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Informe Final “Mecanismos de ofertas de ahorro y uso eficiente de la energía”

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MECANISMOS DE OFERTAS DE AHORRO Y USO EFICIENTE DE LA ENERGIA

Informe Final

10 de agosto de 2012



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Contenido

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................................... 5

2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO ............................................................................................................................. 10

2.1. Objetivo general ...................................................................................................................................... 10

2.2. Objetivos específicos ............................................................................................................................. 10

3. MEDIDAS DE AHORRO EN SITUACIONES DE CRISIS DE ABASTECIMIENTO DE

ELECTRICIDAD ........................................................................................................................................................... 12

3.1. Análisis de Casos ..................................................................................................................................... 14

3.1.1. Japón (2011) ................................................................................................................................... 14

3.1.2. Juneau, Alaska (EEUU) (2008) ................................................................................................ 20

3.1.3. Nueva Zelanda (2008) ................................................................................................................ 22

3.1.4. Sudáfrica (2008/9) ...................................................................................................................... 23

3.1.5. Brasil (2001) ................................................................................................................................... 26

3.1.6. California (2001) ........................................................................................................................... 29

3.2. Tipología de medidas ............................................................................................................................ 33

3.2.1. Señales de precio........................................................................................................................... 38

3.2.2. Cambios conductuales ................................................................................................................ 40

3.2.3. Reemplazos tecnológicos ........................................................................................................... 47

3.2.4. Racionamiento ............................................................................................................................... 48

3.2.5. Mecanismos de mercado ........................................................................................................... 51

3.3. Efectividad de las medidas ................................................................................................................. 52

4. MECANISMOS PARA INCORPORAR DE MANERA PERMANENTE LA MEJORA DE

EFICIENCIA ENERGÉTICA ...................................................................................................................................... 54

4.1. Modelo California: .................................................................................................................................. 56

4.2. Modelo Italia: ............................................................................................................................................ 58

4.3. Modelo Brasil: .......................................................................................................................................... 62

4.4. Análisis de los modelos para enfrentar situaciones de crisis eléctrica ............................ 65

5. MEDIDAS DE MANEJO DE LA DEMANDA EN SITUACIONES DE NORMALIDAD .................... 69

6. CONCLUSIONES: RESTRICCIONES TÉCNICAS Y REGULATORIAS PARA DESARROLLAR

MEDIDAS EN CHILE .................................................................................................................................................. 73



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7. MECANISMO DE OFERTAS DE AHORRO DE ENERGÍA CONTEMPLADO EN LA LEY

GENERAL DE SERVICIOS ELECTRICOS ............................................................................................................. 75

7.1. El Sector Eléctrico en Chile ................................................................................................................. 75

7.2. Mecanismo de Ofertas de Ahorro de Energía ............................................................................. 77

7.3. Normativa Legal ...................................................................................................................................... 78

7.4. Revisión Bibliográfica Nacional ........................................................................................................ 85

7.5. Entrevistas a Expertos .......................................................................................................................... 87

7.6. Incentivos de los Distintos Actores Involucrados ..................................................................... 89

7.7. Análisis de las Ofertas de Ahorro Realizadas el Año 2008 .................................................... 92

7.8. Diagnóstico ................................................................................................................................................ 97

8. PROPUESTAS DE PERFECCIONAMIENTOS DE LA NORMATIVA ............................................... 102

8.1. Medidas de Implementación Rápida. .......................................................................................... 102

8.2. Medida de Manejo de Crisis que Requiere Cambio Legal ................................................... 106

9. SIMULACIONES DE LA LÍNEA BASE ...................................................................................................... 110

9.1. Resumen de las tres líneas bases analizadas ........................................................................... 110

9.2. Base de datos ......................................................................................................................................... 110

9.3. Estimaciones .......................................................................................................................................... 111

10. MODIFICACIONES A LA RESOLUCIÓN EXENTA N° 164 DE 25 DE FEBRERO DE 2010,

DE LA COMISION NACIONAL DE ENERGÍA. ................................................................................................. 115

10.1. Determinación Expresa sobre la posibilidad de hacer ofertas focalizadas

garantizando el principio de no discriminación ................................................................................... 116

10.2. Reducir el Tope para la Negociación Directa ...................................................................... 118

10.3. Delegación de Ofertas a terceros .............................................................................................. 120

10.4. Permitir el recambio tecnológico ............................................................................................. 122

10.5. Perfeccionar Mecanismo de Cálculo de Línea Base .......................................................... 126

10.6. Entregar Información a los Generadores .............................................................................. 128

11. MEDIDA DE MANEJO DE CRISIS QUE REQUIERE CAMBIO LEGAL ...................................... 131

ANEXOS ....................................................................................................................................................................... 138

Anexo 1: Acuerdo metodológico .................................................................................................................. 139

Anexo 2. Marco Regulatorio Eléctrico de Japón y Brasil .................................................................... 153



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1. Japón ......................................................................................................................................................... 153

2. Brasil ......................................................................................................................................................... 162

Anexo 3. Análisis de líneas de bases. .............................................................................................................. 167

Anexo 4. “Do File” ................................................................................................................................................... 170

Anexo 5: Bibliografía ........................................................................................................................................ 175

ÍNDICE DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1: Recomendaciones para ahorrar energía en el sector residencial ............................. 16

Ilustración 2: Demanda de energía en el área de servicio de Tepco a las 14:00 ............................. 18

Ilustración 3: Comparación de la capacidad total de generación y demanda máxima en Japón,

bajo un escenario sin generación nuclear ....................................................................................................... 19

Ilustración 4: Consumo de electricidad en Juneau, antes y después de la avalancha .................... 21

Ilustración 5: Demanda de electricidad en Brasil, antes y después de la crisis ............................... 29

Ilustración 6: Reducción de consumo de electricidad observada y ajustada en California, para

los peaks mensuales entre los años 2000 y 2001 ........................................................................................ 32

Ilustración 8: Reducción de demanda de electricidad producto de medidas tomadas ................ 53

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Medidas del lado de la demanda utilizadas en situaciones de crisis de abastecimiento

de electricidad ............................................................................................................................................................. 33

Tabla 2: Medidas de ahorro de energía utilizadas internacionalmente en campañas

comunicacionales....................................................................................................................................................... 43

Tabla 3: Modalidades de racionamiento eléctrico ....................................................................................... 49

Tabla 4: Medidas tomadas por países ante crisis de suministro de electricidad ............................ 52



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1. INTRODUCCIÓN

Durante las últimas décadas, diversas situaciones coyunturales tales como sequías

prolongadas y la consiguiente reducción de los suministros hidroeléctricos, plantas de

generación con problemas inesperados, o la pérdida parcial de la transmisión o

distribución, han generado en muchos países un déficit temporal en suministro de

electricidad.

Generalmente, la respuesta tradicional a estas deficiencias está asociada a solucionar

el problema de suministro, tan pronto como sea posible, a menudo mediante la

incorporación de instalaciones temporales. No obstante, en ocasiones el problema es

tan profundo que el único resultado son cortes o reducciones no planificadas.

Asimismo, como veremos en este informe, hay experiencias internacionales donde ha

sido posible reducir rápidamente la demanda de electricidad - al menos

temporalmente - sin causar daño duradero de la economía, tal como sucede en los

casos de racionamiento obligatorio de consumo eléctrico, donde la economía

completa se reciente dada la falta de este insumo clave.

Por ello, aparece deseable para cualquier país contar con mecanismos que permitan

cierto grado de manejo de la demanda o reducciones de consumo, capaces de entregar

una señal de precios adecuada a los consumidores, que premie adecuadamente los

esfuerzos y las acciones tendientes a reducir su consumo, y permita la superación de

eventos puntuales, evitando un posible déficit de suministro.

La exposición del Sistema Interconectado Central de nuestro país a la variabilidad de

precios propia de un sistema hidrotérmico, y la supuesta poca capacidad de respuesta

del consumo eléctrico de los clientes regulados ante variaciones significativas en su

precio, han significado precios regulados de la energía que se apartan de los costos

marginales instantáneos. Si bien lo anterior resulta justificado desde el punto de vista

de evitar que el cliente regulado se vea enfrentado a la variabilidad del costo marginal



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de la energía, y con ello velar por su bienestar, en la práctica la existencia de una señal

de precios constante no entrega los incentivos adecuados respecto al uso de este

recurso escaso. Lo anterior se observa principalmente ante momentos de estrechez de

suministro, en el cual existe una amplia diferencia entre el precio a cliente final y el

costo marginal del sistema.1

En un principio, la Ley General de Servicios Eléctricos suponía que la compensación a

clientes regulados por la energía no suministrada ante situaciones de déficit de

suministro, entregaba señales apropiadas a los generadores para incentivar acciones

tendientes a disminuir los déficits proyectados en caso de racionamiento. Esta medida

suponía asimismo, una actitud pasiva de los clientes regulados, basado principalmente

en la creencia que estos consumidores poseen una elasticidad precio por la demanda

de electricidad perfectamente inelástica, o demasiado cercana a cero, por lo cual no

serían de capaces de reaccionar frente a cambios en el precio de la energía. Por lo

tanto, no resultaba conveniente entregar a estos consumidores una señal de precio

diferenciada, optando en su lugar por un precio estable, que refleje la condición

esperada de mediano plazo del sistema eléctrico.

La existencia de mayores antecedentes respecto a la respuesta de clientes regulados

ante variaciones del precio de la energía eléctrica, los cuáles han demostrado que aún

en el corto plazo esta elasticidad precio es distinto de cero, llevó a la adopción de un

esquema de ofertas de ahorro de energía. Este mecanismo, introducido mediante la

ley Nº 20.218 de 2005, permite a los generadores que mantienen contratos de

1 De estar bien determinado el costo de falla de largo plazo, éste debiese ser el mecanismo de precio que

enfrente el consumidor final, ya que habría clientes dispuestos a recibir la indemnización y dejar de

consumir energía, versus los que no están dispuestos y pagarían el costo de falla para tener suministro

de energía.



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suministro con distribuidoras, acordar reducciones o aumentos2 temporales de

consumo con clientes regulados. Estos aumentos o disminuciones de consumo, le

serán luego imputados a los suministros comprometidos por el generador a la

empresa distribuidora.

A consecuencia de la sequía observada durante 2007, el Gobierno debió dictar el

Decreto Supremo N° 26/2008, del Ministerio de Economía, Fomento y

Reconstrucción, publicado en el diario Oficial de 26 de febrero de 2008, mediante el

cual se dispusieron medidas para “evitar, reducir y administrar el déficit de

generación en el Sistema Interconectado Central”. Dicho Decreto sirvió de escenario

para analizar la eficacia del esquema de incentivos de ahorro, cuya instrumentación

había sido realizada mediante la Resolución Exenta Nº 386 de 2007, de la Comisión

Nacional de Energía. Los análisis efectuados una vez superada la contingencia,

respecto a la contribución de las distintas medidas adoptadas, no permitieron

demostrar la eficacia de las ofertas de disminución de consumo para generar los

incentivos adecuados ante un escenario de estrechez. La experiencia y opiniones

recogidas durante ese momento, llevaron a la instrumentación de mecanismos

adicionales, que facilitasen una correcta implementación del esquema de ofertas de

ahorro. Por lo tanto, mediante la Resolución Exenta Nº 164 de 2010, de la Comisión

Nacional de Energía, se permitió a las empresas generadoras acordar de manera

directa con los clientes regulados, aumentos o reducciones de consumo, introduciendo

una herramienta adicional a la vigente hasta ese entonces.

Sin embargo, ante el decreto de racionamiento vigente en el primer semestre del año

2012, no han existido ofertas por parte de las empresas generadoras para incentivar

reducciones de consumo de los clientes regulados.

2 Las ofertas de aumento de consumo no están permitidas ante la vigencia de un decreto de

racionamiento.



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Con estos antecedentes, mediante Resolución Exenta 733, de 2 de noviembre de 2011,

el Ministerio de Energía convocó a una licitación pública para desarrollar una

consultoría con el objeto de revisar el sistema de ofertas de ahorro de energía vigente,

analizando el conjunto de incentivos que entrega a los distintos agentes, y su

adecuación al objetivo de servir como una herramienta eficaz al momento de

incentivar reducciones de consumo de energía.

De la misma manera, el Ministerio de Energía requiere además analizar las

modificaciones necesarias que permitan alcanzar los objetivos originalmente

planteados con la herramienta, las que pueden implicar desde modificaciones y

adecuaciones al esquema vigente, como la propuesta de esquemas alternativos, que

sustituyan o complementen al esquema actual.

En términos generales el objeto de este estudio es analizar el funcionamiento de una

de las estrategias que contempla nuestra legislación (ofertas de ahorro de energía), y

proponer modificaciones a ésta, para que pueda ser una respuesta adecuada ante

situaciones críticas de suministro.

Para este efecto, entenderemos por “situaciones críticas de suministro” la situación

que presenta las siguientes características (AIE 2005):

- La infraestructura de suministro de energía eléctrica está básicamente intacta.

Dicho de otra manera, la energía puede llegar a los clientes, pero no tanto como

lo desean.

- El fin a la escasez está “a la vista”. El déficit se terminará si llegan las lluvias o

se restaura la planta de energía. En otras palabras, la duración del déficit es de

un día a un año.

- El déficit no alcanza a ser manejado mediante programas de gestión de

demanda que pueden tener las distribuidoras eléctricas.

- El déficit puede ser un déficit en la capacidad (por ejemplo, en el momento de

máxima demanda) o en el consumo total de electricidad.



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La contraparte técnica del Ministerio de Energía quedó conformada por profesionales

de la División de Seguridad y Mercado Eléctrico. En sendas reuniones desarrolladas la

semana del 19 al 23 de diciembre de 2011, las partes alcanzaron el acuerdo

metodológico que se incorpora en el Anexo 1.

En este informe final, se presentan de manera conjunta los informes 1, 2 y 3 en los

cuales fue subdividido el desarrollo de la consultoría, contemplándose las siguientes

materias en los respectivos capítulos:

- Medidas de ahorro en situaciones de crisis de abastecimiento de electricidad, casos

comparados y tipologías de medidas.

- Mecanismos para incorporar de manera permanente la mejora de eficiencia

energética, los casos de California, Italia y Brasil

- Medidas de manejo de la demanda en situaciones de normalidad

- Conclusiones en relación a las restricciones técnicas y regulatorias para desarrollar

medidas en Chile

- Mecanismo de ofertas de ahorro de energía contemplado en la ley general de

servicios eléctricos, realizándose un análisis de las Ofertas de Ahorro Realizadas el

Año 2008

- Propuestas de perfeccionamientos de la normativa, tanto de implementación rápida

como las que requieren cambio legal.



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2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO

2.1. Objetivo general

El objetivo general de este estudio consiste en analizar el funcionamiento del esquema

vigente de ofertas de ahorro de energía, principalmente aquellas orientadas a lograr

una disminución en el consumo ante situaciones críticas de suministro. Además,

deberán estudiarse las modificaciones al esquema vigente (en caso de ser necesario),

la introducción de nuevos instrumentos y actores, que actúen en forma tanto temporal

como permanentemente, y las adecuaciones normativas necesarias, a los efectos de

contar con un conjunto de herramientas que faciliten una respuesta adecuada

ante situaciones críticas de suministro, entregando señales e incentivos

económicos apropiados a los consumidores, y permita una administración eficiente de

los recursos energéticos.

2.2. Objetivos específicos

a) Realizar una evaluación comparada de la eficacia de diferentes esquemas de

manejo de demanda de energía eléctrica, y su efectividad para actuar ante

situaciones de abastecimiento eléctrico críticas.

b) Evaluar las restricciones técnicas que pudiesen existir para la aplicación en

Chile de los distintos esquemas de manejo de demanda de energía eléctrica, teniendo

en cuenta el estado actual de las instalaciones e infraestructura energética nacional.

c) Realizar una evaluación comparada de la eficacia de modelos de introducción

de la EE en los marcos regulatorios de las empresas eléctricas.

d) Evaluar el esquema vigente en el país de ofertas de ahorro de energía, en

relación a la eficacia en el cumplimiento del objetivo de reducir consumo de

electricidad en situaciones críticas de suministro.

e) Evaluar el esquema vigente en el país para lograr reducción de consumo de

energía en horario punta.




f) Analizar las adecuaciones necesarias al esquema vigente de ofertas de ahorro,

que permitan contar con un mecanismo eficiente para gestionar reducciones y

ahorros de consumo ante situaciones críticas de suministro.

g) Proponer un esquema alternativo de gestión e incentivos para lograr ahorro

del consumo de energía eléctrica ante situaciones críticas de abastecimiento, que

complemente o sustituya a la herramienta vigente, y en conjunto permitan una

adecuada gestión de los recursos disponibles ante situaciones críticas de suministro.

h) Proponer un esquema de incentivos para la introducción de la EE como

parte del marco regulatorio de las empresas de distribución eléctrica en el país,

el que debe estar relacionado con los nuevos instrumentos propuestos para períodos

críticos de abastecimiento.

i) Proponer un esquema de gestión de la demanda que permita disminuir los

peaks de consumo de electricidad y haga más eficiente el sistema eléctrico chileno, el

que debe estar relacionado con los nuevos instrumentos propuestos para períodos

críticos de abastecimiento.

j) Proponer los cambios normativos requeridos para introducir las

herramientas propuestas.




3. MEDIDAS DE AHORRO EN SITUACIONES DE CRISIS DE ABASTECIMIENTO

DE ELECTRICIDAD

Las crisis de abastecimiento de electricidad han ocurrido en varios países del mundo.

