatal (PUC o PSC).

Dado el bajo consumo de los hogares y el bajo costo de la medición pedestre, la medición

inteligente no se autofinancia para todos los clientes residenciales de bajo consumo. Sin embargo,

las empresas están concretando inversiones en tecnologías de control de hurto para muchos

clientes de bajo consumo, lo que podría sugerir en el futuro desarrollar una medición inteligente

latinoamericana, que agrega valor a las empresas mediante el control de hurto y por lo tanto es

más fácil de viabilizar y desarrollar masivamente. Además, para potenciar el eventual desarrollo

de esta tecnología es necesaria la estandarización de protocolos e infraestructura de medición, de

manera de poder (en el futuro) organizar grandes licitaciones conjuntas entre empresas

distribuidoras y comprar un gran número de medidores para abastecer todo el país. Para licitar es

fundamental establecer claramente las funcionalidades, los protocolos, características, etc. Por lo

que el desarrollo en medición inteligente se transforma en un objetivo de política pública de más


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largo plazo y las empresas deben ir familiarizando con estas tecnologías y sus beneficios y costos,

para lo cual se requieren algunos pilotos.

En Chile actualmente existe un piloto denominado “Smart City” (Chilectra), el cual consiste en un

piloto de medición inteligente ubicado en la Ciudad Empresarial – Huechuraba. El piloto esta

principalmente orientado consumidores residenciales de tres tipos, a edificios residenciales,

condominios de casas y sectores de bajos ingresos. Los equipos utilizados corresponden a

medidores de cuatro cuadrantes con memoria y comunicación en dos direcciones vía PLC banda

angosta. La información es recolectada en concentradores que luego envían la información vía

GPRS hacia las empresas distribuidoras.

7.3 MARCO TEÓRICO Y ORIGEN DEL CONCEPTO DE TARIFA FLEXIBLE

Las primeras intervenciones de la teoría del Peak Load Pricing comenzaron con los aportes de

Boiteux (1949, 1951) y Steiner (1957). El análisis económico del problema Peak Load Pricing revela

los precios eficientes de electricidad en un escenario de oferta monopólica bajo la existencia de

condiciones variables de demanda, con dos niveles de demanda, baja y alta. Las condiciones de

optimalidad se presentan por simplicidad para un suministro monopólico, aunque conclusiones

similares pueden obtenerse bajo diversos supuestos. Considerando la expansión del parque

generador, se demuestra que en escenarios donde la capacidad de generación del sistema

eléctrico se ve exigida, es necesario cobrar a los clientes el costo de producir la energía más el

costo de desarrollo de la infraestructura eléctrica (capacidad instalada de las plantas de

generación y otras instalaciones para suministrar a los clientes). De esta forma, los clientes que

presionan la capacidad del sistema remuneran el costo marginal de largo plazo del sistema

completo y se incentiva la inversión en el sistema para asegurar el suministro eléctrico futuro.

En esta conclusión, sin embargo, es importante considerar el costo de la energía en el esquema de

Peak Load Pricing clásico. En países desarrollados la expansión del parque generador es reducida

por lo que el costo de operación es más importante que el costo de inversión. Por otra parte, en

países en desarrollo como Chile, el costo de inversión tiene un rol más preponderante debido a las

altas tasas de crecimiento de la demanda e infraestructura asociada. Por este motivo la

tarificación en peak load pricing tuvo gran relevancia durante la reforma del sistema eléctrico

Chileno. Por otra parte, en Estados Unidos, a mediados de siglo XX, la tarificación eléctrica se

realizaba principalmente mediante tarifas planas. Esto llevo a un alza importante en las tarifas

eléctricas, lo cual hizo replantearse el modelo tarifario y explorar opciones como la tarifa Time of

Use, la cual busca exponer al cliente a una estructura de precios que refleje los cambios de costos

de suministro del sistema. Esto hizo que se buscara incansablemente responder la pregunta de

cuál y cuanto era el beneficio de implementar esquemas de tarificación flexible respecto a un

escenario de tarifa fija.


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En este sentido, si se compara una tarifa plana con una TOU y el cliente modifica su perfil de

consumo, éste puede recibir beneficios tanto en el periodo punta como valle. Existen beneficios

económicos al cambiar de una tarifa plana a una con precios que varían en el tiempo, estas últimas

proveen una mejor conexión entre los precios del mercado mayorista y los consumidores finales,

entregando una señal de precio eficiente al consumidor. Los beneficios potenciales ocurren

cuando el consumidor modifica su consumo en respuesta a los precios variantes en el tiempo. Si el

consumidor no modifica su consumo ante una tarifa TOU, lo ahorrado en el periodo valle

compensará (a groso modo) el sobrecosto en horario punta. Sin embargo, estudios revelan que

existe una porción de clientes dispuestos a modificar su consumo y los cuales, pese a los cambios

de conducta requeridos por la tarifa, obtienen un beneficio (Welfare) mayor que para el caso

previo a la implementación de la tarifa TOU141.

Sin embargo, pese a los beneficios que pueden prestar estas tarifas, es importante considerar que

estos programas no deben idearse para ser implementados a todos los clientes de forma

indiscriminada. Algunos grupos de clientes con una demanda particularmente inelástica se verán

muy poco beneficiado o incluso perjudicados, viéndose la implementación de un programa de

tarifas flexibles traducida en un traspaso de riqueza del cliente hacia la empresa y no en una

mejora de bienestar para estos clientes. La educación de la población es una materia fundamental

para el éxito de una política de este tipo.

7.4 BENEFICIOS E INCENTIVOS DE LA TARIFICACIÓN FLEXIBLE

Los incentivos a la implementación de tarifas flexibles deben ser considerados de querer

implementarse políticas tarifarias de este tipo, debiendo el regulador adoptar una política pública

respecto a esta materia. En Estados Unidos, en los estados revisados, las políticas de desacople de

los ingresos, en vigor desde hace ya varias décadas, han permitido sentar una base para el

desarrollo de las tarifas flexibles, siendo el rol del regulador fundamental en esta materia. Así, las

ventas se encuentran desacopladas de los ingresos que las empresas de distribución perciben. De

esta forma no existen desincentivos a la implementación de tarifas que desplacen o reduzcan el

consumo energético de los clientes. Bajo estos esquemas, las distribuidoras declaran por una

parte sus costos de inversión, operación y mantenimiento de sus redes e instalaciones, y por otra

sus costos por concepto de compra/generación de energía. Esto se realiza en procesos separados,

141

La forma en que modifique su consumo será dependiente de la elasticidad – precio del cliente. Así existen demandas de energía que no se verán modificadas a menos que la señal de precio sea muy agresiva, sometiendo a estos clientes a un gran sobrecosto. El ideal de estas tarifas es que sea aplicada a quienes tengan la suficiente disposición a cambiar su perfil de consumo, pero que no lo modifican, dado que no existe el incentivo para hacerlo y no a implementarse de forma masiva. Es por esto que en los lugares donde se ha implementado la tarifa TOU, esta siempre es de naturaleza opcional para los clientes, existiendo la tarifa plana como opción por defecto.


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junto a una proyección de las ventas esperadas para el periodo. Sobre los costos asociados a la

infraestructura de las redes, el regulador establece un retorno a las inversiones justo y adecuado,

el cual es incorporado a las tarifas eléctricas. Luego de acuerdo a las ventas reales, los ingresos de

las distribuidoras son revisados. De existir un excedente por sobre el retorno a las inversiones

esperadas, este excedente es devuelto a los consumidores, mientras que si existe un déficit, este

deberá ser cubierto por los mismos. Finalmente, los costos incurridos por las empresas en

programas de eficiencia energética y similar son declarados en procesos independientes, siendo

estos costos remunerados a la empresa.

En este sentido, en el caso de Chile, existe un largo camino por recorrer, debido a que los

incentivos adecuados no existen en el sistema regulatorio vigente. No existe un desacople de los

ingresos con las ventas de energía y escasos incentivos a la implementación de tarifas flexibles y

programas de medición inteligente, estando estos contenidos principalmente en la búsqueda de la

ventaja comparativa en el creciente mercado de la eficiencia energética y en el uso de medición

inteligente o medición remota en condiciones especial para grandes clientes o clientes

residenciales con altos niveles de hurto. Una posible medida para mitigar este problema es

directamente solicitar a las empresas que propongan algunas tarifas flexibles y evalúen sus

beneficios y costos, o en caso contrario ampliar el pliego tarifario, previa revisión de la

conveniencia de la tarifa respectiva.

7.5 DESARROLLO DE TARIFAS FLEXIBLES EN CHILE

Debido a la existencia de contratos de suministro entre las distribuidoras y los generadores, las

primeras no están expuestas directamente a la tarificación marginalista bajo el cual opera el

sistema chileno. Si bien el precio de nudo a nivel de distribución recoge los efectos de las posibles

condiciones de operación a las que se someterá el sistema chileno en el futuro, esto representa

diversas condiciones esperadas y agrupa el efecto de todas en forma conjunta como un valor

medio. Así mismo, el pago de las inversiones de las empresas de distribución, se encuentra

regulado y si bien la intención es asegurar un porcentaje de ganancia fijo para las empresas, en la

práctica se genera la condición donde a mayores ventas de electricidad, mayores ingresos se

generan para las empresas, debido a que la fijación de la tarificación no es constantemente

revisada y actualizada según las nuevas condiciones de operación a las cuales se va enfrentando el

sistema.

Por esta razón es muy importante considerar que para que sea posible acceder a los beneficios de

una tarificación flexible es necesario primero revisar las condiciones regulatorias y el mercado

existente, para luego establecer las condiciones necesarias para que los actores del mercado,

empresas de distribución y clientes finales, puedan beneficiarse adecuadamente de la


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implementación de opciones tarifarias más flexibles y dinámicas, que reflejen las condiciones de

operación del sistema en el corto y largo plazo.

Si bien, la estructura de contratos puede estar configurada para no exponer a la distribuidora y por

tanto a los clientes a variaciones de precio importantes, no necesariamente esta configuración es

eficiente en términos económicos. La operación del sistema de generación – transporte de

electricidad es independiente de la estructura de contratos, por lo que es importante no perder de

vista que independiente de la existencia de contratos o arreglos financieros que existan, una tarifa

que se relacione con las condiciones de operación en el corto plazo representa la solución

eficiente en términos económicos para el sistema.

Además, probablemente en el futuro será necesario impulsar el desarrollo de una infraestructura

tecnología habilitadora que incluya medición remota, sistemas de comunicación y otras medidas

tendientes al concepto de “red inteligente” de manera que la implementación de tarifas flexibles y

su aprovechamiento sea costo efectivo. Sin embargo, esta plataforma tecnología debe ser

desarrollada de acuerdo a las necesidades que el país requiere de ella. Así el concepto de medición

inteligente debe Chilenizarse, considerando de manera prioritaria elementos como la reducción de

hurto y la acción remota mediante los medidores.

7.6 PRINCIPALES PROBLEMAS Y PROPUESTAS PARA EL SISTEMA TARIFARIO

CHILENO

Los dos principales problemas que enfrentan el pliego tarifario regulado actual es la falta de

diversidad tarifaria con opciones adaptadas a diversos perfiles de clientes que ofrezcan beneficios

reales para estos, y la ausencia de una componente en la tarifa que refleje realmente condiciones

de corto plazo en la operación del sistema (en un plazo menor al establecido en el cálculo del

precio de nudo). Las opciones tarifarias ofrecidas actualmente en el pliego tarifario chileno, si bien

representan opciones tarifarias distintas, en la práctica reflejan una estructura similar, peak load

pricing medido o estimado y contratado, y no constituyen opciones especificas de las cuales

ciertos grupos puedan beneficiarse a la vez que el sistema también se beneficia.

Así, se requiere estudiar en conjunto a las empresas distribuidoras, diversos perfiles de consumo

de clientes e incluir esta información de manera de modificar las tarifas existentes y/o agregar

nuevas opciones que estén dirigidas a grupos de clientes importantes.

En este sentido y basándose en la experiencia internacional, una sugerencia coherente a realizar

es la obligación a ofrecer tarifas Time of Use para las empresas distribuidoras, ya sea por

imposición y diseño del regulador, como por iniciativa propia de las mismas distribuidoras.

Además, dados los costos actuales de los medidores, la instalación de medidores TOU, ya sean

estos tradicionales o más avanzados debiera ser parte de una política de desarrollo, debiendo


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instalarse este tipo de medidores para nuevos clientes, clientes que requieran aumento de

capacidad y clientes de gran envergadura, de manera de aprovechar las economías de escala de

estos medidores (de masificarse el costo de estos medidores se vería muy reducido).

Sin embargo, para lograr esto, no es necesaria la implementación de medidores inteligentes.

Debido a que estas tarifas han existido desde hace tiempo, existen medidores con registros

diferenciados para distintos bloques del día (típicamente tres), los cuales dependen de un

contador o reloj. Estos medidores deben ser leídos manualmente y pueden ser reconfigurados con

un dispositivo en forma local, de manera de poder adaptar la medición a nuevas tarifas (y periodos

de tiempo). La instalación masiva de medidores avanzados y/o inteligentes podría permitir que los

costos de los equipos y las redes de comunicación fueran lo suficientemente bajos como para

representar una alternativa más costoefectiva que la implementación de tecnologías más antiguas

y menos inteligentes.

Para lograr esta masificación y estandarización de tecnología de medición inteligente en el futuro,

es necesario establecer un consenso nacional respecto a la tecnología más adecuada a

implementar de acuerdo a las condiciones locales de cada distribuidora, pero considerando la

necesidad de una instalación masiva. En el futuro deberán generarse estudios y una discusión que

permita posteriormente, por ejemplo, establecer las bases de licitaciones para la compra de

medidores inteligentes, sistemas de comunicación, etc. de forma masiva y así acceder a mejores

costos.Además sería interesante estudiar la implementación de un operador de medidores.


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8 LISTA DE TÉRMINOS RELEVANTES

Capped Tariff: Tarifas eléctricas de valor fijo o congelados.

Critical Peak Pricing (CPP): Tarifa que cobra valores altos por la electricidad en los horarios de

punta de determinados días del año, los cuales corresponden a eventos de punta crítica. Esta

tarifa, está orientada a desincentivar el uso de electricidad durante estos eventos críticos.

Costo evitado (avoided cost): Costo en el que se evita incurrir al no consumir electricidad desde la

red eléctrica (Por ejemplo al utilizar generación local).

Dynamic Peak Pricing and Real Time Pricing: Tarifa que posee valores que cambian de forma

horaria. Una señal de precio es provista a los consumidores, reflejando el costo de generación de

la electricidad.

ENEL: Acrónimo de Ente Nazionale per l'EnergíaeLettrica, la mayor empresa italiana del sector

energético.