Las causas son variadas, desde la falta de inversión frente a una demanda creciente,

fallas de centrales, sequías, hasta una combinación de varios factores, como fue el caso

de Chile en 2008, en lo que se denominó la “tormenta perfecta”.3

3 De acuerdo a comunicado oficial del Gobierno de Chile de 6 de febrero de 2008 (fuente:

http://www.cne.cl/noticias/otros/248-gobierno-anuncia-conjunto-de-medidas-adicionales-para-

evitar-cortes-de-suministro-electrico-durante-marzo) los problemas que enfrentaba el país en materia

de suministro eléctrico a principios del año 2008 se debían a “una serie de factores entre los que se

cuentan: que 2007 fue el tercer año más seco de los últimos 50 años; se alcanzaron niveles récord en

los precios internacionales de los combustibles y se han recibido menores volúmenes de gas desde

Argentina… Tomando en cuenta este escenario, el Gobierno tomó una serie de medidas para minimizar

su impacto, entre las que está la incorporación de abril dentro de la medición de las horas punta; la

puesta en vigencia del mecanismo que permite a las generadoras incentivar el ahorro de sus clientes; la

dictación de la ley Nº 20.220; la entrega de ampolletas eficientes a la población más vulnerable; y la

difusión de una campaña comunicacional incentivando el uso eficiente de la energía. Asimismo, las

empresas del sector también han implementado medidas tendientes a superar la situación de estrechez

eléctrica. Entre ellas cabe destacar el perfeccionamiento de la logística para sustituir el gas natural por

diesel, al aumentar la cantidad de camiones, estanques y oleoductos para transportarlo y las

inversiones en generación, especialmente con turbinas de respaldo.

Pese a haber tomado todas las medidas necesarias para enfrentar este 2008, tres hechos agravaron el

escenario: la central Nehuenco, que aporta 370 MW al Sistema Interconectado Central deberá estar en

reparaciones durante cinco meses más y no sólo un mes como era la estimación inicial. A ello se sumó

además que los deshielos efectivos fueron sustancialmente menores a los inicialmente proyectados y la

Dirección Meteorológica de Chile confirmó la permanencia del fenómeno de La Niña.

Frente a este cambio de escenario, que hace más compleja la situación, el Gobierno anunció una serie de

medidas adicionales para evitar que los chilenos enfrenten cortes en el suministro eléctrico durante

marzo:

http://www.cne.cl/noticias/otros/248-gobierno-anuncia-conjunto-de-medidas-adicionales-para-evitar-cortes-de-suministro-electrico-durante-marzo

http://www.cne.cl/noticias/otros/248-gobierno-anuncia-conjunto-de-medidas-adicionales-para-evitar-cortes-de-suministro-electrico-durante-marzo




Dichas crisis pueden ocasionar importantes impactos económicos y afectar

seriamente a los países, especialmente si sus efectos son prolongados. Es por ello que

el análisis de la experiencia internacional puede ayudar a Chile a prepararse mejor

ante una nueva crisis.

En este capítulo se analizan los tipos de medidas que han sido utilizadas

internacionalmente, a partir del estudio de seis casos en que las estrategias seguidas

pueden considerarse como mejores prácticas a nivel internacional. Ellos son:

- Japón (2011)

1) Reducción de voltaje a través de un decreto de racionamiento con carácter preventivo. Se

trata de una medida operacional que debe ser implementada por las compañías distribuidoras las

cuales serán instruidas a reducir en hasta un 10 % la tensión nominal del suministro eléctrico. Esta

medida no tiene efectos en el funcionamiento de equipos y artefactos utilizados por la población.

Este decreto es una medida preventiva, que busca evitar que los chilenos sufran cortes del suministro

eléctrico. No es un racionamiento. Es precisamente para evitarlo que este decreto contempla una

serie de acciones, entre las cuales está: la reducción del voltaje.

2) Prórroga de Horario de Verano: el Ministro del Interior prorrogará el horario de verano hasta el

último sábado de marzo, mes que se proyecta como el más intensivo en consumo.

3) Flexibilización de Convenios de Uso de Agua: se flexibiliza el uso de los recursos hídricos a partir

del 15 de Febrero, lo cual permitirá contar con mayores reservas y márgenes de seguridad.

El ministro fue enfático en señalar que estas medidas apuntan a evitar una situación de racionamiento.

“En ningún caso lo que anunciamos es un decreto que les significará hoy a las familias chilenas cortes

de luz; de hecho esta medida está diseñada precisamente para evitar una situación como esa”, dijo.”

Tokman aseguró que “no sólo es el gobierno quien debe tomar medidas, sino también las familias y las

empresas. Es necesario que todos hagamos un esfuerzo y utilicemos eficientemente la energía”.

Por este motivo el ministro anunció que se lanzará la segunda parte de la campaña comunicacional de

eficiencia energética y se iniciará la entrega de ampolletas eficientes.

Adicionalmente, el sector público se comprometerá a implementar iniciativas que apunten a ahorrar

energía. Nuestra meta de ahorro mínimo en el sector público es de 5%.




- Juneau, Alaska, EEUU (2008)

- Nueva Zelanda (2008)

- Sudáfrica (2008/9)

- Brasil (2001)

- California, EEUU (2001)

Dichos casos fueron analizados por la Agencia Internacional de Energía (AIE), en lo

que la Agencia llamó estrategias para “ahorrar electricidad en forma apurada” (para

diferenciarlas de las estrategias tradicionales para “ahorrar en forma lenta”). Este

capítulo se basa fundamentalmente en dos publicaciones de la AIE, “Saving Electricity

in a Hurry” del año 2005, y “Saving Electricity in a Hurry – Update 2011”, una

actualización hecha el año 2011.

Dada las características de las medidas adoptadas y las causas que los generaron, la

contraparte técnica del Ministerio de Energía solicitó que en los casos de Japón y

Brasil se realizara un análisis adicional, relacionado con las características básicas del

mercado y el marco regulatorio eléctrico de estos países, lo que se incorpora en un

anexo 2 de este informe.

3.1. Análisis de Casos

3.1.1. Japón (2011)

- Causa de la crisis: Terremoto y tsunami, que mermaron la capacidad de

generación eléctrica, especialmente respecto de la generación nuclear y térmica4.

- Duración: Desde marzo 2011 a la fecha. Se espera una agudización para el verano

de 2012 (julio a septiembre), debido al posible cierre de plantas nucleares.

- Principales medidas tomadas:

Apagones en una primera etapa, con un gran costo económico y social.

4 Adicionalmente, hubieron daños en las instalaciones de procesamiento y distribución de petróleo y gas.




Luego se diseñó e implementó una estrategia para ahorrar energía,

estableciéndose un Centro de Respuesta de Emergencia para Oferta y Demanda

de Electricidad. Este centro es liderado por el Secretario Jefe del Gabinete (con

rango ministerial), que coordina a diversas reparticiones públicas. Una de las

primeras tareas que debió enfrentar fue la estimación de curvas de carga para

cada uno de los principales sectores usuarios, para determinar qué medidas

implementar y cuáles eran los potenciales factibles.

Se establecieron metas obligatorias de reducción del consumo de energía del

15% (respecto de igual período estival del año anterior – 1 de julio al 22 de

septiembre), para la mayoría de los sectores, excepto metas del 5% al 10%

para sectores vulnerables y sensibles tales como hospitales, asilos de ancianos,

transporte público y empresas sanitarias

Asistencia técnica respecto de medidas para ahorrar energía

Desplazamiento de la jornada de trabajo en las industrias.

Teletrabajo.

Traslado de operaciones hacia áreas no afectadas.

Ampliación de las vacaciones de verano al personal de las empresas.

Relajamiento de exigencias ambientales para plantas térmicas.

Campañas informativas, que incluyó información de pronósticos de balance

oferta/demanda de electricidad en sitios web, en las principales estaciones de

trenes y en la televisión; promoción de ropa casual y más liviana a través de la

campaña Super Coolbiz; publicidad de consejos para ahorrar electricidad;

creación de un concurso de ahorro de energía en el sector residencial; y ofrecer

premios a los consumidores comerciales y residenciales por alcanzar sus metas

de ahorro de electricidad.




La siguiente ilustración muestra un ejemplo de los consejos para ahorrar electricidad

en el sector residencial.

Ilustración 1: Recomendaciones para ahorrar energía en el sector residencial

Fuente: ANRE/METI (2011), citado en AIE (2011)




- Incentivos/penalizaciones:

Para los consumidores industriales con potencia instalada de más de 500 kW,

el gobierno japonés está facultado por el Artículo 27 del Electricity Business

Act, a restringir el uso de la electricidad. Si dichos consumidores no reducen en

un 15% su consumo respecto del mismo período del año anterior entre las 9 y

las 20 horas (período del 1 de julio al 22 de septiembre), deben pagar una

multa de hasta 1 millón de yenes (aproximadamente 6,3 millones de pesos

chilenos) por cada hora en que no cumplan con la meta.

Premios a los consumidores comerciales y residenciales que alcancen sus

metas de ahorro.

- Resultados:

La siguiente ilustración muestra la comparación de consumos entre el año 2010 y

2011. Las líneas verticales naranjas muestran el día del terremoto y tsunami (11 de

marzo) y el día en que comienza el período crítico de verano (1 de julio).




Ilustración 2: Demanda de energía en el área de servicio de Tepco a las 14:00

Fuente: Lu (2011)

Por sectores, se ha estimado que los consumidores residenciales prácticamente

alcanzaron su meta, aunque se debe en parte a que el verano 2011 estuvo menos

caluroso que el del 2010. Por su parte, los consumidores medianos y grandes

consumieron menos que el consumo máximo que les fue permitido. En el caso de

estos últimos, el logro se atribuye a la aplicación del mencionado artículo 27 de la ley

que permite restringir el consumo de energía, habiendo sólo 300 infractores de un

universo de 19.000 grandes consumidores.

Sin embargo, como muestra la siguiente figura, la crisis no ha pasado, y puede

recrudecer durante el verano que viene, dada la posibilidad de un cierre de todas las

plantas nucleares.




Ilustración 3: Comparación de la capacidad total de generación y demanda máxima en

Japón, bajo un escenario sin generación nuclear

Fuente: Lu (2011)




3.1.2. Juneau, Alaska (EEUU) (2008)

- Causa de la crisis: Una avalancha destruyó las líneas de alta tensión entre Juneau

y las centrales hidroeléctricas que proveen el 90% del suministro eléctrico.

- Duración: Seis semanas.


Cambio a generación diesel en instalaciones de respaldo. Cabe señalar que el

precio del diesel en esa época estaba a precios récord. Como consecuencia, el

costo de generación de la electricidad entregada a los consumidores (cliente

final) pasó de 0,11 US$/kWh a 0,50 US$/kWh. Por ende, las autoridades

municipales decidieron que la única forma para que no subieran las cuentas de

electricidad de los consumidores en forma excesiva, era incentivarlos a que

consumieran menos.

Esfuerzos de ahorro impulsados por el sector público: apagado de alumbrado

público en forma alternada, apagado de ciertos equipos y luminarias en

edificios públicos.

Campaña de ahorro de energía “Juneau Unplugged”. Esta campaña de

información entregó consejos a los usuarios finales sobre cómo ahorrar

electricidad en forma rápida y segura. Los medios utilizados fueron radio,

diarios e internet. El tono de la campaña fue positivo, e hizo sentir a sus

participantes como “buenos ciudadanos”. Esta campaña tuvo un importante

efecto sicológico, reduciendo la incertidumbre y dando a los habitantes de

Juneau acciones concretas para reducir sus consumos, antes que subieran los

precios de la electricidad.

La campaña incentivó a los consumidores, especialmente los residenciales, a

reducir el nivel de iluminación y uso de electrodomésticos, bajar termostatos,

colgar ropa para que se seque al sol y tomar duchas más cortas. Encuestas




muestran que estas acciones fueron adoptadas por el 50% al 80% de los

consumidores.

Recambios tecnológicos, especialmente lámparas fluorescentes compactas (en

el 70% de los hogares), aislación térmica (menos del 5% de los hogares).


Se comunicó a través de los medios que las tarifas subirían por un factor de

cinco. Sin embargo, por razones políticas y de orden social, ellas no se

reajustaron sino hasta poco tiempo antes que se restableciera la línea de alta

tensión (asumiendo los costos el Estado). Así, los consumidores pasaron la

mayor parte de la crisis con la tarifa normal. La expectativa de una tarifa

significativamente mayor sirvió de fuerte aliciente para que los habitantes de

Juneau redujeran su consumo.

- Resultados:

La ilustración siguiente muestra el resultado de las medidas adoptadas para enfrentar

la crisis.

Ilustración 4: Consumo de electricidad en Juneau, antes y después de la avalancha

Fuente: AIE (2011)




Se aprecia que las medidas fueron altamente exitosas, logrando una reducción del

consumo de aproximadamente 40% en tan solo seis semanas. Si bien parte de la

reducción se debe a días más cálidos y largos con la llegada de la primavera (lo que

redujo la necesidad de calefacción eléctrica y las horas de iluminación), se estima que

la reducción corregida por factores climáticos y crecimiento histórico es de 25% a

30%.

Se estima que el principal responsable de esta reducción fue el cambio de conducta de

los habitantes, quienes adoptaron prácticas de ahorro de energía como consecuencia

de la campaña comunicacional desarrollada. Incluso un año después de la avalancha,

persistía aproximadamente un tercio de la reducción de consumo inducida por la

crisis.

Como señala la AIE (2011), el caso de Juneau muestra que reducciones significativas y

persistentes del consumo de energía, son factibles aún sin altos precios iniciales ni

cambios tecnológicos a gran escala.

3.1.3. Nueva Zelanda (2008)

- Causa de la crisis: Sequía.

- Duración: Junio a julio de 2008


Inicialmente, subida de precios en el mercado mayorista. Sin embargo, debido

a los altos precios de los productos de exportación neozelandeses, el efecto de

los mayores precios de la electricidad no tuvo el efecto esperado entre los

clientes industriales.

Campaña de información dirigida a los sectores residencial y comercial, a

través de diarios, televisión, radio, transporte público y sitios web. Sitio web

dedicado con noticias, datos de consumo, comparaciones regionales de




consumo, e información sobre niveles de embalses para la generación

hidroeléctrica.

Como consecuencia de la campaña, los usuarios apagaron luces y cambiaron el

energético para calefacción, desde electricidad a leña o gas (66% de los

hogares cuentan con sistemas de calefacción a base de más de un energético).

Para futuras crisis, y en orden a minimizar los costos de las campañas tanto

para los usuarios como para las empresas eléctricas, la Autoridad Eléctrica está

desarrollando mecanismos de manejo de la demanda,


No se utilizaron.

- Resultados:

Se estima que la reducción del consumo por las medidas tomadas a raíz de la

campaña, luego de corregir por clima, fue entre 3,6% y 6,9% según distintas fuentes.

Dado lo corto de la campaña, no se aprecian cambios estructurales en la demanda.

3.1.4. Sudáfrica (2008/9)

- Causa de la crisis: Insuficiente capacidad de generación frente a una demanda en

crecimiento, cierres de plantas por mantenimientos programados y por fallas

inesperadas.

- Duración: Enero 2008 hasta fines de 2009


La empresa nacional de electricidad de Sudáfrica (pública), Eskom, que abastece al

95% del país, junto con el gobierno, implementaron una serie de medidas para

evitar el colapso del sistema eléctrico. La siguiente es una lista de medidas

adoptadas, en orden, para mantener la integridad del sistema de suministro de

electricidad:




Racionamiento, especialmente en el sector industrial a los clientes con

contratos de suministro interrumpible.

Pago por parte de la empresa nacional de electricidad de Sudáfrica (pública) a

consumidores para que bajen su demanda.

Desconexión de cargas.

Incorporar plantas de generación a gas.

Uso de recursos hídricos de emergencia.

Programa de Conservación de Potencia, para reducir el 10% de la demanda en

hora punta (unos 3.000 MW), focalizado inicialmente en grandes consumidores

industriales (58% de la demanda), especialmente minas y fundiciones.

Medidas para el sector residencial, destinadas a reducir los peaks de consumo

en la mañana y en la tarde. Ellas incluyen un mensaje de “Alerta de Potencia”,

desplegado cada 30 minutos en internet y en los televisores, entre 17:30 y

20:30, el cual entrega información en tiempo real respecto de la falta de

electricidad, y las medidas que pueden adoptar los consumidores. Considera

cuatro niveles de alerta dependiendo de la severidad (verde, naranja, roja y

café). Se estima que cada mensaje permite reducir entre 100 MW y 500 MW,

para los niveles verde y café, respectivamente.

La Iniciativa 49 Millones, también dirigida a los clientes residenciales y

comerciales, es una campaña de información cuyo objetivo es incentivar a los

49 millones de sudafricanos a adoptar medidas de ahorro de energía como

parte de su identidad nacional y cultura.

En áreas sin televisión, se realizan campañas de información en la forma de

“road shows” y proyectos demostrativos.




Programas para proveer tecnologías eficientes, tales como iluminación

eficiente, calentadores solares de agua, duchas eficientes y otros.

Dado que Sudáfrica enfrenta problemas de falta de suministro más allá de crisis

aisladas, está desarrollando una estrategia de eficiencia energética para tener un

consumo sustentable en el largo plazo. Los principales elementos de esta estrategia

son:

Metas de corto, mediano y largo plazo para eficiencia energética.

Crear conciencia nacional sobre la importancia de la electricidad como un

recurso valioso que debe ser usado de forma inteligente.

Promoción del uso eficiente a través de legislación apropiada para: prevenir el

uso de equipos ineficientes, fijar estándares de eficiencia energética para

edificaciones, financiamiento de proyectos, asegurar colaboración entre los

actores.

Acelerar la evaluación, aprobación e implementación de proyectos de

eficiencia energética.

Desarrollo e implementación de tarifas según el período de uso (TOU) para los

consumidores residenciales.


Pagos a consumidores industriales para que bajen su demanda.

Incentivos para recambios tecnológicos.

- Resultados:

La reducción de la demanda se estima en 20%, principalmente en el sector industrial.




3.1.5. Brasil (2001)

- Causa de la crisis: Sequía y crecimiento acelerado de la demanda debido a

mejoramiento de las condiciones económicas del país, que no estuvo aparejado

con un aumento acorde de la capacidad instalada. Al momento de la crisis, 80% de

la capacidad instalada y 90% de la generación eran hidroeléctrica, con

relativamente poca capacidad de embalses.

- Duración: Aproximadamente 10 meses, con 5 meses de advertencia para

prepararse.