Peak Load Pricing (PLP): Tarifa que considera las condiciones de operación del sistema, mostrando

precios altos en las horas de mayor utilización del sistema eléctrico, en base a los costos

marginales del sistema.

Peak Time Rebate (PTR): Tarifa que permite el reembolso a los clientes que demuestran una

reducción de consumo durante eventos críticos de punta del sistema.

Planes de tasa fija: Planes de tarifas que permiten fijar el precio de la electricidad. Esta tarifa

protege al consumidor de alzas en los precios de la energía, pero también produce pérdidas

económicas cuando las tarifas bajan.

Planes de tasa variable: Planes de tarifas que permiten cambios de precios de la electricidad

mensualmente. Si bien, no se puede fijar un precio bajo, si repentinamente bajan los precios, esto

se apreciará en la próxima factura eléctrica del consumidor. Lo mismo ocurre en el caso que suban

los precios de la energía.

Tarifa bono social: Tarifa eléctrica congelada a valores existentes, previo a la reforma de

flexibilidad tarifaria realizada en España. Orientada a clientes de escasos recursos.

Tarifa de último recurso (TUR): Tarifa de electricidad regulada, establecida por el ministerio de

Industrias, Turismo y Comercio español, correspondiente a una tarifa monómica de referencia, la

cual debe ser ofrecida por todas las comercializadores de electricidad minorista españolas que

sean administradas por empresas de distribución eléctrica.


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Tarifas de prepago: Tarifa que permite pagar una cuota fija por adelantado de electricidad, sin

chequeos de crédito, depósitos o identificaciones requeridas.

Tarifas indexadas: Tarifas en las cuales el precio de la tarifa depende del valor de algún factor en

el mercado energético, la fórmula para el cálculo del precio del kWh se publica previamente. A

menudo estos planes son indexados al gas natural.

Tarifa Verde: Tarifa de electricidad con un costo mayor, orientado a dar apoyo al desarrollo de

energías renovables no convencionales.

Time of use (TOU): Tarifa que divide las 24 horas del día en dos o más bloques de tiempo

(típicamente tres: punta – hombro – fuera de punta). La tarifa asigna valores diferentes para el

consumo de energía durante estos bloques de tiempo, siendo la tarifa más alta durante el periodo

de punta y la tarifa más baja durante el periodo fuera de punta.


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Página 10.1-1

10 ANEXOS

A continuación se presentan los anexos del informe. Estos anexos son compaginados con su propia

numeración, indicándose en ella el subcapítulo al que corresponden seguidos del número de

página de los anexos separado por un guión.

10.1 ÍNDICES DE CLUSTERING PARA LOAD PROFILING

A continuación se presentan algunos índices utilizados en la identificación de los perfiles de carga,

de manera de poder identificar y clasificar la información de consumo de los clientes dentro de

diferentes perfiles representativos de cada tipo de cliente. Entre estos índices se encuentra el

índice Xie-Beni, el índice Non – Fuzzy y el índice Davies – Bouldin. Además se presenta el algoritmo

Fuzzy C-Mean y el algoritmo de Clustering jerárquico.

Xie-Beni Index

Non-Fuzzy Index

Davies-Bouldin Index

Donde ,

Y ,

Algoritmo Fuzzy C-Mean


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Función objetivo a minimizar en cada iteración:

La restricción:

Indica que todos los datos deben pertenecer a al menos un grupo .

En cada iteración se calcula que indica si el dato pertenece al grupo . Además, se calcula

que representa el centro de cada grupo de datos.

Algoritmo Hierarchical Clustering

Donde es la distancia euclidiana entre los datos y . Posteriormente se agrupan los datos

con la menor distancia entre sí.


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Página 10.2-3

10.2 DESCRIPCIÓN DE REDES INTELIGENTES (SMARTGRID)

Las redes inteligentes pretenden servir como columna vertebral de un sistema de información que

permita una penetración amplia de nuevas tecnologías, las cuales no pueden ser efectivamente

integradas mediante el funcionamiento de la red eléctrica actual (Hledik, 2009).

Las redes inteligentes facilitan el desarrollo de las energías renovables, la adopción de vehículos

eléctricos, mejoras en la eficiencia energética e integración de diversos y novedosos servicios a

través de la red eléctrica. Incluso se considera un elemento fundamental para facilitar y permitir la

adopción de diversas medidas de reducción de la huella de carbono del consumo eléctrico

(emisiones de gases de efecto invernadero) (Hledik, 2009). Se habla por tanto de una red eléctrica

transformada (en transmisión y distribución) que utiliza sistemas de telecomunicación típicamente

bidireccionales, de manera de generar una relación funcional y efectiva entre los componentes del

sistema.

El concepto de red inteligente también se utiliza como sobrenombre para una amplia paleta de

aplicaciones que potencian la capacidad de monitoreo y control de una red eléctrica. En este

sentido, varias de las ideas y soluciones que hoy se enmarcan bajo el concepto de redes

inteligentes, ya existían en distintos niveles de desarrollo antes de la formalización de este

término. Entre estos elementos pre existentes están las tarifas dinámicas en el tiempo como “Peak

Load Pricing” y Time Of Use (TOU), la medición neta (net metering), los sistemas avanzados de

medición (AMI), sistemas de información “In – Home” (IHD), sistemas de control y tele – gestión

en Subestaciones, etc. Todos estos elementos están disponibles hoy en día de forma comercial a

una gran escala en el corto plazo. Sin embargo, una visión más de largo plazo incluye tecnologías

aun en etapa de desarrollo, como redes de distribución inteligente; un incremento en la

penetración a gran escala de generación distribuida; y tecnologías de almacenamiento de energía

y autos híbridos “plug – in” (PHEVs) (Hledik, 2009).

Según la European Smart Grid Technology plataform "La visión de las redes inteligentes consiste

en un audaz programa de investigación, desarrollo y demostración que describen un curso hacia

una red eléctrica que cumpla con las necesidades del futuro de Europa, éstas redes deben ser

flexibles, accesibles, confiables y económicas. Ésta visión integra lo último en tecnología para

asegurar el éxito, manteniendo la flexibilidad para adaptarse a futuros desarrollos. Desarrollos en

comunicaciones, sistemas de medición y negocios abrirán nuevas oportunidades a lo largo del

sistema, las cuales llevarán a que éste opere de forma eficiente, tanto técnica como

comercialmente."(Commission, 2006).

Por otro lado, según Virginia Tech - Advanced Research Institute (asistido por el IEEE PES y

EnerNexCoorporation) el término Red Inteligente se refiere a una red eléctrica moderna que

integra a la comunicación digital en la red electromecánica, desde la plantas de generación, hasta


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Página 10.2-4

los aparatos ubicados en los nodos finales. Para realizar este objetivo las redes inteligentes

realizan diversas acciones, dentro de las cuales se encuentran activar la participación del usuario,

acomodar todos los medios de generación y almacenamiento, activar nuevos productos, servicios

y mercados, proveer calidad de potencia, optimizar la utilización de activos y operar

eficientemente, anticipar y responder a contingencias, operar de manera robusta ante ataques y

desastres naturales” (Clearinghouse, 2011).

10.2.1 CARACTERÍSTICAS DE UNA RED INTELIGENTE

Las redes inteligentes son usadas para integrar generación, transmisión, distribución y consumo de

electricidad. Sin embargo, las redes inteligentes no permiten definir un enfoque único, ya que

abarcan un set amplio de tecnologías por lo que las soluciones y aplicaciones pueden variar en

cada país, región o incluso entre ciudades. Es decir, cada red inteligente es única (MEF, 2009).