Racionamiento de electricidad y obligación a todos los consumidores para que

reduzcan sus consumos (industria: 15% de reducción respecto de igual

período del año anterior; clientes residenciales con consumos sobre 100

kWh/mes: 20%; agencias de servicios públicos e industria energointensiva:

25%; alumbrado público: 35%; excluyendo sólo a los clientes residenciales con

consumos menores a 100 kWh/mes), multando a quienes no lo hagan. El

objetivo era reducir el consumo en 20%. Brasil fue el primer país en usar estas

medidas como parte de su estrategia de conservación.

Creación de una comisión especial para manejar la crisis, con poder de decisión

y directamente relacionada con la presidencia de la nación.

Aumento de las tarifas de electricidad para consumos que excedían las cuotas

establecidas por la autoridad. Este aumento fue del 50% para los consumidores

con una demanda entre los 201 kWh y 500 kWh y 200% para los consumidores

que tienen más de 500 kWh.

Campañas de información y sensibilización por todos los medios, enseñando a

ahorrar electricidad, alertas diarias por TV sobre el nivel de reservas en los

embalses.




Notificación formal a cada consumidor sobre su meta de reducción,

amenazando con interrupción del suministro a quienes no cumplan dichas

metas.

Programas de eficiencia energética y reembolsos por parte de las empresas

eléctricas.

Recambio tecnológico (5,6 millones de lámparas fluorescentes compactas

entregadas por el gobierno a familias pobres, y compras masivas por parte del

resto de la población).

Fuerte compromiso nacional hacia medidas de conservación.

Metas de ahorro más altas para el sector público.

Desconexión de freezers en el sector residencial.5

En el sector comercial, reducción de actividades nocturnas, ajuste de horarios,

mejoras de eficiencia (ej: iluminación), cambio de energéticos (reemplazo de

equipos eléctricos por equipos a gas), cogeneración (aceleración de proyectos

contemplados por shopping center), aumento de la temperatura en los

sistemas de aire acondicionado.

Prohibición de utilización de electricidad de la red en eventos públicos.


Interrupción del suministro a aquellos clientes que no cumplieron con su cuota

de reducción de demanda (hasta por 5 días de corte en el sector residencial)6.

Para este aspecto se determinó una reducción del 20% y se comparó la 5 Muchas familias en Brasil poseían más de un refrigerador en sus hogares, desde la crisis inflacionaria

de la década del 80, para guardar alimentos y evitar los problemas de precio de la economía. El segundo

refrigerador típicamente tenía más de 10 a 15 años de vida, por lo que eran altamente ineficientes.

6 Fuente: http://www.nytimes.com/2001/06/06/world/06BRAZ.html?pagewanted=print

http://www.nytimes.com/2001/06/06/world/06BRAZ.html?pagewanted=print




medición efectiva (medidor) con el consumo en igual período del año anterior

para cada cliente.

Aumento de tarifas para el exceso de consumo sobre la cuota para los clientes

residenciales y comerciales (aumento de 50% para clientes con consumos

entre 201 kWh/mes y 500 kWh/mes, y 200% para aquellos con consumos

sobre 500 kWh/mes). No se cuenta con información respecto del destino de los

mayores ingresos.

Bonificación de un real por cada kWh ahorrado en exceso de la cuota, para

aquellos clientes residenciales y comerciales con consumos menores a 200

kWh/mes. Esta bonificación representaba un 456% de la tarifa residencial y un

540% de la tarifa comercial, respectivamente.7

Para los clientes industriales y otros con altos consumos, pago del precio spot

para el consumo en exceso de su cuota (sin embargo, a este precio se le puso

un techo de 250 US$/MWh).

Se permitió a los clientes industriales vender sus excesos de reducción a

aquéllos con déficit. Este mercado fue esencial para dar flexibilidad a las

empresas para que cumplieran con el programa de racionamiento. Algunas

industrias electrointensivas mejoraron su rentabilidad vendiendo potencia en

lugar de productos (caso del aluminio y cobre).

- Resultados:

Reducción del 20% de la demanda de energía prácticamente en el primer mes de la

campaña, y en algunos meses se superó la meta. El sector residencial fue el que tuvo

mayores ahorros (23% de reducción), mientras que la reducción en los sectores

7 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/tarifamedia/Default.cfm

http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/tarifamedia/Default.cfm




comercial e industrial fue de 16,3% y 11,9% respectivamente. La siguiente ilustración

muestra la evolución de la demanda producto de las medidas tomadas.

Ilustración 5: Demanda de potencia en Brasil, antes y después de la crisis

Fuente: AIE (2005)

3.1.6. California (2001)

- Causa de la crisis: Suma de una serie de factores, incluyendo entre otros: mala

transición a un mercado eléctrico liberalizado, quiebra de las mayores empresas

eléctricas, sequía, escasez de gas natural, falta de acuerdo en política pública entre

las autoridades estatales y federales, fallas en centrales. Al igual que en el caso de

Chile en 2008, si bien cada una por separado era manejable, su ocurrencia

simultánea constituyó una “tormenta perfecta”.

- Duración: Aproximadamente nueve meses, con alerta previa de aproximadamente

un año.


Sobre 200 programas distintos en todos los sectores.




Reembolsos a consumidores que usaran menos electricidad que en igual

periodo del año anterior, pagados por las utilities.

Campaña de sensibilización pública “Flex Your Power”, a través de TV, radio,

diarios, carteles, material promocional, etc. Fomentó cambios de conducta para

ahorrar. Educó sobre conservación e informó sobre incentivos financieros.

Reporte diario de la crisis en primera página en la prensa.

Reemplazos tecnológicos (equipos, semáforos LED, iluminación –incluyendo la

entrega de 8 millones de LFC, aislación térmica, etc.), incluyendo reembolsos

por la compra de equipos eficientes. Estos reemplazos fueron realizados por

las utilities de California, en base a los programas de eficiencia energética que

habían sido aprobados por la autoridad.8

Mejora de los estándares de eficiencia energética.

Aumento de tarifas. Los precios del sector residencial aumentaron un 9% entre

2000 y 2001, los precios del sector comercial aumentaron un 38%, y el en el

sector industrial fue un 37%.

Interrupción del suministro (apagones) por parte del operador de la red

(California Independent Service Operator). Las interrupciones de suministro

fueron más prolongadas para los clientes con contratos interrumpibles que

nunca los habían sufrido y no estaban preparados para ellos (hoteles oficinas,

supermercados, algunas industrias, etc.).

Programas de eficiencia energética y manejo de la demanda, por parte de las

empresas eléctricas.

8 Como se verá más adelante en el capítulo 3 de este informe, el marco regulatorio de California

contempla que cada empresa eléctrica desarrolle programas de EE (entre ellos reemplazos

tecnológicos), los que se financian a través de un cargo en la tarifa del consumidor.




Programa de descuentos 20/20, en el cual se otorgó un 20% de descuento en la

tarifa de electricidad a aquellos clientes que redujeron su consumo de

electricidad 20% o más durante los meses de verano (comparado con el año

anterior de acuerdo a factura). Este programa estuvo abierto a todo tipo de

consumidores y su participación fue automática.

Coordinación de horas de bombeo de agua.


Programa de descuentos 20/20.

Reembolsos por compras de equipos eficientes.

- Resultados:

Aproximadamente un 80% de los consumidores adoptó una o más medidas para

reducir su consumo, lo que se tradujo en una reducción estimada de 14% de energía.

La siguiente ilustración muestra dicha situación, incluyendo el ajuste por factores

climáticos y de actividad económica.




Ilustración 6: Reducción de consumo de electricidad observada y ajustada en

California, para los peaks mensuales entre los años 2000 y 2001

Fuente: California Energy Commission, en AIE (2005)




3.2. Tipología de medidas

La experiencia internacional analizada muestra que las medidas de ahorro de

electricidad utilizadas para bajar la demanda en situaciones de crisis, se pueden

clasificar en cinco grupos9:

Señales de precio

Cambios conductuales

Reemplazos tecnológicos

Racionamiento

Mecanismos de mercado

Como se discutirá más adelante, el mayor impacto se logra con un conjunto coherente

de medidas, y no con acciones aisladas. La siguiente tabla muestra las medidas que se

han utilizado en cada categoría, y algunos prerrequisitos o factores que facilitan su

aplicación.

Tabla 1: Medidas del lado de la demanda utilizadas en situaciones de crisis de

abastecimiento de electricidad

Medida Descripción Prerrequisitos

Señales de precio

Tarifas industriales y

comerciales

Relevar la intensidad de la

crisis a través de los

precios

Capacidad para ajustar

precios; sistemas de

medición y facturación

apropiados. Puede tener

respuesta inmediata en la

medida que exista

9 AIE (2005), AIE (2011), ESMAP (2010)





traspaso de información

adecuado y flexibilidad

tarifaria horaria

Tarifas residenciales Relevar la escasez de

electricidad a través de los

precios

Capacidad para ajustar

precios; datos sobre

elasticidad-precio de

consumidores

residenciales; voluntad

política; tarificación

horaria, medidores

inteligentes. En general,

requiere más tiempo para

su adopción y mayores

esfuerzos

comunicacionales


Campañas de información Crear conciencia, fomentar

medidas de ahorro

Habilidad para coordinar a

los medios y generar

mensajes. Puede actuar de

manera inmediata para

lograr resultados


Reemplazo de luminarias Reemplazo por luminarias Capacidad de promoción,





más eficientes

(fluorescentes compactas,

LED, semáforos, luminaria

pública, etc.)

distribución,

financiamiento,

disposición de luminarias

viejas.

Es de implementación

lenta por lo que no

consigue resultados

inmediatos.

Reemplazo de

electrodomésticos y otros

equipos

Reemplazo por equipos

más eficientes

Capacidad de promoción,

distribución,

financiamiento,

disposición de equipos

viejos, así como

información sobre

potenciales de ahorro. Es

de implementación lenta

por lo que no consigue

resultados inmediatos.

Racionamiento

Racionamiento

voluntario10

Solicitar reducciones

voluntarias del uso de

Análisis para determinar

niveles de reducción

10

Para los efectos de este estudio, seguiremos la denominación utilizada por AIE (2011), considerando

aquellas medidas voluntarias de corte de suministro como “Racionamientos voluntarios”





electricidad razonables por tipo de

consumidor, acordes con

su impacto (económico y

otros)

Racionamiento obligatorio Ordenar uso restringido de

electricidad

Análisis para determinar

niveles de reducción

razonables, acordes con su

impacto económico y en

seguridad, capacidad para

fiscalizar y aplicar multas

por no cumplimiento

Desconexión de cargas Cortes selectivos de

energía eléctrica

Fácil de implementar pero

puede causar pérdidas

económicas grandes y no

predecibles. Se considera

como una herramienta de

racionamiento de último

recurso.

Control de carga Limitadores de corriente o

control de equipos

consumidores.

Necesidad de identificar

usos finales a controlar,

implementar mecanismos

de comunicación y control,

y de compensaciones.





Mecanismos de mercado

Comercialización bilateral

de cuotas de potencia11

Se permite a grandes

consumidores que

comercialicen reducciones

de carga entre ellos

Requiere mecanismos

contractuales, un árbitro

independiente, bases para

verificación, y sistema de

compensaciones que son

determinadas de común

acuerdo por las partes, o

por la entidad que

gestiona las transacciones.

Es de implementación

lenta por lo que no

consigue resultados

inmediatos.

Fuente: AIE (2005), AIE (2011) y ESMAP (2010)

11 Se refiere a una cierta cantidad de kW o MW que reduce un cliente, que es comercializada a otro

cliente, aplicándose tradicionalmente para reducir peaks de consumo.




3.2.1. Señales de precio

Como lo vimos en la experiencia internacional, en los casos de Brasil y Japón, el

incremento del nivel de precios puede servir como una señal a los consumidores

respecto del nivel de escasez de electricidad producto de una crisis de abastecimiento,

induciéndolos a reducir su consumo. Sin embargo, su real efecto y factibilidad de

implementación dependerá de varios factores.

La elasticidad precio de la demanda permite estimar la reducción del consumo ante

variaciones de precio de la electricidad. Entre otros, dicha elasticidad guarda relación

con la capacidad de sustitución de energéticos y el grado en que los servicios

prestados por la electricidad son de necesidad básica o suntuaria. Demandas

relativamente elásticas favorecen la aplicación de esta medida. Para Chile, Agostini et

al (2009) estimaron que la elasticidad precio de largo plazo es del orden de -0,40 en el

sector residencial, mientras que en CNE (1986) se reportan elasticidades precio de

corto plazo de -0,04 a -0,09.12

Un factor muy relevante a considerar es la voluntad política de implementar un alza

importante de precios, especialmente en relación al impacto que tendrá en los grupos

más pobres de la población. Ello ha sido mitigado en el pasado a través de subsidios

focalizados.

Asimismo, debe considerarse las restricciones técnicas y el tiempo necesario para que

los cambios de precio lleguen efectivamente a los usuarios, especialmente si la crisis

de abastecimiento es de corta duración. Ello es particularmente relevante si no se

desarrolla una buena campaña comunicacional y no se cuenta con medidores

12 Elasticidad precio es una medida utilizada en economía para mostrar el grado de respuesta

(elasticidad) de la cantidad demandada de un bien o servicio a los cambios en el precio de dicho bien o

servicio. En el informe 2 se abordará en detalle el problema de la elasticidad precio de la electricidad en

el caso chileno.




inteligentes, ya que los clientes se enterarán del alza recién cuando les llegue la cuenta

de electricidad, semanas o un mes después de decretada el alza.

En el caso de restricciones de potencia (por ejemplo problemas de abastecimiento en

horas punta), ellas pueden ser abordadas a través de tarifas variables en función del

horario. Dichas tarifas sirven para focalizar las reducciones de consumo en los

períodos de punta, desplazando consumos a otros horarios con mayor holgura entre

oferta y demanda por electricidad. Algunas opciones de tarificación horaria utilizadas

internacionalmente son:

Tarificación por tiempo de uso (Time-of-use pricing, TOU), en que el precio

varía en función de un período pre-establecido, como hora del día, día de la

semana o temporada;

Tarificación en tiempo real (Real-time pricing, RTP), en que la tarifa al

consumidor final refleja directamente los precios spot horarios en el mercado

mayorista; y

Tarificación en períodos críticos de punta (Critical –peak pricing, CPP), una

combinación de TOU y RTP, en la cual una tarifa TOU está vigente todo el año

excepto por un número limitado de días críticos (cuyas fechas no se conocen

con antelación), durante los cuales se cobra una tarifa mayor por la

electricidad.

Para que estos sistemas de tarificación puedan implementarse adecuadamente, se

requieren tecnologías de medición, comunicaciones y procesamiento de datos.




3.2.2. Cambios conductuales

La experiencia internacional analizada, muestra que los cambios conductuales pueden

provocar reducciones significativas en el consumo de electricidad. Sin embargo, es

necesario tener claridad respecto de su aplicabilidad y forma de implementación, a fin

de que sea un instrumento efectivo.

La promoción de cambios conductuales para enfrentar situaciones de crisis,

generalmente se realiza a través de campañas de comunicación a través de medios

masivos –televisión, diarios, radios, internet– a fin de llegar a la mayor cantidad del

público objetivo, en el menor tiempo posible. El objetivo es informar para crear

conciencia y pedir acciones concretas para reducir el consumo de electricidad. 13

13 En el mes de marzo del año 2008 se desarrolló en Chile la campaña “Ahorra Ahora”, impulsada y

financiada tanto por el Gobierno como por Empresas Eléctricas A.G.

Esta campaña se realizó con el objeto de atender una fuerte estrechez en el suministro eléctrico en el

SIC, ya que de acuerdo a las proyecciones del CDEC-SIC la oferta disponible no alcanzaría a cubrir la

demanda del período marzo.

La experiencia recogida en dicha oportunidad (los autores del informe fueron parte del equipo a cargo

del desarrollo de la campaña) nos arroja las siguientes conclusiones:

- La preparación de una campaña toma a lo menos un mes (lo ideal son dos meses), desde el

desarrollo de la idea básica, la imagen gráfica y la puesta en marcha. Para acortar los plazos se

recomienda contar con contratos previos de asesoría para el desarrollo de campañas

publicitarias y estudios de opinión.

- El costo de una campaña masiva, al año 2008, fue de unos $500.000.000.-, lo que incluyó

apariciones en todos los medios audiovisuales, radiales y prensa escrita.

- Se requiere definir un mensaje explícito respecto a la urgencia (“Ahorra Ahora”), junto con

entregar recomendaciones concretas para lograrlo. No se puede culpar a los consumidores del

problema, pero si hacerlos parte de la solución de manera colectiva.

- Las recomendaciones deben estar asociadas tanto a medidas de ahorro como de eficiencia

energética.




Las campañas informativas son usadas generalmente para complementar y reforzar

las otras medidas adoptadas, para lograr una mayor reducción del consumo de

electricidad. Por ejemplo, el alza de tarifas puede ir acompañada de una campaña

educativa con consejos prácticos sobre cómo utilizar mejor la energía y con la

distribución gratuita de ampolletas eficientes. Dicha estrategia se utilizó en el caso de

Chile en la crisis de 2008, para permitir a la población, especialmente aquella de

ingresos bajos y medios, poder bajar sus consumos en un uso que es de primera

necesidad y difícilmente sustituible.

Si bien las campañas que promueven cambios conductuales pueden tener un alto

impacto, la duración de dicho impacto suele desaparecer rápidamente luego de

terminada la campaña. Por ello, esta medida es más efectiva ante crisis de corta

duración14. Ello se refuerza en el caso que el principal mensaje sea de ahorro, que

signifique un sacrificio para las personas. La población generalmente está dispuesta a

dicho sacrificio, pero sólo por un período acotado. Sin embargo, el caso de Chile

mostró que el cambio del mensaje desde “ahorro” a uno de “buen uso de la energía”,

- Se recomienda la asesoría de expertos en estudios de opinión para definir el tipo de mensaje y

especialmente el “tono” de la campaña.

- Los medios en los cuales se publica son propuestos por la empresa de publicidad, en base al

target de público determinado.