En general, es posible decir que una red inteligente puede asociarse con los conceptos de

automatización y control, telecomunicación e interoperabilidad de los componentes en todo el

espectro operativo del sistema. Por su parte, el Departamento de Energía de E.E.U.U. ha

caracterizado las redes inteligentes con los siguientes atributos:

• Permite participación informada del cliente/consumidor,

• Considera todas las opciones de generación y almacenamiento,

• Habilita nuevos productos, servicios y mercados,

• Provee potencia de calidad para la economía digital,

• Optimiza las instalaciones y opera eficientemente,

• Se anticipa y responde ante perturbaciones en el sistema,

• Opera robustamente frente a ataques y desastres naturales.

Una red inteligente comprende tres grandes componentes: 1) Gestión de la demanda, 2)

Generación distribuida de electricidad, 3) Gestión de la red de transmisión y distribución (Frye,

2008). Estos tres elementos necesitan ser evaluados a través de la implementación de la

automatización y tecnologías inteligentes. Una infraestructura avanzada e inteligente de medición

es uno de los elementos tecnológicos más importantes, junto con una infraestructura

comunicacional bidireccional entre todos los elementos de la red (MEA, 2010).

Una red inteligente opera recopilando información del sistema referente al estatus de los

componentes y participantes del mismo, obteniendo información sobre la disponibilidad de

medios de generación, condiciones de operación del sistema y características especificas de la

demanda. Esta información puede ser centralizada y procesada, siendo determinados los

requerimientos del sistema, los recursos a ser utilizados, la respuesta ante contingencias y

determinando lineamientos de acción de acuerdo a las necesidades especificas del sistema en un


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Página 10.2-5

momento determinado. Finalmente, una red inteligente podría gestionar de mejor forma los

recursos disponibles en el sistema, enviando información del estado del mismo (parámetros

técnicos e información a los consumidores, ej.: precios), realizando labores operacionales de

forma automática (generación de cuentas, accionamiento de componentes del sistema, manejo de

la demanda) y respondiendo de manera efectiva y rápida ante contingencias o requerimientos

inesperados en el sistema.

Figura 34 – Esquema de una red Inteligente (Larsen, 2011)

10.2.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UNA RED INTELIGENTE

Las redes tradicionales normalmente tienen un nivel acotado de monitoreo y control. Los centros

de control poseen comunicación con los grandes centros de generación, las subestaciones de

transporte y grandes consumidores. De esta forma, se llevan cabo las funciones de control de la

operación del sistema, el que muchas veces es complementado con acciones manuales. En

contraste, una red inteligente busca tener una cobertura mayor en el sistema, busca distribuir


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Página 10.2-6

inteligencia en la red para hacerla más robusta ante contingencias y busca extender su rol y acción

a través de las siguientes características(Frye, 2008):

• Integración masiva de sensores, actuadores, tecnologías de medición y esquemas de

automatización en todos los niveles de la red (empalmes en los hogares o industria,

sistemas de distribución y sistemas de transmisión). Lo anterior se constituye en una

plataforma de comunicación multipropósito.

• Creación de un sistema de información e inteligencia distribuidas en el sistema. Las

técnicas de control hacen uso intensivo de modelos estocásticos y criterios de

seguridad y confiabilidad.

• Integración de sistemas de control inteligente que permitan extender los servicios

intercambiados entre los distintos agentes del mercado eléctrico y asimismo

aprovechar eficientemente la capacidad de transmisión de la red.

• Incorporación masiva de generación distribuida, la que permite coordinarse a través

de la red inteligente. Con el consiguiente aprovechamiento de los recursos energéticos

distribuidos en el sistema.

• Incorporación equipos de control que permiten actuar de manera eficiente frente a

fallas.

• Incorporación por parte de los usuarios de electrodomésticos y equipos eléctricos

inteligentes, que permiten ajustarse a esquemas de eficiencia energética, señales de

precio y seguimiento de programas de operación predefinidos. Estas aplicaciones

pueden ser parte de soluciones de domótica avanzada, ajustadas a los requerimientos

de cada cliente.

• Incorporación de vehículos eléctricos, que por un lado demandan nuevas estructuras

para posibilitar su carga en distintos puntos, pero asimismo permiten disponer de una

capacidad de almacenamiento y la posibilidad de que éstos se transformen en

pequeñas fuentes de generación en situaciones de congestión.

• Uso de tecnologías avanzadas, tales como: superconductores de alta temperatura,

sistemas de almacenamiento masivo, ultracapacitores, transformadores y motores de

alta eficiencia, equipos FACTS (del inglés Flexible Alternate Current Transmission

Systems), etc.

El siguiente esquema muestra un resumen de los atributos asociado al término de red inteligente:


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Página 10.2-7

Figura 35 - Principales atributos de una red inteligente

10.2.2.1 SISTEMAS DE MEDICIÓN INTELIGENTE

Una parte fundamental y más importante de las redes inteligentes se encuentra en los sistemas de

medición inteligentes. Si bien hoy en día existen sistemas de medición remota, que permiten

capturar información de medidores mediante sistemas de comunicación radial, entre otros, la

inclusión de sistemas de medición que permitan una comunicación en dos sentidos y la

incorporación de sistemas de información y automatización para administrar esta información y

utilizarla en la toma de decisiones genera nuevas posibilidades y una estructura que permite

soportar la inclusión de todo un universo tecnológico inteligente.

En la actualidad, los sistemas de medición convencionales ofrecen limitadas oportunidades para

detectar y limitar el hurto (incluso de sistemas de medición anti-hurto de habilitación remota),

tampoco dan al usuario muchas posibilidades de utilizar eficientemente la energía disponible, ni

reaccionar adecuadamente ante contingencias o alzas repentinas de precio, incurriendo este en

un sobre consumo innecesario y mayores costos por falta de información o de señales adecuadas.

La implementación de sistemas inteligentes avanzados de medición (AMI) permitiría al usuario ser

un elemento activo dentro del sistema, facilitando desde la simple telemetría, hasta la gestión de

• Bidireccional

• Intensiva y segura en la utilización de la infraestructura

• Flexible y adaptable a las necesidades cambiantes del sistema

• Se acomoda diversas opciones de generación y almacenamiento de energía

Flexible

• Disponibilidad de la información en tiempo real

• Capaz de operarse y protegerse con seguridad y simplicidad

• Resistente a contingencias, ataques y desastres naturales Inteligente y segura

• Permite satisfacer las necesidades energéticas minimizando las necesidades de infraestructura

• Optimiza la utilización de activos y la eficiencia operacional

• Reducción de pérdidas

• Minimización de costos

Eficiente

• Permite integrar de forma segura las energías renovables no convencionales

• Facilita el desarrollo de los mercados eléctricos con nuevas alternativas y oportunidades

• Permite crear nuevas oportunidades de negocio

• Participación activa e informada de la sociedad

Abierta e Integradora

•Respetuosa con el medio ambiente

•Socialmente aceptada

•Económicamente viable Sustentable


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Página 10.2-8

recursos y el control intra-domiciliario por parte de la empresa de distribución, si es que el cliente

y la empresa deciden establecer este tipo de relación.