- La campaña debe ser apoyada por una permanente aparición de autoridades, empresarios,

líderes de opinión invitando a toda la población a desarrollar esfuerzos concretos. En especial,

mostrar los esfuerzos que empresas y el Gobierno están realizando para evitar los cortes de

suministro eléctrico.

14 Para los efectos de este informe, entenderemos por “corta duración” aquella crisis que tiene una

duración no superior a un mes.




permite transmitir a la población que ello conlleva un beneficio duradero, aún

después de pasada la crisis.

Como señala la Agencia Internacional de Energía (AIE, 2011, citando a Mikkonen et al,

2010), al diseñar e implementar una campaña informativa, se deben considerar al

menos los siguientes puntos:

Identificar el grupo objetivo. Para mejorar la efectividad de las campañas, ellas

deben dirigirse a grupos específicos con mensajes ad hoc. La experiencia muestra que

las campañas para todo el mundo con mensajes genéricos, poco definidos, no tienen

mucho efecto.

La definición del grupo objetivo permite focalizar la campaña con los mensajes

relevantes, transmitidos en el lenguaje apropiado y a través de los canales más

efectivos.

Analizar los determinantes del cambio conductual deseado. Dado que las

campañas buscan cambiar un determinado comportamiento (como por ejemplo,

hábitos de uso, decisiones de compra, etc.), se debe tener un buen entendimiento del

grupo objetivo. Ello permite comprender las motivaciones, patrones de uso y otros

condicionantes, que constituyen elementos fundamentales para poder diseñar una

buena campaña.15

Las campañas efectivas generalmente contienen mensajes motivadores, que no culpan

a los consumidores de la situación de crisis, sino que los hacen sentir partícipes de la

solución mediante su esfuerzo y acciones.

El mensaje de qué acciones deben tomar los consumidores debe ser muy claro y

preciso, con medidas concretas que ellos entiendan. Así, campañas que sólo se quedan

15 Para abordar este aspecto, es clave contar con dos tipos de información base: estudios de opinión que

puedan apoyar el tipo y tono del mensaje; y estudios de usos finales de la energía, con el objeto de

identificar las medidas que deben tomarse para ser efectivos ante la crisis.




en mensajes del estilo “Estamos en crisis, reduzca su consumo de energía”, son poco

efectivos ya que si bien alertan sobre la situación, no indican cómo puede contribuir

un consumidor concretamente. Así, mensajes directos como “Apaga la luz si no la

necesitas” son más efectivos.

Relacionado con lo anterior, se debe cuidar que los consumidores tengan las

herramientas para entender y poner en práctica los mensajes. Así por ejemplo, si se

pide a la población que cambie sus ampolletas ineficientes por aquellas más eficientes,

hay que primero educarlos respecto del nivel de eficiencia de cada una y que tengan

una forma muy clara y sencilla de poder identificar una de otra. En el caso de Chile,

ello fue posible gracias al etiquetado de eficiencia energética que estaba en aplicación

antes de la crisis de 2008.

La siguiente tabla muestra ejemplos de medidas promovidas por campañas

comunicacionales en los países que hemos analizado en este informe.

Tabla 2: Medidas de ahorro de energía utilizadas internacionalmente en

campañas comunicacionales

Medidas Sector al que se dirige Tipo de restricción:

Energía o Potencia

Apagar luces no esenciales Todos Energía/Potencia

Apagar o activar gestión

de energía en

computadores

Todos Energía/Potencia

Ajustar termostatos para

reducir demanda por

calefacción o aire

Todos Energía/Potencia





Energía o Potencia

acondicionado

Secar la ropa al sol y no en

la secadora eléctrica

Residencial Energía/Potencia

Reducir el tiempo y

frecuencia de duchas

Residencial Energía/Potencia

Bajar la temperatura del

termo de agua caliente

Residencial/Comercial Energía/Potencia

Desenchufar freezer,

segundo refrigerador y

otros equipos

Residencial/Comercial Energía/Potencia

Cambiar horas de

operación

Público/Comercial Potencia

Reducir la velocidad de

escaleras mecánicas y

ascensores

Público/Comercial Energía/Potencia

Apagar luminarias

públicas en forma

alternada

Público Energía/Potencia

Poner semáforos en modo

intermitente en horas

Público Energía/Potencia





Energía o Potencia

fuera de punta

Trasladar horas de

bombeo de agua y

alcantarillado a horarios

fuera de punta

Empresas de servicio Potencia

Ajustar horario para el uso

de equipos electro-

intensivos a horarios fuera

de punta

Industrial Potencia

Eliminar fugas en sistemas

de aire comprimido

Industrial Energía/Potencia

Programar cierres

temporales en períodos

críticos


Trasladar producción a

plantas fuera de la zona

con problemas de

abastecimiento


Fuente: AIE (2005), AIE (2011) y ESMAP (2010)

Elegir el o los canales de comunicación a usar. Tan importante como el mensaje, es

el medio utilizado para transmitirlo. Dicho canal debe ser apropiado para el grupo




objetivo seleccionado, y con una relación costo de contacto/efectividad acorde con el

presupuesto de la campaña. Tradicionalmente, los medios más utilizados para

campañas masivas son la televisión, diarios, internet y radios. Campañas focalizadas

en grupos específicos (por ejemplo, grandes consumidores industriales), deben

utilizar canales ad hoc, los que son generalmente recomendados por las empresas de

publicidad a cargo de la campaña respectiva.

Transmitir urgencia, pero con un sentido positivo. Varios estudios muestran la

conveniencia de realizar campañas con un tono de “divertido y posible” y no “tareas

onerosas y sacrificadas” (Hummer et al, 2010). Así, varias campañas incorporan el

humor para aumentar la receptividad y recordación de las mismas.

El sentido positivo de la campaña realizada en Chile en 2008, ha sido destacado

internacionalmente como ejemplo (ver AIE, 2011), mostrando cómo se pasó de pedir

acciones de ahorro ante la crisis (“Ahorra Ahora”), hacia una campaña de

agradecimiento a la población por su “Buena Energía”.

En síntesis, dado que cada crisis de abastecimiento tiene sus propias características,

las medidas que promuevan las campañas, los mensajes, grupos objetivo y canales

deben responder a dichas particularidades. La realización de estudios y recolección

periódica de datos sobre consumo de cada sector, facilita la tarea de los responsables

de la campaña para focalizar prontamente y de mejor manera tanto el mensaje y el

público objetivo.




3.2.3. Reemplazos tecnológicos

A diferencia de las campañas comunicacionales que tienden a ser efímeras, cuando

hay crisis que se espera duren un largo tiempo, se pueden llevar a cabo reemplazos

tecnológicos.

Dichos reemplazos toman más tiempo en implementarse y pueden significar una

mayor inversión que las campañas comunicacionales, pero su efecto es más seguro y

perdurable en el tiempo. Sin embargo, el tiempo de implementación y costos de dichos

reemplazos pueden reducirse en el caso que ya exista un programa para tiempos

normales (no críticos), con personal entrenado, canales de distribución, servicios de

instalación entrenados, financiamiento aprobado, etc.

Algunos reemplazos que han probado ser efectivos internacionalmente incluyen:

Instalación de iluminación eficiente, especialmente lámparas fluorescentes

compactas (LFC) y diodos emisores de luz (LED);

Reemplazo de equipos antiguos ineficientes (como por ejemplo refrigeradores;

semáforos con ampolletas incandescentes; motores eléctricos industriales;

equipos de aire acondicionado), por tecnología más nueva y eficiente;

Reacondicionamiento y/o ajuste de equipos existentes para hacerlos más

eficientes;

Instalación de dispositivos de control de carga en equipos seleccionados.

En el caso de la crisis de 2008 en Chile, se distribuyó casi 3 millones de LFC a sectores

de bajos ingresos (considerando años 2008 y 2009), retirando un número igual de

ampolletas incandescentes. Se estima que la reducción de demanda obtenida equivale

a aquella de toda la comuna de Puente Alto.16

16 La estimación consideró el cambio de ampolletas de 100 W por LFC de 20, considerando un uso

diario de 3,2 horas. El ahorro estimado fue de201,45 GWh/año. Lo que equivale al consumo de 127.182

hogares, suponiendo un consumo promedio de 132 kWh/mes.




Por su parte, debido a la crisis de 2011 en Japón, la venta de luminarias LED alcanzó

una participación récord de 40%, el doble que antes de la crisis, superando por

primera vez la venta de ampolletas incandescentes.

Al planificar reemplazos tecnológicos, es importante tomar una serie de medidas para

evitar que el resultado sea un mayor consumo y/o impactos negativos al medio

ambiente. Ello podría ocurrir por ejemplo con un programa de reemplazo de

refrigeradores, en que si no se retiran y disponen adecuadamente los equipos

antiguos, podría aumentar el consumo al haber dos (o más) refrigeradores en

funcionamiento en los hogares, o la emisión de gases que afectan la capa de ozono por

una falta de recolección y tratamiento de los mismos.

Al igual que para las campañas comunicacionales, es importante contar con

estadísticas y estudios actualizados respecto de usos finales de energía por sector, a

fin de poder focalizar los reemplazos en aquellos equipos y grupos de usuarios que

presentan un mayor potencial de reducción de consumo.

3.2.4. Racionamiento

El racionamiento es una medida que en algunas de sus modalidades tiene un efecto

inmediato, de una magnitud potencialmente predefinida por las autoridades y

medible, pero que puede conllevar altos costos económicos y sociales, por lo que su

aplicación debe ser cuidadosamente estudiada.

De acuerdo a la AIE (2011), el racionamiento puede ser voluntario, aunque por lo

general es obligatorio, y puede ser utilizado para diferentes consumidores

(residencial, comercial, industria, sector público, etc.). En los casos estudiados, tanto

Japón, Brasil y Sudáfrica aplicaron racionamientos obligatorios, conforme los

autorizaba la legislación respectiva. No se cuenta con información respecto a si se

pagaron compensaciones a los consumidores afectados por parte de las empresas de

generación.




Esta medida permite limitar el suministro por un período determinado de tiempo,

siendo algunas de las modalidades las siguientes:

Tabla 3: Modalidades de racionamiento eléctrico

Estrategia de

racionamiento

Ventajas Desventajas

Reducción de bloques de

carga

Fácil de implementar Ineficiente, poco popular

Racionamiento vía cuotas

o derechos

Equitativo, fácil de explicar

e implementar

Ineficiente,

potencialmente dañino

para grupos vulnerables

Racionamiento basado en

el mercado (cuotas y

trueque)

Eficiente, sustentable,

minimiza el impacto

económico

Más difícil de

implementar, requiere un

fuerte liderazgo y una

buena capacidad técnica

Esquemas de incentivos y

premios

Equitativo, sustentable,

fomenta inversiones (los

consumidores pueden

invertir en equipos de alta

eficiencia)

Más caro en el corto plazo,

ya que la empresa debe

financiar los incentivos o

premios (a diferencia de

los otros esquemas)

Fuente: AIE (2011)

Si bien la reducción de bloques de carga es relativamente fácil de implementar y

previene el colapso del sistema, produce pérdidas económicas y mina la moral de los

consumidores, por lo que no es recomendable si existen mejores alternativas. Ella

puede ser ineficiente desde un punto de vista económico ya que desconecta a todos




los usuarios de un sector, independiente de su nivel de consumo y de la utilidad que

dicha electricidad presta a los usuarios. Si no está acompañada de una campaña de

información anunciando los horarios y días en que habrá cortes, o si éstos no tienen

una duración predefinida, produce gran malestar y descontento en los usuarios

afectados. Adicionalmente, si es percibida por los consumidores como de larga

duración (superior a un mes), puede incentivar la compra y utilización de equipos

electrógenos a diesel, cuya operación es cara y contaminante.

El racionamiento vía cuotas o derechos, un grupo de usuarios finales (por ejemplo

residenciales o industriales), deben reducir su consumo en la misma cantidad, y se

pueden aplicar multas a quienes no lo hagan.

Este esquema fue aplicado por Japón durante el verano de 2011, exigiendo

reducciones del 15% para la mayoría de los sectores, excepto metas del 5% al 10%

para sectores vulnerables y sensibles tales como hospitales, asilos de ancianos,

transporte público y empresas sanitarias. Para los clientes industriales con potencia

instalada mayor a 500 kW, se impuso una meta del 15% de reducción comparada con

el consumo del mismo periodo del año anterior (del 1 de julio al 22 de septiembre),

entre las 9:00 y las 20:00 horas. Aquellos consumidores que no cumplan la meta

pueden ser multados hasta por 1 millón de yenes (aproximadamente 6,3 millones de

pesos chilenos) por cada hora en que no cumplan con la meta. Ello es posible por el

artículo 27 del Electricity Business Act, el cual autoriza al gobierno a restringir el uso

de la electricidad.

Similar sistema de cuotas aplicó Brasil en 2001, en que se estableció la obligatoriedad

de cumplir con reducciones respecto de líneas base para cada tipo de cliente

(excluyéndose a los pequeños consumidores residenciales). Al igual que en el caso de

Japón, se establecieron multas a aquellos consumidores que no cumplieron la

reducción.




3.2.5. Mecanismos de mercado

Los mecanismos de mercado facilitan el cumplimiento de cuotas de reducción de

consumos y reducen el impacto económico de los mismos, ya que incorporan las

diferentes disposiciones a pagar de los clientes, especialmente de los más grandes

(por ej. sobre los 500kW).

Una de sus formas es la transacción de reducciones entre aquellos clientes que

redujeron su cuota en exceso, con aquellos para los cuales resulta más rentable

comprar dicha reducción que reducir sus propios consumos. Tal fue el caso de Brasil,

donde a nivel industrial existieron cuotas específicas de ahorro de energía para cada

una de las industrias del país, las que se podían cumplir tanto por ahorros directos

como por la compra de ahorros de otras compañías. Como lo señala la AIE (2007)

“Varios mercados se desarrollaron en el país para permitir el comercio bilateral de

excedentes… a las empresas capaces de ahorrar más de su objetivo se les permitió

vender este exceso de ahorro a otras empresas que tenían dificultades para llegar a su

objetivo.“17

Así pues, este mecanismo fue utilizado en Brasil como complemento del sistema de

cuotas. Se estima que gracias a él, el impacto del racionamiento en el PGB se redujo en

dos tercios, desde 2,4% a 0,8% (Heffner, 2009).

Otra modalidad es la que utilizó California durante la crisis de 2001. Desarrollaron el

programa de descuentos 20/20, en el cual se otorgó un 20% de descuento en la tarifa

de electricidad a aquellos clientes que redujeron su consumo de electricidad 20% o

más durante los meses de verano (comparado con el año anterior). Este programa

estuvo abierto a todo tipo de consumidores y su participación fue automática.

Aproximadamente un tercio de los consumidores recibieron un descuento al menos

17 El mecanismo de mercado utilizado se puede asemejar a los certificados blancos utilizados en Italia,

el cual será analizado en otro capítulo de este informe.




en un mes, y se estima que este programa contribuyó con alrededor de un tercio del

total de reducción del consumo, a un costo de un tercio del precio de la electricidad en

el mercado mayorista (Goldman, Eto y Barbose, 2002).

3.3. Efectividad de las medidas

Si bien por razones de análisis se presentaron las medidas en forma separada, en la

práctica los países aplican un conjunto coherente de instrumentos para aumentar el

impacto y reducir el tiempo de implementación de la estrategia para enfrentar las

crisis. Algunas de ellas tienen impacto directo en las reducciones, y otras son

complementarias y las viabilizan o potencian. Por ello, no siempre es posible

determinar la contribución exacta de cada medida en el resultado final.

La siguiente tabla muestra esta situación para los países estudiados, así como su

impacto estimado y la duración de la crisis.

Tabla 4: Medidas tomadas por países ante crisis de suministro de electricidad

Japón 2011

Juneau 2008

Nueva Zelanda

2008

Sudáfrica 2008/09

Brasil 2001 California 2001

Reducción en consumo de energía (%)

15% para la mayoría de los sectores durante período de punta en verano

25% a 40% en todos los sectores

3,6% a 6,7% en el sector residencial

20%, principalmente en el sector industrial

20% 14%

Duración aproximada

Desde marzo de 2011

6 semanas Junio a julio Enero 2008 hasta fines de 2009

Aproximadamente diez meses

Nueve meses

Medidas

Incremento de precios

X X X X X


X X X X X X


X X X X X X

Racionamiento X X X X X

Cambio de energéticos (a nivel de consumidores)

X X X X

Fuente: IEA (2005), IEA (2011)




La siguiente figura resume el impacto estimado de las medidas tomadas en cada país.

Ilustración 7: Reducción de demanda de electricidad producto de medidas tomadas

Fuente: IEA (2005, 2011)

Notas: * Promedio de estimaciones

** Meta

0

5

10

15

20

25

30

Juneau(2008) *

Brasil (2001) Japón(2011) **

California(2001)

Sudáfrica(2008/9) **

NuevaZelanda(2008) *

Re

du

cció

n d

e d

em

and

a (%

)




4. MECANISMOS PARA INCORPORAR DE MANERA PERMANENTE LA MEJORA

DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

En las últimas tres décadas, el desarrollo regulatorio en el ámbito de la industria

eléctrica ha tenido interesantes desarrollos en el diseño de mecanismos regulatorios,

que proporcionen incentivos para que las empresas distribuidoras implementen

programas de eficiencia energética (EE).