10.2.2.2 LAS TELECOMUNICACIONES Y LA SEGURIDAD DENTRO DE UN ESQUEMA DE RED

INTELIGENTE

Es posible aventurar que una red inteligente tendrá un importante componente orientado al

telecomando y telegestión de los recursos existentes en la red, ya sean estos dispositivos, medios

de generación u otros que pudiesen existir. De esta forma, una red inteligente se plantea como un

sistema flexible, inteligente, seguro y eficiente, que está abierto al acomodo de nuevas

tecnologías, integrándolas con bajo costo y simplicidad y es sustentable, tanto en términos

económicos/financieros (para las empresas que lo manejan y sus consumidores), como medio

ambientales.

Dentro de este contexto, es imposible dejar de lado la variable “telecomunicaciones”. Si bien una

red inteligente tiene como elementos constituyentes toda una batería tecnológica con el apellido

“inteligente”. Sin embargo, existe aún una gran interrogante en cuanto a la forma en que dichos

componentes se comunicarán y serán coordinados, apuntando la discusión hacia los estándares

que deban ser adoptados, de manera de facilitar un escenario donde todos los dispositivos que

potencialmente puedan conectarse a una red inteligente, lo hagan bajo un marco de

interoperabilidad estandarizada y bajo elevados estándares de seguridad.

Dichos sistemas de comunicación pueden variar en su estructura como en la forma en que la

información sea transmitida (protocolos, medios, etc.). Las alternativas existentes son variadas y

aún no se ha establecido un estándar definido que permita alinear futuras políticas en el país en

relación a la tendencia mundial. Es posible encontrar estructuras de comunicación basadas en

sistemas de radio, sistemas GSM, entre otros, incluyendo incluso la utilización del internet y las

mismas líneas de distribución. Así mismo existen diferentes protocolos de comunicación

disponibles, tanto protocolos del tipo abierto, como del tipo propietario.

Finalmente, la variable seguridad o ciber-seguridad se ha vuelto un elemento central en la

discusión actual, debido a que los sistemas de telecomunicación y telecontrol representan una de

las columnas vertebrales de un sistema de red inteligente. La seguridad en una red tan extensa y

que integra múltiples equipos, mecanismos, medios y usuarios presentará desafíos que van más

allá de la simple segmentación, administración de identidades, integridad y confidencialidad de

datos, entre otros"(CISCO, 2009).


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Página 10.2-9

10.2.2.3 INTEGRACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y RECURSOS RENOVABLES

En este nuevo escenario, las centrales convencionales de gran escala coexistirán con tecnologías

de generación distribuida o de pequeña escala (GD142

, por ejemplo centrales mini-hidráulicas o

bien pequeños parques eólicos, paneles solares, unidades de biomasa, etc.). Lo anterior, con el fin

de aprovechar de manera sustentable los recursos energéticos existentes, plantea desafíos de

modelación, técnicos, económicos y regulatorios no resueltos a nivel internacional.

En la actualidad, persisten problemas relacionados con la integración de GD como lo son las

exigencias vigentes para su conexión a las redes eléctricas y la ausencia de operación coordinada

entre estas unidades. Sobre este último aspecto se han realizado diferentes avances entre los que

se pueden mencionar la operación descentralizada en sistemas aislados y la coordinación a través

de un Operador de Sistema (OS) mediante estándares ya establecidos.

Las plataformas de coordinación centralizadas antes mencionadas dan origen al concepto de

Generador Virtual (GV) o Virtual Power Plant (VPP). Un GV corresponde a un agregado de GD

operando bajo un esquema de coordinación cuyas consignas responden a objetivos conjuntos

(maximizar producción de energía eléctrica, proveer SSCC a la empresa de distribución).

Contempla un mecanismo de coordinación que permite operar eficientemente un conjunto de GD

y consumos, ubicados en diferentes lugares, con el propósito de lograr un impacto en la red

eléctrica similar al de un generador convencional con la ventaja de que la salida de cualquiera de

sus unidades no significaría un riesgo para la estabilidad del sistema y que la característica

distribuida de las fuentes permite aportar a la calidad del servicio.

10.2.2.4 “DRIVERS” PARA LAS REDES INTELIGENTES

Existen muchos “drivers” para el desarrollo de redes inteligentes. Estos están usualmente basados

y ponderados dependiendo de las características regionales, políticas y socio–económicas de la

zona en la cual se está realizando el desarrollo. Los principales drivers para el desarrollo de las

redes inteligentes pueden separarse en 5 áreas diferentes (MEF, 2009):

Medio Ambiental

o Reducción de emisiones

o Impulso energías renovables

o Aumento de niveles de eficiencia

Regulatorio

o Dar soporte a energías renovables y generación distribuida

142

Generación de electricidad con unidades de pequeña escala ubicadas en la cercanía de los consumos o conectadas directamente al

sistema de distribución.


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Página 10.2-10

Económico

o Elevar niveles de suficiencia (distribuidoras)

o Reducir costos O&M.

o Reducir las pérdidas del sistema.

Social

o Responder a la demanda por suministro de electricidad ininterrumpido

Tecnología

o Cambiar instalaciones de transmisión y distribución obsoletas.

Así cómo es posible identificar “drivers” para las redes inteligentes, también es posible identificar

barreras. Estas pueden ser clasificadas en tres grupos principales los cuales son: barreras de

mercado (barreras políticas, regulatorias y financieras), barreras públicas (participación del

consumidor) y barreras tecnológicas (disponibilidad tecnológica, estándares, calificación de

personal, ciber seguridad y privacidad de información) (MEF, 2009).

10.2.3 EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN REDES INTELIGENTES – CASOS DE

ESTUDIO

A continuación se presenta la experiencia internacional de planes pilotos en Dinamarca, Hawaii y

Miami, sobre la implementación de redes inteligentes.

10.2.3.1 SYSLAB - RISØ DTU(LARSEN, 2011)

Risø, en la Universidad técnica de Dinamarca ya opera una red inteligente que incorpora energías

renovables y almacenamiento de energía en su Risø National Laboratory for Sustainable Energy

(SYSLAB).

El sistema usa un computador estándar, almacenamiento de datos, hardware de medición,

interfaces I/O, respaldo de poder e interruptores Ethernet. Cada uno de estos componentes han

sido equipados con sistemas nodales dedicados, proveyendo monitoreo, funciones supervisoras y

comunicación.

La red Risø consiste en:

Generador Diesel de 60 kVA

Turbina Eólica Gaia de 11 kW

Turbinas eólicas adicionales 55 kW

Dump Load 75 kW

Convertidor de potencia Back to Back de 45 kVA


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Página 10.2-11

Carga prorrogable (calefacción) 10 kW

Vehículo eléctrico Plug – in (PHEV)

Batería de flujo de Vanadio – redox de 15 kW

Panel fotovoltaico de 7 kW

Carga eléctrica de 3 x 36 kW

El sistema no posee un centro de control localizado, si no que opera en base a nodos I/O

computarizados, interconectados. Cada dispositivo energético posee un computador asociado a

ellos. Los computadores están conectados vía una red Ethernet estándar. Si bien no existe una

descentralización completa, la experiencia apunta en esa dirección.

10.2.3.2 GE ENERGY (LARSEN, 2011)

GE Energy transmission & Distribution está llevando actualmente un creciente número de

proyectos relacionados con redes inteligentes.

10.2.3.2.1 MAUI - HAWAII

Uno de estos proyectos desarrollados por GE es el creado en Maui – Hawaii, el cual involucra de

forma importante energías renovables. Este proyecto ubicado en una isla se vuelve complejo de

manejar ya que no existe el soporte de otras redes eléctricas presentes en territorios

continentales.

Actualmente Maui posee un parque eólico instalado y se prevé la construcción de dos o tres

adicionales, logrando una penetración de un 15%. Debido a la variabilidad del viento y la alta

penetración que se espera, es necesario crear un sistema de respaldo que permita absorber dicha

variabilidad y proveer un suministro continuo a la isla. Actualmente la demanda pico de Maui es

de 200 MW, de la cual 30 MW provienen del viento.

El proyecto contempla la instalación de sistemas de comunicación, automatización y control

avanzado y muy probablemente, un sistema de almacenamiento de energía. El sistema de

administración de la red despachara diversos tipos de sistemas de generación, cargas de clientes y

sistemas de almacenamiento para compensar los cambios en el viento y las cargas del circuito.

10.2.3.2.2 ENERGY SMART MIAMI

El proyecto Energy Smart Miami busca la instalación de más de un millón de medidores

inteligentes en Miami – Dade County, Florida. El enfoque es expandir el proyecto a más de cuatro


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Página 10.2-12

millones de clientes en Florida dentro de los próximos 5 años. Se estima que el proyecto tendrá un

costo de US$ 200 millones y la expansión podría costar US$ 500 millones.

Para este proyecto GE usara comunicación inalámbrica en la forma de una red de radio frecuencia

(RF Mesh). Los medidores inteligentes tendrán una tarjeta de circuito impresa para soportar

comunicación de uno de los proyectos partner existentes en GE, el Silver Spring Networks (SSN).

SSN tiene implementado ciber seguridad en sus sistemas de comunicación

La compañía de redes CISCO ayudara a diseñar e implementar una plataforma de comunicación

segura e inteligente dentro de la red de transmisión y distribución, además de proveer a los

clientes información y control para administrar la energía en sus hogares.

En adición a los medidores inteligentes, el proyecto considera la conexión de transformadores

altamente eficientes, sub estaciones digitalizadas, generación de energía y otros equipamientos a

través de un sistema de información y control centralizado.

Según GE, muchas universidades y escuelas locales recibirán paneles solares para ser instalados y

sistemas de batería para respaldar y usar energía durante los horarios peak. Además, trescientos

autos híbridos plug–in serán añadidos a la flota de Florida Power & Light Company (FPL) operando

en Miami–Dade County, con alrededor de 50 estaciones de carga.

En acercamientos iniciales, 1.000 hogares recibirán displays de información sobre su consumo de

energía en sus hogares, aplicaciones inteligentes y termostatos inteligentes y programables,

además de software para manejo de la demanda (Demand Side Managment).


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Página 10.3-13

10.3 CÁLCULO DE PRECIO DE NUDO A NIVEL DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA

A continuación se presenta la fórmula de cálculo para el precio de nudo para la energía y potencia

a nivel de sub transmisión y a nivel de distribución, según lo establecido en el decreto tarifario

Nº385 del año 2008, el cual se encuentra vigente y regula la fijación de precios para la distribución.

Precio de nudo para energía y potencia en barra de retiro lado de alta tensión línea de

subtransmisión

PNET : Predio de nudo de la energía en la barra de inyección asociada a la barra de retiro del sistema de

subtransmisión. Se expresa en [$/kWh].

PNPT : Precio de nudo de potencia fijado en la barra de inyección asociada al a barra de retiro del

sistema de subtransmision.

FEPE : Factor de expansión de pérdidas de energía del sistema de subtransmision correspondiente a la

barra de retiro.

FEPP : Factor de expansión de pérdidas de potencia del sistema de subtransmisión correspondiente a la

barra de retiro.

FAIE : Factor de ajuste de inyección por energía de sumatoria de inyecciones sobre retiros.

FAIP : Factor de ajuste de inyección de potencia de sumatoria de inyecciones sobre retiros.

VASTxE : Valor anual de subtransmisión por energía [$/kWh].

VASTxP : Valor anual de subtransmisión por potencia [$/kWh].

Precio de nudo para la energía y potencia a nivel de distribución (Alta tensión de distribución o

media tensión


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Página 10.3-14

Pe : Precio de nudo de la energía correspondiente al cliente de acuerdo al sector que éste se ubica,

en [$/kWh]

Pp : Precio de nudo de la potencia correspondiente al cliente de acuerdo al sector que éste se ubica,

en [$/kW]

PNEi : Precio de nudo de la energía para la subestación troncal de generación – transporte i

PNPi : Precio de nudo de la potencia de punta para la subestación troncal de generación – transporte i

Ni : Proporción del aporte de electricidad considerado para la subestación troncal de generación –

transporte i

Rei : Factor de recargo en el precio de la energía por concepto de pérdidas de energía desde la

subestación troncal de generación – transporte i

Rpi : Factor de recargo en el precio de la potencia de punta por concepto de pérdidas de energía

desde la subestación troncal de generación – transporte i

Kei : Cargo adicional, en [$/kWh] en el precio de la energía por concepto de inversión, operación y

mantenimiento desde la subestación troncal de generación – transporte i

Kpi : Cargo adicional, en [$/kWh] en el precio de la potencia de punta por concepto de inversión,

operación y mantenimiento desde la subestación troncal de generación – transporte i

Nki : Proporción del aporte de la electricidad considerado para la determinación de la componente de

inversión, operación y mantenimiento desde la subestación troncal de generación - transporte i

n

CFES

CU

PEBT

PEAT

: Número de subestaciones troncales de generación – transporte consideradas en la

determinación de los precios Pe y Pp correspondientes al cliente de acuerdo al sector de nudo en

que éste se encuentre.

Otros términos relevantes en el cálculo de valores tarifarios

: Cargo fijo sectorizado para cliente con medidor de energía, se expresa en $/cliente

: Cargo único por concepto del uso del sistema troncal.

: Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión.

: Factor de expansión de pérdidas de energía en alta tensión.


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Página 10.3-15

FI

PPBT

PPAT

NHUNB

NHUDB

NHUNI

NHUDI

NHUDV

: Factor de Invierno.

: Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión, en horas de punta del sistema

eléctrico

: Factor de expansión de pérdidas de potencia en alta tensión, en horas de punta del sistema

eléctrico.

: Número de horas de uso para el cálculo de potencia base coincidente con la punta del sistema

: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base coincidente con la punta del sistema

de distribución.

: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno coincidente con la

punta del sistema.

: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno coincidente con la

punta del sistema de distribución.

: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base adicional de verano coincidente con

la punta del sistema de distribución según la opción BT1b.


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Página 10.4-16

10.4 CASO DE ESTUDIO: INSTALACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES EN SANTIAGO

DE CHILE

La siguiente sección representa un resumen de la tesis de magíster elaborada por Pablo Rámila

junto al profesor Hugh Rudnick, en la Pontificia Universidad Católica de Chile. Esto representa una

aproximación muy preliminar y no tan actualizada de la estimación de costos de instalación de

medidores inteligentes, pero tiene utilidad como punto de partida e insumo para la discusión.

Lo primero a considerar es que el consumo per cápita de electricidad en Chile es la mitad que en

países desarrollados, ver Figura 36. Lo que se traduce que ante un estímulo de medidores

inteligentes la respuesta de los consumidores no es tan significativa como en países desarrollados

con un alto consumo eléctrico per cápita.

Figura 36 - Requerimientos de energía por parte de los consumidores de varios países. Fuente: (Rámila, 2009a).

Con la información de consumos geo-referenciados de Chilectra se identificaron clientes con

mayor disposición a presentar una respuesta ante un estímulo de medidores inteligentes. Así, se

identificó una zona óptima para la instalación de estos medidores, se utilizaron los siguientes

criterios:

Los clientes de la zona óptima deben tener un consumo mayor que el promedio, de

manera de tener mayor holgura para reducir su consumo.