No obstante ello, en general en la mayoría de los marcos regulatorios a nivel mundial

de las empresas distribuidoras no existen incentivos para que éstas promuevan la EE

entre sus consumidores, sino más bien, lo anterior se desincentiva, debido a que una

reducción en las ventas de energía reduce también sus ingresos y beneficios. Como lo

señala el Informe de Systep (2009), “Dado que tradicionalmente los ingresos de las

empresas distribuidoras se basan en la cantidad de electricidad que se vende, los

incentivos normalmente están en favor de aumentar las ventas de electricidad, para

de este modo desarrollar más infraestructura, expandiendo las redes e instalaciones

que satisfacen el suministro eléctrico.”18

En el caso del marco regulatorio de Chile, “las tarifas apuntan a estimular a las

empresas de distribución reales a ser eficientes tanto en su política de inversiones como

en la gestión de la empresa. Sin embargo, el esquema regulatorio define tarifas que

estimulan a las empresas no sólo a reducir sus costos, sino que también a buscar

incrementar sus ventas. Las tarifas cobran esencialmente por la potencia consumida por

los clientes, por lo que, para instalaciones dadas, a mayor potencia consumida, mayor

ingreso para la firma. Bajo el marco de la regulación chilena vigente, a la empresa

distribuidora en rigor no debiera interesarle la EE ni la reducción de las demandas de

18La conclusión señalada es válida para el nivel de distribución; no obstante, a nivel de subtransmisión

donde las obras no son vinculantes y le son reconocidas en la tarifa, en la medida que la curva se aplane

manteniendo niveles parejos de consumo de energía, podría ser muy atractivo para las empresas

introducir esquemas de eficiencia energética, ya que se podrían postergar inversiones.




potencia, porque ello va en contra de sus intereses comerciales. Salvo que las empresas

identifiquen oportunidades de postergar inversiones vía esquemas de gestión de la

demanda o asocien la búsqueda de la eficiencia como parte de su responsabilidad social

empresarial, las distribuidoras en Chile no tienen estímulos para ser agentes proactivos

en la materia, más bien tienen desincentivos.” (Systep 2009)

No obstante, ya es posible encontrar experiencias con resultados concretos de

introducción de la EE en el “negocio eléctrico” (en específico distribución eléctrica)

como parte integral de su oferta de servicios permanentes. Las experiencias serán

analizadas desde el específico enfoque de este estudio (“medidas para contextos de

crisis”), es decir identificando si algunas de estas soluciones contribuyen a enfrentar

situaciones coyunturales de estrechez de abastecimiento eléctrico. Demás está señalar

que naturalmente en la medida que se introduce la EE de manera permanente, el

sistema estará más preparado para evitar las situaciones de estrechez de suministro

eléctrico.

Conforme el acuerdo metodológico, se analizaron tres experiencias (California, Italia,

Brasil), y la información ha sido recogida de los siguientes estudios:19

1. “Introducción de la eficiencia energética a través de incentivos a las empresas

distribuidoras”, elaborado por Systep para la Comisión Nacional de Energía, año

2009.

2. “Estudio del Marco Regulatorio de la Distribución Eléctrica en Chile:

Investigación, Análisis y Propuestas para fomentar la incorporación de criterios

19 Dado el objetivo final de la consultoría, en este informe sólo hace una descripción general de los tres

modelos analizados para concluir sobre los aspectos que colaboran en el enfrentamiento de una crisis.

Para mayor información sobre cada uno de los esquemas, se sugiere revisar el informe: “Introducción

de la eficiencia energética a través de incentivos a las empresas distribuidoras”, elaborado por Systep

para la Comisión Nacional de Energía, año 2009.




de eficiencia energética por parte de las empresas distribuidoras”, elaborado por

Enzo Sauma para el Programa País Eficiencia Energética, año 2007.

3. “Políticas de eficiencia y ahorro energético para el sector eléctrico chileno:

¿garrote o zanahoria?”, Enzo Sauma, en Temas de la agenda pública, Año 4,

Número 32, Noviembre 2009, Pontificia Universidad Católica de Chile.

Los informes antes señalados hacen un completo análisis respecto a la eficacia de

estas tres experiencias, en relación a introducir la eficiencia energética de manera

permanente en el negocio de la distribución eléctrica. Por ello, en esta sección junto

con describir de manera sucinta cada uno de los mecanismos, estableceremos la

relación que tiene cada uno de ellos en relación a la gestión de un período crítico de

suministro eléctrico.

4.1. Modelo California:

Como lo señala el informe de Systep (2009), “El esquema utilizado actualmente por

California combina principalmente tres mecanismos independientes, pero que son

complementarios al momento de fomentar la EE: en primer lugar un plan global de

acción energética, que definió ambiciosas metas de ahorro energético; en segundo

término, un mecanismo que desacopla los ingresos y las ventas de las distribuidoras y

que permite eliminar los desincentivos por menores ventas al momento de invertir en

EE; y por último, un mecanismo de incentivos para recompensar o penalizar a las

distribuidoras en función a su desempeño en el logro de las metas de ahorro

establecidas.”

Los elementos sustanciales del modelo de California son los siguientes:

1. Desacople de Ingresos (Revenue Decoupling): desvincula los ingresos de la

distribuidora respecto de las ventas de energía, buscando eliminar los

desincentivos por menores ventas. En este modelo, las utilidades de las

empresas no están sujetas a cuanta energía vendan, sino a cuantos clientes




sirven. La tarifa se determina realizando una revisión anual de los balances

contables de las empresas, y las tarifas del período siguiente pueden ser

corregidas al alza o a la baja para compensar las desviaciones de las ventas

proyectadas y reales.

2. Cargo de Beneficio Público: cargo en la tarifa que provee financiamiento

básico para programas de EE. Inicialmente equivalía a un recargo de 1% de la

cuenta final, con el tiempo se ha incrementado y complementado con otros

fondos de aprovisionamiento, por lo que actualmente alcanza un 2%.

3. Incentivos para EE: se establece un mecanismo de recompensas para las

distribuidoras que ejecuten exitosamente programas de EE, así como

penalizaciones por desempeño deficiente. Los ingresos por incentivos solo

empiezan a acumularse una vez que la distribuidora logra alcanzar o

sobrepasar las metas que la California Public Utilities Commission (CPUC)

establezca para el ahorro de potencia y energía; a su vez, la inversión en EE de

los consumidores está protegida ante eventuales pérdidas, ya que si el costo de

la cartera de proyectos ejecutados excede los beneficios netos verificados, las

distribuidoras deberán reintegrar al cliente los beneficios netos negativos. Lo

anterior se cumple toda vez que el mecanismo consiste en una tasa de retorno

escalonada que se aplica sobre beneficios netos (valorización en dólares de los

recursos ahorrados, menos el costo total de la cartera de proyectos de EE)

verificados obtenidos como resultado de la cartera de programas de EE

ejecutados por las distribuidoras.

4. Metas de EE: se definen metas de ahorro a largo plazo (10 años) para las

distribuidoras. Estas metas fueron definidas en base a los estudios de potencial

de ahorro realizados en California. Las metas de corto plazo se definen un año




antes de comenzar el siguiente ciclo, de modo que las distribuidoras tengan

tiempo suficiente para presentar y aprobar su cartera de proyectos.20

5. Administración de EE: las distribuidoras se hacen cargo del diseño y

administración de la cartera de programas de EE. El Gobierno (California

Public Utilities Commission, CPUC) se concentra solo en la aprobación de las

carteras de proyectos de que presenten las distribuidoras, y de verificar los

ahorros alcanzados con ellos.

6. Protocolos de Medición y Verificación: se definen por la CPUC estándares

para la evaluación, medición y validación de los programas de EE y los ahorros

reales alcanzados. El protocolo existente se complementa con nuevas

metodologías para estimar su relación costo beneficio.

4.2. Modelo Italia:

Los desincentivos tradicionales que tienen los marcos regulatorios eléctricos a la EE

son resueltos en Italia a través del “Multiple Device Target” (MDT). Como lo señala el

informe Systep (2009), “Este método se basa en el uso de un análisis estadístico de la

correlación entre los costos de las distribuidoras y sus principales drivers de costos (por

ejemplo número de clientes, largo de las líneas, venta y traspaso de energía). A

diferencia de los tradicionales esquemas tales como Price Cap o Revenue Cap, el MDT no

remunera directamente según el nivel de ventas de energía que la distribuidora realiza

permitiendo eliminar los desincentivos de la EE”.

Asimismo, para el desarrollo de proyectos de EE se une a esta fórmula un esquema de

certificados transables, conocido como “certificados blancos”. El Gobierno cada año

20 En California se definen metas de ahorro a largo plazo (10 años) para las distribuidoras. Por ejemplo,

la meta es lograr un ahorro de 5.000 MW en hora punta y más de 23.000 GWh para el año 2013, lo que

representa aproximadamente el 55 y 59% del crecimiento de la demanda eléctrica del periodo 2004 -

2013. Estas metas fueron definidas en base a los estudios de potencial de ahorro realizados en

California en el año 2002.




obliga a las empresas distribuidoras de electricidad a poseer un número específico de

certificados blancos, en concordancia con las metas generales de EE establecidas para

un período de cuatro años.

Las empresas pueden adquirir certificados blancos a través de la creación e

implementación de cualquier proyecto que resulte en un ahorro de energía por ellos

mismos, operar programas de EE en conjunto con terceras partes, o comprar créditos

de EE de terceras partes. Para verificar los ahorros, el regulador Italiano estableció 3

métodos dependiendo de la naturaleza del programa a implementar (evaluación ex

ante o estándar, donde se adjudica un valor predeterminado de ahorro de acuerdo a la

experiencia previa; la evaluación analítica, donde luego de ser analizados por método

estándar, aún se identifican variables anexas que modifican los resultados esperados,

por lo que se aplica un algoritmo matemático que permite cuantificar el ahorro de

energía; y evaluación ex post, donde se realizan mediciones antes y después de la

implementación).

Si las empresas distribuidoras no cumplen los objetivos de EE propuestos, ellas deben

pagar una multa por no cumplimiento y comprometerse a cumplir la meta en los años

siguientes. Este costo no se internaliza en el mecanismo de definición de la tarifa

(sistema MDT).

Dado que se realiza una verificación anual de las metas, las multas sólo evitan un año

de no cumplimiento. Las mediciones deben mantenerse para evitar el no

cumplimiento de las metas para todos los años. La multa no está estipulada de

antemano, pero el mecanismo de certificados blancos hace hincapié en la gran

importancia de que las multas aseguren el cumplimiento de las metas.

Los elementos claves del modelo italiano son:

1. “Multiple Device Target” (MDT): Este método se basa en el uso de un análisis

estadístico de la correlación entre los costos de las distribuidoras y sus




principales drivers de costos (por ejemplo número de clientes, largo de las

líneas, venta y traspaso de energía). La ley establece que las distribuidoras

cubrirán sus costos bajo el esquema MDT con 75% en el ponderador del

número de clientes domésticos y un 25% para los clientes no domésticos o

bien libres, y con un esquema de Límite de Ingreso por Consumidor (Revenue

per Customer Cap) para los clientes regulados, el cual es independiente de las

unidades vendidas y sólo es dependiente del número de clientes de la

distribuidora. Con este mecanismo se disminuyen los incentivos de aumentar

las ventas de energía en contra de la EE.

2. Certificados Blancos: El esquema de certificados blancos consiste en la

obligación dirigida a cada una de las empresas de distribución de Gas y

Electricidad, de poseer un número determinado de certificados blancos al final

de cada año, esquema que permite transar en el mercado elementos

financieros que comprueban la realización, medición y verificación de

inversiones en programas de EE en el cliente final. Esta propiedad de

trazabilidad y valoración de los instrumentos a través del libre mercado,

entrega una correcta señal para realizar las inversiones con la mejor relación

costo-efectividad en EE.

La “Autorita per l´energia elettrica e il gas” (AEEG, autónomo del Gobierno) es

quien fija las metas o número de certificados que deben poseer cada una de las

empresas. En el caso que las distribuidoras no cumplan con las metas

establecidas de certificados blancos, se les aplicará una multa.21

21 Las distribuidoras pueden desarrollar e implementar sus propios programas de EE y así obtener los

certificados blancos que posteriormente pueden ser transados, o bien se puede externalizar la

obligación comprando a través de contratos bilaterales con otras distribuidoras, o finalmente obtener

los certificados a través de las Compañías de Servicios de Energía (o ESCOs) quienes son los que

realizan el programa de EE. Existe además una restricción donde el número de certificados blancos

debe provenir en un 50% del mismo sector de energía en que la distribuidora opera.




3. Metas: El organismo regulatorio “L´Autorita per l´energia elettrica e il gas”

(AEEG, autónomo del Gobierno) es quien fija las metas o bien el número de

certificados que deben poseer cada una de las empresas. La determinación de

las metas sigue un esquema similar al de California, en tanto se definen metas

de ahorro a largo plazo (4 a 5 años), de acuerdo a los potenciales y curvas de

conservación de la energía que la autoridad ha desarrollado, y en base a ellas

se fijan metas de certificados, los que se van incrementando en el tiempo (para

capturar la curva de aprendizaje de la distribuidora).

4. Sanciones: En el caso que las distribuidoras no cumplan con las metas

establecidas de certificados blancos, se les aplicará una multa varias veces

mayor al costo de haber invertido en EE.

1. Financiamiento: La autoridad ha fijado una compensación en la tarifa por

certificado blanco obtenido, independiente si éste fue autogenerado o bien lo

adquirió en el mercado eléctrico. Esto genera un incentivo adicional para que

las empresas acepten el sistema y logren cubrir los costos incurridos y la baja

en las ventas. Al año 2008 se fijó un monto de 100 euros por certificado22; a

partir del año 2009 se estableció una fórmula de acuerdo a la cual se pondera

el valor de mercado de los certificados (entre otros valores), llegando a los 91.4

euros en dicho año. Es importante destacar que a pesar de que el mercado

posee un valor diferente de los certificados respecto a la precio de la

En Italia se creó una bolsa de comercio del mercado eléctrico en donde todos los agentes pueden

transar libremente los certificados blancos. Con este esquema se logra que el propio mercado regule la

valoración de los programas y proyectos de EE. Al generar un certificado blanco, este posee una

duración de 5 años, siendo reconocido como instrumento financiero y posee un valor monetario.

Dado que las distribuidoras deben cumplir sus metas en forma anual, es decir deben adquirir el número

de certificados dentro del año, es posible que las empresas sean excedentarias en donde pueden

transarlos en el mercado o bien guardarlos para la meta del siguiente año.

22 Esto significaba un costo de 0,0213 euros por kWh para un consumidor residencial.




compensación, estos funcionan en forma independiente, dado que el mercado

de generadores de certificados no percibirán este beneficio extra y tienen por

objetivo vender lo más alto el certificado, y por otro lado las distribuidoras

tienen más incentivos de exigir o bien realizar proyectos de EE que tengan la

mejor relación costo-efectividad y así recibir mayor parte de la compensación

como ingreso extra. En otras palabras, la diferencia entre la compensación y el

costo del certificado es de propiedad de la distribuidora.

2. Medición y Verificación: Como ya lo señalamos, el regulador Italiano

estableció 3 métodos dependiendo de la naturaleza del programa a

implementar. Cada uno de estos métodos se diferencia según el nivel de

información disponible y de los costos en medición del impacto en EE. El

primero de ellos es la evaluación estándar, donde se adjudica un valor

predeterminado de EE, de acuerdo a la experiencia que exista en el proyecto

específico (por ejemplo, dadas las evaluaciones realizadas, el regulador estima

ex ante que un proyecto de cambio de ampolletas incandescentes de 100W por

LFC de 20W en el sector domiciliario, debe asignársele un ahorro estimado X

por unidad cambiada, de acuerdo al desempeño de este tipo de programas en

Italia); la evaluación analítica, donde luego de ser analizados por método

estándar, aún se identifican variables anexas que modifican los resultados

esperados, por lo que se aplica un algoritmo matemático que permite

cuantificar el ahorro de energía; evaluación ex post, donde se realizan

mediciones antes y después de la implementación (método más costoso).

4.3. Modelo Brasil:

Para comprender el modelo brasileño, se requiere realizar una perspectiva histórica

de la evolución del mercado y la regulación eléctrica. Como lo señala Sauma (2007), “A

mediados de los 90s, comenzó la reestructuración del sector eléctrico en Brasil. La

mayoría de las empresas distribuidoras pasaron de manos del gobierno a manos




privadas. El gobierno asignó a estas empresas la concesión de los servicios de

distribución de electricidad por 30 años. Junto con la firma del contrato de concesión, se

estableció un contrato bilateral por el cuál la empresa concesionaria se comprometía a

gastar al menos el 1% de sus ingresos en programas de EE. Posteriormente, se

uniformizó la regla del 1% obligando a las empresas distribuidoras que aún no habían

sido concesionadas (las que estaban aún en manos del gobierno) a firmar un

compromiso formal de gastar el 1% de sus ingresos en programas de EE.

En 2001, Brasil sufrió una severa escasez de electricidad debido a condiciones de sequía

y falta acumulada de inversión en generación y transmisión eléctrica. Un racionamiento

eléctrico fue impuesto desde Junio de 2001 hasta Febrero de 2002. En 2001, casi sin

previo aviso, el consumo de electricidad debió reducirse en aproximadamente un 20%

respecto del consumo en 2000….

La respuesta al racionamiento eléctrico fue sorprendentemente rápida y efectiva. La

carga máxima (peak load) fue disminuida en 13.000 MW, ahorrando cerca de 26 TWh,

durante los 8 meses de racionamiento (Maurer et al., 2005). Administrar un

racionamiento eléctrico es complejo, especialmente en el sector residencial. Sin embargo,

fue precisamente en el sector residencial donde la reducción del consumo fue mayor,

compensando la escasez en otros sectores.

La experiencia del racionamiento eléctrico implicó importantes cambios en el

comportamiento de consumo de las personas, lo cual redujo estructuralmente la

demanda por electricidad. La iluminación es el ejemplo más emblemático... Sin embargo,

el racionamiento eléctrico fue impuesto tan abruptamente que hubo poco tiempo para

inversiones en EE más profundas.

De acuerdo a Cepal (2009), “Después de algunos ajustes regulatorios en las reglas de

asignación aplicado a las utilities eléctricas – entre la investigación & desarrollo y los

proyectos de eficiencia energética, como consecuencia de la ley N° 9.991/2000 y

resoluciones sucesivas de ANEEL – el 0.5% de la ganancia neta anual operacional de las




utilities de distribución debería ser usado para promover el uso racional de energía

eléctrica, del cual el 0,25% debe ser aplicado en proyectos del sector residencial de

ingresos bajos.”