Los clientes deben poseer una variabilidad mensual de consumo mayor al promedio. Así,

pueden concluir que el exceso sobre su consumo mínimo es una holgura de su demanda.


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Página 10.4-17

Figura 37 – Zona de Santiago escogida para la instalación de medidores inteligentes.

Se identificaron zonas que tuvieran las características descritas anteriormente, además cuyas

demanda fuesen similares. Se procedió a definir una zona tentativa de instalación, definida por la

red vial. En la Figura 38 se muestra la zona escogida para la evaluar la instalación de medidores

inteligentes.

10.4.1 COSTOS DE LA INSTALACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES EN SANTIAGO

Los principales costos se refieren a la mano de obra transporte y costos de inversión. La mano de

obra requiere de 40 y 80 minutos para instalar un medidor monofásico y trifásico

respectivamente. Se consideran cuadrillas de instalación aquellas conformadas por 1 oficial y 2

ayudantes, con desplazamiento constituido por un utilitario marca Hyundai, modelo H100 Porter a

bencina, y equipamiento de trabajo de un costo anual de US$16.000. Además, se reconoce la

participación de un supervisor, que tendría a su cargo 5 cuadrillas de instalación, los sueldos del

personal estimados se muestran en la Tabla 34.

Tabla 34 - Sueldo de personal de instalación. Fuente: (Rámila, 2009b)

Sueldos SSAA 2008 [$/año]

Oficial 15,392,676 Ayudante 6,243,024 Supervisor 18,736,704

Se define como rampa objetivo la instalación de 5.000 medidores por mes, con jornadas de

trabajo de 7 horas diarias y 20 días hábiles al mes, con el objeto de completar el despliegue en un

lapso de 3 años.


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Página 10.4-18

Para el transporte se considera una velocidad promedio de desplazamiento de 30 km/hr, un costo

de operación del vehículo de 10 ¢/Km y un alquiler del vehículo de US$13.000. Se considera una

bodega ubicada en la casa matriz de Chilectra, que es el punto de origen de las cuadrillas de

instalación. La distancia entre bodega y cuadrícula de instalación se asume como la distancia

directa más larga, es decir, la suma de las distancias en los ejes X e Y.

La principal componente del costo de inversión corresponde a los medidores, asumiendo una vida

útil de 20 años para todos los medidores y concentradores. Se utilizaron valores promedios

observados en estudios internacionales, ver Tabla 35.

Tabla 35- Inversión de capital requerida. Fuente: (Rámila, 2009b)

Datos Inversión

Precio [US$] N Capital [US$] Medidor Monofásico 85 181,732 15,447,220 Medidor Trifásico 100 8,484 848,400 Concentradores 2800 380 1,065,210 Total 190,216 17,360,830

Además, se utilizaron valores internacionales para el mantenimiento de equipos, tasas de fallas y

todos aquellos costos desconocidos en Chile, por falta de experiencia nacional. Los valores totales

obtenidos fueron consistentes con los costos internacionales, se obtuvo un valor de US$132 por

punto de conexión, ver Tabla 36.

Tabla 36 - Costo total por punto de conexión y proyecto completo. Fuente: (Rámila, 2009a)

Costo Total [US$] Costo Instalación Medidor [US$]

Medidores y Concentradores 17.333.693 91,27 Instalación 2.852.873 15,02

Soporte técnico 4.881.045 25,07

Total 25.067.611 131,99

10.4.2 AHORROS POR LA INSTALACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES

Se consideró que la instalación de los medidores posee economías de ámbito, ya que se pueden

instalar más de un medidor por viaje, reduciendo costos.

Los beneficios directos del cambio a medidores inteligentes están la reducción del costo de

medición y cobro, pérdidas en medidores, costos de mantenimiento, pérdidas por hurto, costos de

desconexión y reconexión de clientes, y costos de verificación de lecturas.


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Página 10.4-19

En el caso del costo de medición y cobro se asumió un ahorro de un 100% en la lectura del

medidor, además de un ahorro del 25% el costo de facturación y cobranza y de atención a clientes.

Se obtiene un ahorro de US$ 4 y US$ 5 por un medidor monofásico y trifásico, respectivamente.

Las pérdidas de energía en los medidores disminuye debido a la mayor eficiencia de los nuevos

dispositivos, estas pérdidas se consideran constantes durante todo el año. En un medidor

monofásico las pérdidas bajan de 1,092 W a 0,5 W, para medidores trifásicos las pérdidas bajan de

3,422 W a 1,5 W. Por otro lado, existen pérdidas por inercia rotacional cada vez que el medidor

comienza a contar, estas pérdidas se reducen de 25 W a 5 W cada vez que se inicia la medición, se

consideró que al año no se contabilizan 5 kWh por cliente por este concepto.

Los nuevos medidores no requieren de ciclos de mantenimiento ni calibración por lo que estos

costos se redujeron proporcionalmente al número de clientes con medidores inteligentes.

Las pérdidas no técnicas representan cerca del 2% de las ventas de energía en baja tensión. Los

medidores inteligentes pueden facilitar la detección y disminución de estas pérdidas. Se asumió

una reducción de un tercio por concepto de estas pérdidas.

Otro ahorro a considerar es el costo y reposición del suministro eléctrico, si bien este servicio lo

paga íntegramente el cliente se contabiliza para calcular el nivel de ahorro total que es posible

alcanzar con medidores inteligentes. Estos costos alcanzan los US$12 en un medidor monofásico y

los US$30 en uno trifásico.

Por último, los medidores inteligentes ofrecen un ahorro debido a la verificación de lectura del

medidor, necesaria cuando ocurren errores en la primera lectura. Estos ahorros se traducen en

US$5 en un medidor monofásico y US$14 en uno trifásico.

Considerando los costos y beneficios se calcularon los Valores Actuales de ambos. En la Figura 38

se muestra que los costos superan ampliamente a los beneficios, principalmente por el costo de

capital.


Original


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Figura 38 - Valores actualizados de costos y beneficios de la instalación de Medidores Inteligentes. Fuente: (Rámila, 2009a)

10.4.3 BENEFICIOS SOCIALES POR REDUCCIÓN DE CONSUMO ELÉCTRICO

La Ley Eléctrica en Chile permite una compensación por parte de las generadoras a los clientes

regulados si es que estos reducen su consumo en horas punta o críticas. Esta compensación se

valoriza como la diferencia entre el costo marginal esperado de la electricidad y el precio de la

energía contratada a través de las licitaciones de suministro eléctrico. Estos incentivos se pagan

dependiendo de la profundidad de la respuesta de la demanda, entre un 4, 3, 2 y 1% del consumo

mensual entre los meses de marzo y junio. Se considera que los clientes con medidores

inteligentes pueden reducir hasta un 20% de su consumo en hora puna. Debido a que el

porcentaje de reducción mensual de consumo no se logra si es que no se consideran todos los

clientes de Chilectra, se asume que el resto de la reducción de consumo se consigue con clientes

sin medidores inteligentes, por lo que se considera un pago por reducción de consumo a todos los

clientes, y no sólo a los que poseen medidores inteligentes.

En la Tabla 37 se muestra los incentivos para los clientes al reducir su consumo, además se

desagrega los incentivos para clientes con medidores inteligentes y para aquellos que no poseen.

En la Figura 39 se muestra que considerando todos los clientes el beneficio neto de la instalación

de medidores inteligentes es positivo para cualquier porcentaje de respuesta de la demanda. Se

observa también que a mayor respuesta de la demanda menor es el beneficio debido a que el

pago de los generadores se mantiene constante.

Si se analiza sólo el beneficio neto de los clientes con medidores inteligentes se observa que es

negativo, es decir resulta más caro la inversión y los costos de los medidores que los beneficios

obtenidos por este tipo de cliente, ver Figura 40.


Original


Página 10.4-21

Tabla 37 - Incentivos por reducción de demanda con y sin instalación de Medidores Inteligentes. Fuente: (Rámila, 2009a)

Caso Respuesta de Demanda

0% 2,5% 5% 7,5% 10%

Sin Smart Meter [MMUS$] 44,35 41,26 38,16 35,07 32,04

Con Smart Meter [MMUS$] 32,66 31,01 29,38 27,75 26,2

Clientes con Smart Meter [MMUS$] 11,75 10,12 8,51 6,9 5,36

Clientes sin Smart Meter [MMUS$] 20,91 20,89 20,87 20,85 20,84

Beneficio [MMUS$] 11,69 10,25 8,78 7,32 5,83


Original


Página 10.4-22

Figura 39 - Valor actual neto social ante la instalación de medidores inteligentes. Fuente: (Rámila, 2009a)

Figura 40 - Valor actual neto de los clientes con medidores inteligentes instalados. Fuente: (Rámila, 2009a)


Original


Página 10.5-23

10.5 WI LOW-INCOME ASSISTANCE FEE

Información disponible online sobre el cobro por “Low – Income Assitance” presente en las tarifas

eléctricas de Wisconsin. Esta información describe cuanto se cobra y a quienes se beneficia con

este cobro entre otros elementos.

Quick Links

HELP Direct Load Control Program

NatureWise® Renewable Energy Program

Three-Level Pricing Programs

In 2006, the Wisconsin Legislature passed Act 141, which requires electric utilities to collect a fee from their customers to

help fund low-income energy assistance programs. These funds are collected through the WI Low-Income Assistance Fee — previously known as the Non-Taxable Customer Charge — and then transferred to the Wisconsin Department of

Administration to assist low-income customers.

Answering Your Questions...

Like many of our customers, you may have questions about the WI Low-Income Assistance Fee. We've gathered many of

the questions people have asked here, in one place. We hope this information is helpful.

How much of the WI Low-Income Assistance Fee does WPS keep?

Is some of the money collected used for utilities' uncollectible accounts?

Is it possible the fee will ever change or end?

Why is the Department of Administration collecting a fee through the utilities?

Is the charge the same from utility to utility?

Do all WPS customers pay the same amount?

How is the fee calculated?

What are the maximum amounts for other types of customers?

Does the fee appear all year-round?

What if I'm a seasonal customer?

If I have more than one meter, am I charged more than once?

Am I going to see an additional fee for my gas meter?

If I'm low-income, can I be exempted from the fee?

Where can I get more information about the WI Low-Income Assistance Fee and the programs the funds support? If your question is not answered here, or if you'd like more information, please contact us.

How much of the WI Low-Income Assistance Fee does WPS keep?

WPS doesn't keep any of the money collected through the WI Low-Income Assistance Fee. It passes the funds on to

the Wisconsin Department of Administration in Madison to fund low-income energy assistance programs.

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Is some of the money collected used for utilities' uncollectible accounts?

The fund is used as part of a comprehensive low-income assistance program, along with the other programs that

are already in place by utilities, to help qualified customers pay their electric bills. If the state is successful with its

efforts, utilities should experience lower uncollectibles.

Back to Top Is it possible the fee will ever change or end?

Yes. The Department of Administration determines annually whether the amount is adequate or should be increased

or decreased.

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Why is the Department of Administration collecting a fee through the utilities?

Because utilities have collection mechanisms in place, the Wisconsin Legislature thought it would be efficient for

utilities to collect these dollars from their customers and transfer the money to the Department of Administration.

The department administers the low-income energy assistance programs on a statewide basis.

Back to Top Is the charge the same from utility to utility?

For residential customers, the Department of Administration determined a standard, statewide, maximum charge.

http://www.wisconsinpublicservice.com/home/help.aspx

http://www.wisconsinpublicservice.com/home/wi_naturewise.aspx

http://www.wisconsinpublicservice.com/home/tlp.aspx

http://www.wisconsinpublicservice.com/home/wi_lowincome.aspx#Question1














https://accel.wisconsinpublicservice.com/secure/ssl/contact.aspx

http://www.wisconsinpublicservice.com/home/wi_lowincome.aspx#top





Original


Página 10.5-24

For non-residential customers, the charge varies based on the number of customers, energy prices and customer classification differences between utilities.

Back to Top

Do all WPS customers pay the same amount?

No, the fee is different based on the type of electric service you receive. For example, large industrial customers

pay more than residential customers.

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How is the fee calculated?

Residential customers pay the lower of these options:

1. An amount equal to 3% of their total pre-tax electric bill, or

2. $3.15 per month, which is the maximum monthly charge a residential electric customer would pay, as determined by

the Department of Administration.

The maximum charge for each customer group does not vary from month to month, but the amount the customer

is charged may vary from month to month, depending on electric consumption. Using the rates and maximum fee

above, the customer reaches the 3% cap at about 720 kWh. Any time the customer's consumption is below this

level, the charge on the bill will be lower. Back to Top

What are the maximum amounts for other types of customers?

Customers pay the lower of these charges:

For business customers on the Cg-1, Cg-2, Cg-5, Cg-3 OTOU, Cg-4 OTOU or Cg-S1 rates, the maximum charge per month added to your electric bill is $9.80.

For business customers on the Cg-20 or Cg-RR rates, the maximum charge per month added to your electric bill is $27.40.

For business customers on the CCp, Cp Next Day or Cp-RR rates, the maximum charge per month added to your electric bill is $113.47.

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Does the fee appear all year-round?

Yes, it's included on your electric bill every month.

Back to Top What if I'm a seasonal customer?

You will see double the fee during the six months you receive a bill.

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If I have more than one meter, am I charged more than once?

Yes. Every meter with a Customer Charge, whether residential, farm, commercial or industrial, has the WI Low-

Income Assistance Fee. If you have multiple meters with multiple Customer Charges, you will be charged the fee

that corresponds to the rate assigned to each meter.

The Department of Administration has developed a process so customers can apply for a refund if their total public

benefits charges for the month for all of their metered electric services exceeds $750. Call 800-450-7260 for more information or to begin the refund process.

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Am I going to see an additional fee for my gas meter?

No. The fee is on your electric bill only. There are no plans to assess a charge related to gas.

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If I'm low-income, can I be exempted from the fee?

No. The fee was mandated by the Wisconsin Legislature. If you are having difficulty paying your bill and think you

may qualify for low-income assistance, you can contact WPS at 800-450-7260 .

Back to Top Where can I get more information about the WI Low-Income Assistance Fee and the programs the funds

support?

More information is available from:

Wisconsin's Energy Help Initiative: 800-522-3014

Wisconsin's Home Energy Assistance Program: 866-432-8947 (866-432-HEATWIS)

Please note that financial assistance resources differ by country. For more information visit

http://psc.wi.gov/apps/financialasst/default.aspx.










http://www.wisconsinpublicservice.com/Leaving.aspx?eurl=Fl5oPTXAuAMNJKJEmf%2fYLxbQmQX1wFBHSy002HR9vXpvDZK5grQW%2fiH8jFxRMp00hs6IeYKZMao%3d