Los elementos centrales del modelo brasileño son:

1. Incentivos a la EE: Las distribuidoras están obligadas por ley a gastar parte de

sus ingresos en programas de EE, pero no es claro que ellas perciban ganancias

extras si los programas implementados son altamente exitosos (es decir, los

beneficios de las distribuidoras son independientes del desempeño de los

programas de EE). Incluso, las empresas distribuidoras podrían tener

incentivos a implementar programas de EE que están destinados al fracaso,

dado que, en el mecanismo implementado, la disminución de la demanda

puede mermar significativamente las utilidades de las empresas. De esta forma,

las distribuidoras no tienen incentivos claros a invertir en los programas de EE

que sean más costo efectivos, sino más bien en aquellos programas que son

intensivos en capital.

2. Proyectos de EE: Existe un manual con la descripción de los tipos de

proyectos de EE que son aceptables para invertir en el cumplimiento de la ley,

no obstante existe flexibilidad para que las concesionarias presenten y

ejecuten sus programas (Cepal 2011). El Manual es desarrollado por la Agencia

Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL).

3. Gestión de los programas: Una parte del dinero que las empresas

distribuidoras designan a programas de EE (aproximadamente el 50%) es

asignado a un fondo administrado por un comité con participación pública y

privada, el que decide los proyectos de EE más convenientes para invertir. En

la otra parte, la gran mayoría de las empresas concesionarias de distribución

de electricidad han creado departamentos propios de EE, los cuales dan

obediencia a la ley principalmente a través de tres alternativas: (1) el




desarrollo e implementación propia de programas de EE, (2) el desarrollo de

programas de EE en conjunto con universidades y/o institutos de

investigación, y (3) la firma de contratos con compañías de servicios de energía

para subcontratar el desarrollo y/o implementación de programas de EE.

4. Medición y verificación: No existe mecanismo.

4.4. Análisis de los modelos para enfrentar situaciones de crisis eléctrica

Como lo señalamos al comenzar esta sección, los modelos que se analizan

fundamentalmente tienen por objeto enfrentar un problema de diseño regulatorio

tradicional de los sistemas eléctricos, relacionado con la falta de incentivos para

incorporar en el modelo de negocios de la empresa eléctrica la EE. De esta manera, los

tres modelos analizados no han sido generados de manera específica para enfrenar

una crisis energética, sino que para aprovechar de forma permanente las

oportunidades que ofrece la EE.

No obstante lo señalado, podemos identificar ciertos elementos que son parte de cada

uno de los modelos analizados, que podrían contribuir en situaciones de crisis23.

Como lo analizamos en el capítulo anterior, las medidas que han sido aplicadas en

estos períodos están relacionadas con:

- Señales de precio

- Cambios conductuales

- Reemplazos tecnológicos

- Racionamiento

- Mecanismos de mercado

23 Como lo señala la AIE (2005), California fue capaz de crear un programa de choque (y gastar con

rapidez US$ 1,3 mil millones) ya que contaba con una infraestructura para desarrollar programas de

ahorro de energía. Los programas existentes podían ser expandidos rápidamente.




A continuación, presentamos un cuadro que establece si el respectivo modelo podría

cubrir algunas de estas medidas, junto con la ventaja o desventaja que podemos

visualizar de su incorporación.

Modelo California:

Mecanismo Cumple Observación

Señales de precio No

Cambios

conductuales

Si Una parte de los programas que desarrollan las

utilities en California están orientados a informar al

consumidor, lo que les ha permitido desarrollar un

know how especializado para dirigirse a los

consumidores en este ámbito

Reemplazos

tecnológicos

Si El grueso de los recursos son destinados a cambios

tecnológicos; los planes son preparados por las

propias compañías y el conocimiento desarrollado a

la fecha les permite construir una “curva de

conservación de la energía”24 de gran fortaleza

técnica.

Racionamiento Si La tecnología que han incorporado las utilities (por

ejemplo smart metering), para desarrollar los

programas permanentes de EE, genera una

estructura básica que permitiría hacer

24 Se denomina “Curva de Conservación de la Energía” a la determinación del costo e impacto del

conjunto de medidas de eficiencia energética posibles de aplicar para un sector determinado, lo que

permite ordenar las medidas de acuerdo a su costo eficiencia.





racionamientos selectivos

Mercado No

Modelo Italia:



Cambios

conductuales

No

Reemplazos

tecnológicos


tecnológicos; dada la generación de un mercado de

proyectos (certificados blancos), sería el modelo

más eficiente en la determinación de los tipos de

reemplazos tecnológicos

Racionamiento No

Mercado Si Los certificados blancos que acreditan los proyectos

desarrollados y los ahorros que generan, son

tranzados en una bolsa. Por ello, es el único

mecanismo que cuenta con una infraestructura base

permanente que pudiese facilitar un mercado de

reducciones específico para enfrentar una crisis.

Modelo Brasil




Mecanismo Cumple Fortaleza / Debilidad


Cambios

conductuales

Si Una parte de los programas que desarrollan las

utilities en Brasil están orientados a informar al

consumidor, lo que les ha permitido desarrollar un

know how especializado para dirigirse a los

consumidores en este ámbito

Reemplazos

tecnológicos


tecnológicos; la desventaja es que al no existir reales

incentivos para la EE de parte de las distribuidoras,

los planes no necesariamente son los más costo

eficientes.

Este es el único mecanismo que ha intervenido

directa y exitosamente para enfrentar una crisis

(Brasil 2001)

Racionamiento No

Mercado No




5. MEDIDAS DE MANEJO DE LA DEMANDA EN SITUACIONES DE

NORMALIDAD

En esta sección se analiza la experiencia relevante respecto de medidas de manejo de

la demanda (demand response) en situaciones de normalidad, en California, Corea,

España, Italia y Reino Unido, particularmente en relación a su aplicabilidad como

herramienta para enfrentar eventuales crisis de suministro de electricidad.

Dichas medidas se refieren a “un amplio rango de acciones que pueden tomarse en el

lado del consumidor, en respuesta a condiciones particulares del sistema eléctrico

(tales como congestión en períodos punta)” (Torriti et al, 2009).

En efecto, uno de los principales objetivos que se persigue con estas medidas es evitar

que la demanda supere a la oferta o que se reduzcan peligrosamente los márgenes de

seguridad del sistema, anticipándose a dicha situación mediante la reducción de la

demanda por parte de un grupo determinado de consumidores. También se utiliza

como medida de gestión para aplanar la curva de carga, haciendo más eficientes las

inversiones en capacidad de generación, desplazando consumos a períodos fuera de

punta. En ese sentido, son medidas que apuntan a la componente potencia de la

electricidad, más que a la componente energía.

Si bien existe variedad de medidas, para los fines de este estudio las clasificaremos en

dos grandes categorías: (a) control directo de la demanda, y (b) manejo de la demanda

a través de señales de precio. Las primeras incluyen medidas tales como la

interrupción del suministro y el control selectivo de cargas, mientras que las segundas

incluyen tarifas diferenciadas según el horario del día y/o temporada del año (tarifas

TOU –Time of Use) (Torriti et al, 2009).

En las primeras hay una intervención directa de un ente coordinador del sistema (por

ejemplo un Centro de Despacho Económico de Carga, un Operador Independiente del

Sistema - ISO, por su sigla en inglés - o una empresa eléctrica, como es el caso de




PG&E en California), que anticipándose a una punta de demanda, comunica manual o

automáticamente a un grupo de consumidores que bajen sus consumos en una

cantidad y por un período de tiempo determinados, llegando a la interrupción total

del servicio. En el segundo caso, los consumidores reciben señales de precio que

reflejan la estrechez del sistema y éstos reaccionan en forma acorde.

Tradicionalmente estas medidas han estado orientadas a los grandes consumidores

industriales, dada la relativa facilidad de coordinar a un número reducido de actores

para reducir bloques importantes de potencia. Sin embargo, la masificación y

abaratamiento de sistemas de comunicación, automatización, control y medición

(desde medidores inteligentes hasta redes inteligentes), ha hecho que se extienda a

clientes más pequeños y atomizados, tales como los comerciales e incluso

residenciales. Un ejemplo de ello es Italia, en que para el año 2009 se estimaba que el

90% de todos los medidores instaladas eran inteligentes, y se esperaba que dicha cifra

subiera al 100% en 3 años (Torriti et al, 2009). En el caso del Reino Unido, han

adoptado un enfoque híbrido, en que han acondicionado parte de los medidores

existentes (“no inteligentes”), con elementos externos de medición. En el otro extremo

está el caso de Corea, en que la empresa de transmisión y distribución KEPCO,

implementó el sistema Direct Load Control (DLC) and Reliable Demand Response

(RDR), que automatiza todo el proceso de control de demanda para clientes medianos

y grandes, desde la modelación para anticiparse a los peaks de demanda, selección de

cargas a desconectar, comunicación con los equipos de los consumidores y

desconexión de los mismos por períodos definidos. Dicho sistema ha estado en

operación por más de 10 años en Corea, a un costo de aproximadamente 360

US$/MW. 25

Cabe señalar que si bien el desarrollo tecnológico se enfocó en una primera etapa en la

masificación de medidores inteligentes, actualmente se avanza fuertemente en 25

Comunicación personal con ejecutivos de Xelpower, empresa proveedora del sistema, enero 2012.




desarrollar aplicaciones que aprovechen las capacidades de dichos medidores, y en la

“minería de datos” factible a partir de la información que recolectan dichos

medidores26. De igual forma, las tradicionales medidas de control directo de carga, se

están ampliando bajo el concepto de servicios auxiliares, transables en los mercados

spot.

Los incentivos y penalizaciones por no cumplimiento ligados a estas medidas, han ido

evolucionando y aumentando en opciones, aparejado con la ampliación de la base de

consumidores y tecnología de medición y control disponible. Un ejemplo de esto son

los programas de Pacific Gas and Electric Company (PG&E)27, que incluyen variadas

opciones para sus distintos tipos de clientes. Así, el cliente puede elegir la reducción a

la que se compromete, el tiempo de aviso previo antes de tener que reducir su

consumo, el número máximo de interrupciones en cada período y su duración, el

grado de compromiso (obligatorio o voluntario), etc., modificándose en forma acorde

los incentivos y penalizaciones a los cuales estará afecto. Evidentemente, la

factibilidad de aplicar incentivos y penalizaciones con tal variedad de opciones, está

estrechamente ligada al marco regulatorio y a las capacidades tecnológicas para medir

y controlar.

Hasta ahora, el impacto de estas medidas, especialmente en Europa, no ha superado el

5 al 10% de la potencia máxima. Ello se ha debido a varios factores, incluyendo bajos

incentivos, falta de información de precios en tiempo real, precios regulados de

distribución, tecnologías de medición y control obsoletas, operadores de sistema

enfocados sólo en soluciones del lado de la oferta, etc. (Torriti et al, 2009). Sin

embargo, la mayor automatización y expansión de la base de clientes participantes,

26

Webinar “Live from DistribuTech”, organizado por Pike Research, 24 de enero de 2012.

27 Ver http://www.pge.com/mybusiness/energysavingsrebates/demandresponse/

http://www.pge.com/mybusiness/energysavingsrebates/demandresponse/




junto con la adecuación de los marcos regulatorios, hará que probablemente aumente

el impacto y efectividad de estas medidas.

Ello es especialmente relevante en el caso de las crisis de abastecimiento, en que estas

medidas pueden ser muy efectivas y de rápida ejecución si los sistemas que lo

soportan (infraestructura física y de comunicaciones, regulación, contratos entre las

partes involucradas, conocimiento de la demanda a nivel de usos finales y por

equipos, etc.) ya están en funcionamiento para períodos de normalidad.




6. CONCLUSIONES: RESTRICCIONES TÉCNICAS Y REGULATORIAS PARA

DESARROLLAR MEDIDAS EN CHILE

De acuerdo con lo analizado en los capítulos precedentes, internacionalmente se ha

aplicado una variada gama de medidas para controlar la demanda por energía

eléctrica, tanto en situaciones de normalidad como de crisis.

Sin embargo, no todas ellas pueden ser aplicables en Chile, ya sea por razones técnicas

o regulatorias.

Desde un punto de vista técnico, el mayor impedimento se encuentra en la

disponibilidad de sistemas de medición y control apropiados e instalados,

especialmente en el caso de clientes medianos y pequeños. Ello tiene especial

relevancia en el caso de la aplicación de tarifas TOU y el control de reducciones de

consumo en períodos específicos.

Por su parte, desde el punto de vista de la factibilidad regulatoria de dichas medidas,

se puede señalar lo siguiente:

a) Modificación de Precios:

Los clientes regulados no pueden experimentar cambios repentinos en sus tarifas

para hacerlos modificar sus consumos, pues las tarifas se fijan a través de un proceso

de licitación para períodos de tiempo largos.

Existen 2 excepciones a esta regla general, cuales son que las empresas distribuidoras

pueden ofrecer planes tarifarios especiales a sus clientes para modular su consumo y;

que las generadoras pueden ofrecer incentivos económicos a los clientes regulados de

distribuidoras con que tengan contratos de suministro, de acuerdo a lo establecido en

el artículo 148 de la LGSE. La primera excepción tiene la restricción de que los clientes

no pueden terminar pagando más de lo que habrían pagado con la tarifa regulada

tradicional, y la segunda no permite la aplicación de penalizaciones por el no

cumplimiento de las metas de consumo. En resumen, si bien existen medios para




incentivar positivamente disminuciones de consumo, no pueden aumentarse los

precios para generar los cambios esperados en la demanda (como ocurre en algunos

casos de la experiencia internacional analizada, tales como Japón y Brasil).

Respecto a los clientes libres, su suministro se rige por las condiciones particulares de

cada contrato, sostenido entre privados, y la autoridad no tiene ninguna atribución

legal para modificar dichas condiciones con el objeto de reducir el consumo en

tiempos de crisis.

b) Reemplazos tecnológicos:

No existe ninguna limitación legal a que las empresas ofrezcan a sus clientes el

reemplazo de tecnología antigua por tecnología eficiente, y de hecho las empresas

distribuidoras ofrecen a sus clientes productos tecnológicos en forma periódica.

c) Racionamiento voluntario:

Su carácter voluntario permite que la autoridad u otro organismo solicite a un

consumidor reducir o interrumpir su consumo en situaciones de estrechez, pero dado

su carácter de voluntario, no se pueden establecer penalizaciones en caso de

incumplimiento.

d) Racionamiento obligatorio:

La autoridad tiene la facultad para dictar un decreto de racionamiento en caso de

encontrarse en una situación de estrechez energética. Este decreto permite a la

autoridad administrar el déficit (o racionar el suministro), con cortes programados y

sin discriminación.

e) Mecanismos de Mercado:

En el sistema chileno, los mismos generadores tienen el rol de comercializadores y,

por tanto, la energía que uno de sus clientes no consuma puede ser vendida en el

mercado spot de generación al costo marginal del momento.




7. MECANISMO DE OFERTAS DE AHORRO DE ENERGÍA CONTEMPLADO EN LA

LEY GENERAL DE SERVICIOS ELECTRICOS

7.1. El Sector Eléctrico en Chile

El sector eléctrico chileno está compuesto por las actividades de generación,

transmisión y distribución de electricidad. Cada sector funciona en forma

independiente (no existe integración vertical) y son operados por empresas privadas.

El rol del estado en el sector eléctrico es dar y mantener actualizado un marco

regulatorio para su funcionamiento, fiscalizar el cumplimiento de las normas, y

desarrollar políticas públicas para remover fallas de mercado que impidan el correcto

funcionamiento del sector.

- Generación

Está compuesto por empresas generadoras de electricidad privadas, que son

coordinadas en su operación por los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC)

con el objeto de generar energía segura al menor costo posible. El precio en el

mercado de generación refleja en cada momento el costo marginal de producción.

- Transmisión

Corresponde a las líneas, subestaciones y equipos destinados al transporte de

electricidad con un voltaje o tensión superior a 23.000 V, desde los generadores hasta

los centros de consumo o distribución. Los generadores, mediante el pago de peajes,

tienen libre acceso al sistema de transmisión.

Los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) de cada sistema son los

encargados de coordinar tanto la operación de las empresas generadoras y del

sistema de transmisión como los clientes libres y las empresas distribuidoras.

- Distribución

La distribución se considera un servicio público y se realiza a través de empresas

concesionadas que tienen la obligación de prestar servicio a todos los clientes dentro




de su área geográfica de concesión. Las distribuidoras traspasan los precios de la

generación y transmisión de energía a sus clientes regulados, incorporando el Valor

Agregado de Distribución, que se determina cada 4 años en un proceso a cargo de la

Comisión Nacional de Energía.

- Clientes

Existen 2 tipos de clientes eléctricos, los regulados y los no regulados. Los clientes

regulados son aquellos cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kW . Por su

parte, los clientes libres son aquellos con potencia conectada superior a 2.000kW.

- Régimen Tarifario

El objetivo de la legislación es asegurar el adecuado funcionamiento del sistema, lo

que requiere necesariamente que los precios que pagan los consumidores reflejen los

costos de prestar el servicio de suministro de energía, sin perjuicio de que los clientes

regulados, quienes se encuentran sometidos a un monopolio natural, tengan un

sistema de tarificación que atenúe las fluctuaciones en el tiempo. Esto se logra a través

de un proceso de licitación de largo plazo (12 a 15 años en general) de parte de los

distribuidores, donde se adjudican bloques de energía al generador que ofrezca el

menor precio, mediante un mecanismo de subastas. El precio ofertado se va

actualizando de acuerdo a una fórmula de indexación respecto al indexador(es) que

haya elegido el oferente, los son propuestos por la CNE, y pueden variar en cada

proceso. Algunos ejemplos de éstos son el precio internacional del carbón, del

petróleo, el CPI de EE.UU. entre otros.

Este mecanismo empezó a regir en las licitaciones que se realizaron con posterioridad

a la promulgación de la Ley Corta II (Ley 20.018). El precio final que pagan los clientes

regulados está dado entonces por el precio de la energía contratado en la licitación,

más un valor agregado por concepto de distribución y un cargo único o peaje por

concepto del uso del sistema de transmisión troncal.




Por otra parte están los clientes libres, que dado su tamaño se considera pueden

negociar en forma directa su suministro eléctrico, y por tanto no son considerados

como cautivos de un monopolio natural. Estos clientes tienen libertad de precios, y las

condiciones de suministro las determinan bilateralmente con el o los generadores que

los suministran, sin tener la autoridad injerencia alguna en estos contratos.

Respecto de los generadores, éstos pueden comercializar su energía y potencia (i) a

clientes libres, al precio y en las condiciones que pacten bilateralmente; (ii) a las

distribuidoras, en caso de haberse adjudicado un proceso de licitación o; en el

mercado spot (cerrado a los generadores), al costo marginal horario.

7.2. Mecanismo de Ofertas de Ahorro de Energía

Posterior a la firma de varios acuerdos y tratados internacionales, Chile empieza el

año 1996 la importación de gas natural desde Argentina a través de varios gasoductos

dispuestos a lo largo de la frontera. A contar de entonces, el desarrollo del sector

energético empezó a planearse en torno al gas natural, pues éste era el combustible

fósil más económico, limpio y abundante para el país. Sin embargo, el año 2004

empezaron los cortes de suministro de gas natural desde Argentina, explicado

principalmente por la falta de inversiones en exploración y explotación del recurso. En

Chile, la incertidumbre que generaron las interrupciones al suministro de gas natural

paralizó las inversiones en el sector energético, lo que dejó al sector en una evidente

situación de fragilidad por la falta de inversiones para cubrir la creciente demanda de

un país en desarrollo.

Con el objeto de reducir la incertidumbre del sector generación y para atraer nuevas

inversiones, el año 2005 el gobierno introdujo un proyecto de ley conocido como Ley

Corta II. Este proyecto, en uno de sus capítulos, introducía un mecanismo que permitía

a los generadores realizar ofertas económicas a los consumidores, de modo de poder

realizar una gestión de la demanda en caso de necesidad o conveniencia.




Este mecanismo fue utilizado por primera – y única - vez el año 2008. Ese año se

produjeron una serie de sucesos que tuvieron al sector eléctrico al borde de una

situación de racionamiento, debido a los efectos de una inusual sequía, el corte total

de gas natural argentino utilizado para generación eléctrica, la falla de importantes

centrales de generación de la zona central y el atraso en la entrada de nuevos

proyectos.

Los efectos en la demanda del mecanismo de ofertas de ahorro del año 2008 fueron

considerados poco significativos como herramienta de control del consumo y, desde

entonces, pese a que el país ha vuelto a atravesar situaciones de estrechez energética,

no se ha vuelto a utilizar, pese a los posteriores perfeccionamientos al reglamento que

regula el funcionamiento del mecanismo.

En este capítulo se describe brevemente la normativa legal vigente, lo que incluye la

discusión que se produjo en torno al mecanismo de ofertas durante la tramitación de

la Ley Corta II y un resumen de los contenidos más relevantes para el estudio de la ley

y su reglamento; una revisión de la bibliografía nacional relativa al manejo de la

demanda; un resumen con las impresiones de los expertos entrevistados; una

descripción de las ofertas de ahorro del año 2008 y sus efectos en la demanda

eléctrica; y un análisis crítico de la normativa y de la implementación del mecanismo.

7.3. Normativa Legal

a. Historia de la Ley

La Ley Número 20.018, publicada en el Diario Oficial el 19 de mayo de 2005 –

conocida como Ley Corta II -, introdujo modificaciones al marco normativo del sector

eléctrico con el objetivo de hacer frente al escenario de estrechez energética que se

inició en aquellos años producto de la incertidumbre generada en el mercado por las

interrupciones en el suministro de gas natural argentino. La Ley tenía como objetivos

fomentar la inversión en el sector eléctrico, fortalecer el marco normativo para

enfrentar contingencias y diversificar las fuentes externas de combustibles.




La Ley Corta II introducía en la normativa eléctrica un mecanismo que permite a las

empresas generadoras realizar ofertas a los clientes regulados y no regulados para

incentivar la reducción o el aumento en el consumo eléctrico. En particular, esta

normativa se encontraba en el artículo 1, numeral 4 (que durante la tramitación pasó

a ser 3), el cual introducía un artículo 90 bis nuevo a la Ley General de Servicios

Eléctricos (LGSE), correspondiente al artículo 148 del texto refundido y sistematizado

de 2007 de la LGSE (DLF No. 4).

En el Mensaje Presidencial, la iniciativa legal señalaba “la conveniencia de establecer

la posibilidad de que los consumidores regulados, voluntariamente y a cambio de

compensaciones económicas provistas por las empresas generadoras, ayuden a

administrar su propia demanda, contribuyendo con menores consumos cuando ello

sea conveniente para la oferta, y en la medida que ellos mismos estén de acuerdo. Este

mecanismo permitirá una más eficiente asignación de los recursos, mediante la

optimización de las decisiones de consumo”.

Para estos efectos, el proyecto distingue entre consumidores sujetos a regulación de

precios cuya potencia conectada sea superior a 500 kW, quienes pueden pactar

directamente con las generadoras las condiciones e incentivos que aplicarán a las

reducciones o aumentos de consumo y; los consumidores finales con una potencia

conectada inferior a la indicada, cuyas características y posición de negociación, hacen

necesario garantizar normativamente las condiciones mínimas en que los

generadores podrán convenir con ellos reducciones o aumentos temporales de

consumo. En este sentido, se establece que las ofertas, formuladas en términos no

discriminatorios y trasparentes, deberán comunicarse a través de las empresas

distribuidoras, entendiéndose como una aceptación del contrato la sola reducción o

aumento en el consumo por parte de los clientes.

El Mensaje Presidencial justifica la medida señalando que permitirá lograr una mayor

eficiencia en la asignación de los recursos, por cuanto se consumirá menos cuando la




energía tenga costos muy altos, y además, dará mayor seguridad de abastecimiento al

sistema, pues las disminuciones de consumo en períodos de escasez retrasarán

situaciones de oferta insuficiente.

Durante su tramitación en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de

Diputados, expusieron representantes de las empresas distribuidoras, generadoras y

consultores privados. En general, los representantes de las empresas distribuidoras

solicitaron que el instrumento se utilizara sólo en situaciones excepcionales de

contingencia, o en situaciones de racionamiento, pues consideran que esta medida

puede ser una fórmula de corrección de políticas comerciales por parte de los

generadores que se sobre contrataron o tuvieron una acción equivocada, y a la vez

esta medida genera un daño patrimonial a los distribuidores porque puede generar

demandas de energía menores a aquellas con que se proyectaron las tarifas.

Finalmente, sostienen que el mecanismo generará gastos de administración que el

proyecto no contempla cómo serán recuperados por los distribuidores.

Por su parte, los representantes de las empresas generadoras consideran que la

participación de la demanda en el mercado de corto plazo va en la dirección correcta,

porque permite tener válvulas de escape para negociar reducciones de consumo con

los clientes en el momento en que se necesite.

Finalmente, la consultora Vivian Blanlot señaló que el mecanismo de premios e

incentivos al ahorro en el consumo no es lo suficientemente agresivo, y que se debiese

usar un esquema como el usado en Brasil el año 2002, en el cual se utilizó un sistema

de incentivos para reducir consumo en que se reducía la tarifa si disminuía el

consumo y en que se aplicaba un castigo al aumentar brutalmente la tarifa marginal si

el consumo se excedía de cierto límite.

El Ejecutivo, encabezado por el Ministro de Economía y Energía Jorge Rodríguez G.,

introdujo una indicación sustitutiva del artículo 90 bis, con el objeto de recoger parte

de los cuestionamientos al proyecto. En particular, se impone una obligación a las




distribuidoras para que apliquen los incentivos tanto al ahorro como al incremento de

consumo, según sea el caso, a favor de los consumidores regulados. Asimismo, se

reconoce que los costos en que se incurra para la aplicación del mecanismo, deben ser

de cargo del generador o de los generadores que están ofreciendo los incentivos y no

de cargo de la distribuidora, y se simplifica el mecanismo de aceptación de las ofertas

para los pequeños consumidores regulados.

Finalmente, los Diputados Jarpa, Leal y Mulet, formularon una indicación para

asegurar que el mecanismo no pueda contener condiciones o cláusulas que graven,

multen o perjudiquen a los consumidores.

La indicación del Ejecutivo y la parlamentaria fueron aprobadas, sin debate, por la

unanimidad de los Diputados presentes. En la Sala no se presentaron indicaciones, y el

proyecto fue aprobado por 104 votos a favor, sin votos en contra ni abstenciones.

Durante la discusión en el Senado, las empresas generadoras y distribuidoras

mantuvieron los argumentos a favor y en contra, respectivamente, presentados en la

Cámara.

Libertad y Desarrollo propuso que las ofertas de ahorro se realicen sólo en un período

de alerta energética, declarada por la autoridad, inmediatamente anterior a la

dictación de un decreto de racionamiento. Esto, para evitar que las ofertas se realicen

en cualquier momento, perjudicando los ingresos de las distribuidoras; y porque si las

ofertas de reducción de consumo se hacen durante un período de racionamiento, de

acuerdo a Libertad y Desarrollo, las empresas generadoras pierden incentivos a

invertir en generación pues reducen el riesgo de tener que pagar el costo de falla,

principal incentivo a mantener una oferta suficiente para cubrir la demanda. Esta

posición fue ratificada por el Senador Orpiz, quien presentó una indicación al

respecto. La indicación fue rechazada por la Comisión de Minería y Energía, no

existiendo mayores antecedentes en los informes legislativos sobre las razones del

rechazo.




Posteriormente, el artículo fue aprobado sin discusión ni modificaciones por la Sala

del Senado.

b. Artículo 148 de la LGSE

El artículo establece que los generadores eléctricos podrán ofrecer, en cualquier

momento, ofertas económicas a los clientes regulados, para que éstos aumenten o

reduzcan su consumo. El objetivo principal es permitir la modulación de la demanda

en el corto plazo, ante situaciones de estrechez energética, de modo de evitar

episodios de racionamiento eléctrico.

El artículo distingue entre los clientes con potencia conectada de más de 500 KW, con

quienes los generadores pueden negociar directamente las reducciones, y los clientes

de menor tamaño, con quienes el generador puede negociar directamente o a través

de la empresa distribuidora, la cual está obligada a transmitir las ofertas y operar el

mecanismo, respecto de sus clientes regulados. Sin perjuicio de lo anterior, todos los

gastos relacionados con la operación del mecanismo, son de cargo del generador.

El artículo establece además que las ofertas deben formularse en términos no

discriminatorios y transparentes, sin ninguna precisión adicional al respecto.

Asimismo, establece que los generadores deberán entregar un mínimo de información

al momento de formular la oferta, como precisar el período por el que se ofrecen las

condiciones propuestas y la forma, mecanismo y periodicidad de los incentivos que se

otorgarán por las reducciones o aumentos de consumo, y cualquier otra especificación

que señale la Comisión Nacional de Energía.

Con el objetivo de simplificar el procedimiento y reducir al mínimo los costos de

transacción e información, el artículo establece que las ofertas se entenderán

tácitamente aceptadas por los usuarios destinatarios, por la sola reducción o aumento

del consumo, según sea el caso, y establece que los generadores quedarán obligados a




cumplir los incentivos y demás condiciones ofrecidas por el período señalado en la

respectiva oferta.

Finalmente, el artículo delega en la Comisión Nacional de Energía la elaboración de un

reglamento para normar las condiciones necesarias para la aplicación del mecanismo,

entre ellas los procedimientos y plazos.

c. Reglamento del Artículo 148 de la LGSE

El primer reglamento del artículo 148 de la LGSE corresponde a la Resolución Exenta

(RE) Número 386 del 25 de junio de 2007. Posteriormente, se realizaron diversos

perfeccionamientos y modificaciones, en especial para dar mayor flexibilidad sobre

quién puede realizar las ofertas y acerca del tipo de ofertas que se pueden hacer. El 25

de febrero de 2010, a través de la Resolución Exenta Número 164, se fija el texto

refundido, coordinado y sistematizado de la RE 386/2007 que establece las normas

para la adecuada aplicación del artículo 148 de la LGSE.

El reglamento establece las siguientes normas para el funcionamiento del Artículo 148

de la LGSE:

- Las ofertas de reducciones o aumentos podrán hacerse en cualquier período

del año, excepto cuando esté vigente un decreto de racionamiento, período en

el cuál solo podrán ofrecerse reducciones de consumo.

- Las boletas o facturas de los consumidores finales deberán informar el

consumo de referencia del período siguiente, en base al cual se calculan los

cambios en el consumo.

- Las ofertas sólo podrán producirse entre clientes de una distribuidora y los

generadores que tengan contratos de suministro vigentes con ésta.

- Para consumidores con potencia conectada igual o mayor a 500kW:




o Las generadoras podrán hacerles ofertas directamente, en forma

individualizada o mediante convocatoria general, y las cláusulas del

contrato serán pactadas libremente entre el generador y el consumidor.

o Independiente de las condiciones pactadas, la distribuidora realizará las

lecturas de consumo. Si éstas difieren de las que regularmente se

realizan, los costos adicionales serán aprobados por la CNE y de cargo

del generador.

- Para consumidores con potencia conectada menor a 500 KW:

o Las ofertas deberán publicarse en uno o más diarios de circulación en

las zonas donde se realizaron las ofertas, sin perjuicio de cualquier otro

tipo de difusión que realice el generador. La comunicación debe

efectuarse al menos durante dos días consecutivos.

o Las ofertas serán estandarizadas, señalándose el período de vigencia, el

precio de oferta por KW-hora, y la cantidad máxima a remunerar, en

caso de existir.

o Puede haber más de una oferta a cada grupo de consumo en caso que

haya más de un generador. Las ofertas se ordenan de mayor a menor

valor, y se van asignando las reducciones consecutivamente a los

distintos generadores.

o Los generadores pueden ceder su derecho a realizar las ofertas a

personas jurídicas que no realicen actividades de generación. Estas

ofertas deberán tener un período de vigencia menor o igual a un año, y

deberán tener asociado, a modo de referencia, una equivalencia en

pesos chilenos por KW-hora aumentado o reducido.

o Para acceder a una oferta realizada en el marco de un mandato, los

consumidores deberán suscribir con el mandatario, por escrito o en




forma electrónica, un convenio de aceptación de las condiciones de la

oferta.

7.4. Revisión Bibliográfica Nacional

Si bien el manejo de la demanda en situaciones de crisis es una materia ampliamente

estudiada y documentada a nivel internacional, tal como se presentó en la sección

anterior, a nivel nacional existen pocos estudios sobre el tema, pues la mayoría de los

estudios en la materia se enfocan en políticas de largo plazo que involucran el uso de

eficiencia energética o tarificación horaria en base a sistemas de medición de consumo

inteligentes.

Marshall (2010) realiza un análisis para medir los efectos de las distintas medidas

para reducir el consumo de electricidad que tomó la autoridad entre marzo y

septiembre del año 2008, con el objeto de combatir la situación de estrechez

energética que atravesó el país. Marshall sostiene que junto al aumento en el precio de

la electricidad, las medidas exitosas fueron la baja de la tensión eléctrica, que explicó

un 21% de la reducción total en el consumo que se produjo en ese período y la

campaña publicitaria que es responsable de un 38% de la disminución. Por su parte,

señala que las ofertas por ahorro de los generadores tuvieron sólo un efecto marginal

pues entregaban señales poco claras y oportunas para los clientes. El estudio hace

evidente que el mecanismo de ofertas, tal como se utilizó el año 2008, no genera ni los

incentivos económicos necesarios, ni entrega la información necesaria y oportuna

para generar cambios en los patrones de consumo de los clientes residenciales.

Rudnick (2009) propone el uso de medidores inteligentes en zonas de Santiago con

alto nivel de consumo para complementar las ofertas de ahorro, de modo de producir

reducciones de consumo en las horas punta, en que el costo de la energía es más alto.

Para esto hace una simulación en base a las ofertas realizadas el año 2008. La primera

conclusión que obtiene es que se genera una disminución del costo para lograr los

mismos objetivos, pues los medidores permiten pagar por reducciones en las horas en




que es más necesario. Sin embargo, considerando que los premios deben ofrecerse a

todos los clientes, pues los con medidor inteligente no son suficientes para generar las

reducciones requeridas, los beneficios se diluyen y, en consecuencia, se tiene que la

instalación de medidores inteligentes genera beneficios para toda la sociedad, mas no

para los clientes con medidor inteligente, que son quienes producen los beneficios

sociales. Si bien el estudio no explicita todos sus supuestos y cálculos, es evidente que

el sistema de ofertas no genera los incentivos suficientes para adoptar, en términos

privados, el uso de medidores inteligentes.

Sauma (2009) señala que el artículo 148 de la LGSE y su reglamento son poco factibles

de ser utilizados efectivamente, pues las empresas generadoras no cuentan con

información respecto de los patrones de consumo de los clientes, y por lo tanto no

debiesen ser los encargados de las políticas de manejo de demanda. Por otra parte,

señala, son las empresas distribuidoras las que tienen la información completa, y por

tanto debiesen ser ellas las que desempeñen ese rol. Para estos efectos, propone y

analiza 4 mecanismos para generar los incentivos necesarios en las empresas

distribuidoras. Estos son el mecanismo de desacoplamiento de los ingresos, el

mecanismo de incentivos basados en el desempeño, el mecanismo de certificados

transables y la imposición legal. Todas estas propuestas, como se vio en el capítulo

anterior, requieren acciones de más largo plazo, y están enfocadas a eliminar los

desincentivos que actualmente tienen las distribuidoras para modular el consumo,

pero no se proponen medidas específicas de manejo de demanda en momentos de

crisis.

Finalmente, Galetovic (2007) presenta posibles modificaciones a la propuesta de

reglamento que presentó la Comisión Nacional de Energía en noviembre de 2006. Si

bien algunas de las propuestas de Galetovic fueron posteriormente incluidas en la

normativa, existen algunas observaciones en el estudio que vale la pena mencionar.

Primero, propone que se entregue a los generadores información detallada del




consumo de cada cliente, de modo de poder hacer esfuerzos de marketing enfocados

en los consumidores que tengan mayor potencial de ahorro. En esta misma línea,

propone discriminar entre aquellos consumidores que son capaces de realizar

reducciones a su consumo y aquellos que no, y poder realizar ofertas sólo a los

primeros. Además, propone que cualquier generador, con o sin contrato en la zona de

consumo, pueda realizar ofertas de reducciones, de modo de favorecer la competencia

entre generadores por ofrecer mejores condiciones a los consumidores. Finalmente,

señala las sinergias que podrían producirse con la entrada de empresas de retail que

ofrezcan beneficios no monetarios a los clientes a cambio de reducciones de consumo.

7.5. Entrevistas a Expertos

Se realizaron dos entrevistas individuales a ex autoridades del sector público que

participaron en la elaboración de la norma, y que estuvieron presente durante la

implementación de la misma durante el 2008: Marcelo Tokman, ex Ministro -

Presidente de la Comisión Nacional de Energía, y Rodrigo Iglesias, ex Secretario

Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía.

Adicionalmente, se realizó una reunión de trabajo con representantes de las empresas

de generación: René Muga y Rodrigo Solís de la Asociación de Generadoras, y

representantes de sus empresas asociadas (Colbún, Gener, Pacific Hydro).

El objetivo de las entrevistas era conocer el proceso de elaboración de la norma, y

entender ciertos elementos de su diseño. Adicionalmente, se consultó a los expertos

sobre su evaluación de la aplicación del mecanismo de ofertas, y su visión de por qué

no se ha vuelto utilizar el mecanismo. Entre los elementos discutidos durante las

entrevistas, se pueden destacar los siguientes:

Por el lado de las autoridades de gobierno, se destacó que el principal problema del

mecanismo es la determinación de una línea base que de mayor certeza a los

generadores en torno a que las reducciones sean efectivamente intencionadas, y no

producidas sólo por fluctuaciones aleatorias.




Además, dado el monto de las ofertas realizadas el 2008, existe la sensación de que los

generadores hicieron las ofertas por dar una señal de compromiso a la autoridad y a la

comunidad informada, más que por una convicción de que el mecanismo fuese a ser

efectivo como herramienta de modulación de la demanda.

Asimismo, se señaló que el conjunto de medidas adoptadas por la autoridad el 2008

fueron las responsables de la caída del consumo, y no las ofertas de ahorro, las cuáles

eran muy bajas y difíciles de entender por el público como para generar una

respuesta.

Por su parte, las generadoras sostienen que el principal problema del mecanismo es la

determinación de la línea base, pues consideran que la línea base actual puede

producir muchos errores de medición, y finalmente se pueden estar pagando “ruido”

en vez de reducciones intencionales. En este sentido, proponen utilizar dos años base

en vez de uno, y excluir aquellos años en que se hayan realizado ofertas de ahorro o

hayan ocurrido situaciones especiales (por ejemplo, el terremoto del 2010).

Asimismo, proponen que se determine una banda de reducciones dentro de la cual se

paguen los premios, pues una caída muy pequeña en el consumo puede ser producto

de un evento aleatorio o “ruido negativo”, y una caída muy grande también (por

ejemplo, que la familia se fue de vacaciones).

Además, señalan que el instrumento genera una situación que podría ser vista como

colusión por la justicia, pues en caso de que una empresa haga una oferta en un

bloque, todas deben hacerlo. De modo contrario, y ante la convicción de que parte

importante de las reducciones son aleatorias o “ruido negativo”, si una empresa

oferta, se apropia de todo el ruido negativo, y si las demás empresas no lo hacen,

deben hacerse cargo ellas solas del “ruido positivo”, lo que les implica un mayor gasto.

Por lo tanto, existe el incentivo a actuar en bloque: o todas ofertan (y al mismo precio)

o ninguna lo hace. Esta es también la principal razón para oponerse a que participen

generadores sin contrato: se considera que ellos no asumen ningún riesgo inherente al




negocio, y se pueden llevar todos los beneficios, incluso perjudicando a los

generadores contratados.

Otro elemento que destacan es lo caro que les resulta la implementación del

mecanismo, tanto por los cobros que realizan las empresas de distribución, como por

los gastos en publicidad.

Respecto a la posibilidad de que sea un tercero quien realice la oferta, señalan que el

mecanismo es muy complicado, por lo que finalmente imposibilita, en la práctica, la

entrada de un tercero – como podría ser una empresa del sector retail – al sistema.

Finalmente, destacan la poca colaboración de las empresas distribuidoras. Consideran

que cobran un alto precio por los servicios que prestan, y no están dispuestas a

colaborar más allá de lo estrictamente necesario. A modo de ejemplo, cuando las

generadoras solicitan información sobre los clientes regulados de más de 500 KW de

potencia instalada, la respuesta recurrente que reciben es que esos clientes prefieren

pagar un mayor precio por la energía antes de tener que reducir sus consumos.

7.6. Incentivos de los Distintos Actores Involucrados

a. Generadores

En caso de producirse un racionamiento efectivo al interior de un sistema eléctrico, el

artículo 163 de la LGSE establece que el déficit se debe distribuir equitativamente

entre todas las generadoras, tomando como base la totalidad de sus compromisos.

También se establece que éstas deberán pagar a sus clientes regulados cada kWh de

déficit que los haya afectado, sobre la base de sus consumos normales, a un valor igual

a la diferencia entre el costo de racionamiento28 y el precio básico de la energía. Esta

28

Se entiende por costo de racionamiento al costo por kWh incurrido, en promedio, por los usuarios al no

disponer de energía y tener que generarla con generadores de emergencia, si así conviniera.




diferencia, tomando los valores calculados en Abril de 2008 para el SIC, ascendía a

aproximadamente $164 por KWh.

A modo de ejemplo, si todos los clientes residenciales de Chilectra de la Región

Metropolitana – 30% de los clientes residenciales del SIC - hubieran sufrido una hora

de corte de suministro al día durante un mes el año 2008, el costo para el generador

que suministra a Chilectra habría sido de cerca de $ 1.300 millones. Este monto no

parece ser un incentivo muy importante, tomando en consideración que Colbún, que

el 2008 representó un 25% de la generación del SIC, obtuvo el mismo año utilidades

operacionales por 67.500 millones, es decir, el costo para Colbún de cumplir con la

multa establecida en la ley, habría representado solo un 1.9% de su resultado

operacional.

Probablemente los contratos con clientes libres también deben incluir cláusulas de

compensación en caso de cortes de suministro, aunque al parecer el mayor poder de

negociación lo tienen las empresas generadoras, sin importar el tamaño del cliente

libre.

Esto debiese generar un incentivo a contar en todo momento con la capacidad de

generación suficiente para evitar que se produzcan cortes de suministro en el sistema

eléctrico. Además, en caso de un generador que se encuentre sobre contratado, ya sea

porque subestimó la demanda o porque su capacidad de generación disminuyó, la

situación es aún más compleja, porque debe suministrar la energía del contrato

comprándola en el mercado spot, que en momentos de crisis tiende a ser muy alta

reflejo de la escasez de recursos, y recibe a cambio sólo el precio del contrato

regulado, que es inflexible a las fluctuaciones de los costos de generación en el corto

plazo.

Un ejemplo de esto es lo que ocurrió en el Sistema Interconectado del Norte Grande

(SING) con Gas Atacama el segundo semestre de 2007, pues tenía un contrato de

suministro con EMEL para entregar energía a los clientes regulados del SING a un




precio inferior a los US$ 80 por MWh, y el costo marginal promedio mensual oscilaba

entre los US$ 140 y US$ 200 por MWh, lo que significan pérdidas mensuales para la

empresa de entre U$ 7 y 13 millones.

Lo anterior muestra que los generadores debiesen contar con los incentivos

adecuados para invertir en evitar cortes de suministro por racionamiento, o a reducir

su demanda contratada en períodos de altos costos marginales del sistema, que de no

ser por alzas en el precio de los combustibles, corresponden a situaciones de

estrechez energética. En la siguiente sección simularemos el precio de falla en caso de

un racionamiento hipotético, de manera de poner en perspectiva los costos para el

generador.

b. Distribuidoras

Tal como se presentó anteriormente, las distribuidoras reciben una tarifa que refleja

el valor agregado de distribución. Esta tarifa corresponde a un valor por kWh

consumido por los clientes dentro de su área de concesión y, por lo tanto, mientras

más energía vende la distribuidora, mayores son sus ingresos, en especial para

clientes cuya tarifa es monómica.

Esto quiere decir que las reducciones de la demanda afectan su patrimonio, tal como

lo expresaron claramente sus representantes durante la discusión en el Congreso del

artículo que establece los mecanismos de ofertas en la Ley Corta II. A partir de esto,

podemos presumir que las distribuidoras sólo cumplen con las obligaciones legales

que el artículo 148 de la LGSE les impone, pero no tienen incentivos a actuar

proactivamente en la mejora del mecanismo de ahorro de las empresas generadoras.

Este problema de las distribuidoras se ha solucionado en otros países (EE.UU. –

California, Italia) cambiando el sistema de remuneraciones para hacerlo

independiente de las ventas de energía, tal como se presentó con mayor detalle

anteriormente.




c. Clientes Regulados

Los clientes regulados pagan una tarifa regulada por la energía que consumen, la cual

incorpora los costos de generación, transmisión y distribución. Cualquier oferta que

les entregue un premio por reducir su consumo energético, debiese generar un

incentivo para reducirlo. Sin embargo, la falta de información; lo bajo de los premios

ofrecidos y; la incapacidad de ajustar el consumo en el corto plazo; pueden afectar la

capacidad de reacción de los consumidores ante ofertas por el ahorro de energía.

Aún más, como se presenta más adelante, la elasticidad precio de la demanda para el

corto plazo (un mes) es muy baja, lo que significa que se requieren importantes

cambios en los precios para generar respuestas modestas en las cantidades

consumidas. Esto afecta aún más la eficacia del instrumento de ofertas de ahorro.

En resumen, tanto los generadores como los consumidores tienen los incentivos

económicos para actuar colaborativamente respecto al mecanismo de ofertas de

ahorro. Sin embargo, las distribuidoras tienen los incentivos contrarios, lo que puede

dificultar la aplicación del mecanismo, toda vez que la distribuidora es el

intermediario natural entre ambos grupos, y son quienes manejan mayor información

respecto al consumo de los clientes regulados.

7.7. Análisis de las Ofertas de Ahorro Realizadas el Año 2008

a. Premios a Nivel de Hogar Promedio

El año 2008, las ofertas de ahorro se realizaron entre el 8 de marzo y el 9 de mayo, a

través de cuatro empresas distribuidoras: Chilectra, CGE, Chilquinta y CONAFE. Todas

las empresas pusieron topes a sus ofertas, tal como se ve en la Tabla 1.

Tabla 1: Ofertas de Ahorro Año 200829

29

Elaboración propia en base a Marshall (2010) y CNE.




Las ofertas de las generadoras incluían límites de reducción que podían ser

premiados, los cuales eran evidentemente bastante bajos (ver tabla anterior) como

para generar cambios importantes en los hábitos de consumo de los clientes. Si

tomamos a los clientes de CGE, que fueron los que en promedio recibieron mejores

ofertas, tenemos que el hogar promedio30 tuvo un tope mensualizado de $488 pesos al

mes, mientras que para los clientes de Chilquinta este tope alcanzó los $247. Por su

parte, los topes de Chilectra y CONAFE fueron de $308 y $468, respectivamente.

A un precio a cliente final de $150 por KWh, que era un valor cercano a lo que pagaban

en promedio los clientes regulados el año 2008, el premio máximo para un hogar

30

Según CASEN 2006 la familia promedio consume 155 kWh por mes.




promedio representaba entre un 1.3% y un 2.1% del gasto total mensual en

electricidad.

b. Premios y Potencial de Reducción

Como vemos en la tabla anterior, los topes de reducción de consumo por cliente iban

desde el 2.5% semanal hasta el 10%. La siguiente tabla presenta el número de clientes

aproximados por cada empresa que estaban sujetos al mecanismo de oferta por

reducciones de consumo, la máxima reducción porcentual que recibía premio, y una

estimación de la cantidad máxima de GWh que se podrían reducir entre los clientes

residenciales, en base al consumo promedio por hogar.

Tabla 2: Información por Empresa Distribuidora31

En total, el máximo ahorro esperable mensual32 de las ofertas de ahorro era de 17.7

GWh mensuales, que corresponde a un 2.8% del total del consumo residencial del

Sistema Interconectado Central de ese entonces, y corresponde tan sólo a un 4.8% del

ahorro que se generó durante marzo del 2008, calculado como la diferencia entre el

consumo proyectado por el CDEC y el consumo efectivo en marzo del 200833.

c. Respuesta de la Demanda

Sin embargo, el máximo potencial de ahorro no está dado exclusivamente por los

límites impuestos por las generadoras, sino también por la respuesta de los

31

Elaboración propia en base a CNE.

32 El límite promedio se calculó utilizando los límites para las ofertas entre el 8 de marzo y el 4 de abril, que

fue el período más crítico.

33Fuente: Presentación Marcelo Tokman en Seminario SOFOFA, Abril del 2008.




consumidores a las ofertas recibidas. Para proyectar el comportamiento de los

consumidores, una forma de hacerlo es estimando, a partir del uso de la elasticidad

precio de la demanda por electricidad, cuánto cambiaría el consumo de los clientes

ante cambios en el precio de la electricidad, que es básicamente lo que hacen las

ofertas de las generadoras.

Antes de detallar el procedimiento utilizado para calcular la respuesta de los

consumidores, es pertinente referirnos a algunos estudios que estiman la elasticidad

precio. Benavente (2005) estima que la elasticidad precio de la demanda por energía

de corto plazo (un mes) es de -0.055. Por su parte, Chumacero (2000) estima que esta

elasticidad va entre -0.024 y -0.099. Las elasticidades de más largo plazo (un año)

tienden a ser mayores, pues el cliente tiene más tiempo para adoptar nuevas

tecnologías o cambiar rutinas ante el cambio de los precios. A modo de ejemplo,

Marshall (2010) estimó una elasticidad a un año de -0.37 y Benavente (2005) de -0.35.

El símbolo negativo quiere decir que un aumento (disminución) en el precio de la

electricidad generará un cambio en el sentido contrario, disminuyendo (aumentando)

la cantidad consumida de electricidad. Mientras mayor sea el valor absoluto de la

elasticidad, más sensible será el consumo a los cambios de precios.

Para analizar los efectos de las ofertas de ahorro, y en consideración a que son ofertas

semanales con una duración total de a lo más un par de meses, usaremos una

estimación de elasticidad de corto plazo para consumo residencial. La elasticidad

estimada por Benavente (2005), además de ser la más nueva disponible, está casi al

centro del intervalo encontrado por Chumacero (2000), por lo que parece ser un buen

referente para utilizar en este estudio.

Una elasticidad precio de -0.055 implica que para provocar un cambio de 5% en la

cantidad demandada de corto plazo (a un mes), debemos cambiar el precio en un




91%.34 En este caso, no hubo un aumento de precios que originara caídas en la

demanda, por lo que simularemos que el precio base para el mes de marzo era el

precio con el premio incluido y, en consecuencia, en respuesta al diferencial entre el

precio con premio y el precio sin premio, la gente disminuiría su consumo.

Tabla 3: Reducciones Estimadas Considerando Respuesta de la Demanda (Elasticidad)

La tabla 3 se diferencia de la tabla 2 en que esta última presentaba las reducciones

máximas posibles si todos los consumidores reducían su consumo en el tope de las

ofertas. Por su parte, la tabla 3 asume que la respuesta de los consumidores a las

ofertas es limitada, lo que se refleja en la elasticidad, por lo que esta tabla muestra el

potencial de reducción incluyendo en las estimaciones la elasticidad precio de la

demanda. Los resultados muestran que, en total, el mecanismo de ahorro, incluyendo

la respuesta de los consumidores, habría reducido el consumo en 10.2 GWh durante

Marzo, lo que representa un 1.6% del total del consumo residencial del Sistema

Interconectado Central de ese entonces, y corresponde tan sólo a un 2.8% del ahorro

que se generó durante marzo del 2008 35.

d. Gasto Para las Generadoras

Si asumimos que en promedio todos los clientes residenciales alcanzaron los límites

de reducción impuestos por las generadoras para pagar los premios, el conjunto de

generadoras que ofrecieron premios durante marzo de 2008 habrían tenido que

34

Elasticidad Precio: Cambio % en la cantidad dividido por el cambio % en el precio. Si la elasticidad es igual

a -0.055, y queremos generar un cambio en la cantidad de 5%, quiere decir que el cambio porcentual en el

precio debe ser de 91% (-5%/91% = -0.055)

35Fuente: Presentación Marcelo Tokman en Seminario SOFOFA, Abril del 2008.




gastar cerca de $930 millones. Si incluimos el efecto de la elasticidad precio, es decir,

suponemos que la capacidad de reacción ante cambios en el precio es limitada, el

valor anterior cae a alrededor de $540 millones36. Sin embargo, otros factores como

las campañas de ahorro de energía, el cambio en la tensión o el atraso en el cambio de

horario pudieron haber afectado la demanda más allá del efecto de las ofertas y, en

consecuencia, haber aumentado las reducciones de consumo imputables a los

generadores, y así aumentar el gasto total de éstos.

7.8. Diagnóstico

En esta sección se presenta una visión crítica de la normativa que establece el

mecanismo de ofertas y de las ofertas realizadas por las generadoras el año 2008, de

modo de identificar posibles factores que expliquen el poco éxito que ha tenido la

medida y su aplicación. Este diagnóstico servirá como base para las propuestas de

perfeccionamiento que se presentan en la sección siguiente de este estudio.

a. Diagnóstico Respecto de la Normativa Vigente

En términos generales, la normativa sólo permite la participación voluntaria de los

generadores y los consumidores, y no considera la aplicación de penalizaciones, tanto

a generadores como a consumidores, para reducir los consumos en épocas de crisis

energéticas. Esto quiere decir que se sustenta sólo en la voluntad de las partes, y no

hay espacio para la intervención de la autoridad energética.

Respecto de los incentivos a los generadores, un primer elemento a destacar es que el

hecho de tener que ofrecer premios por reducciones de consumo a cientos de miles de

consumidores en forma simultánea, no permite focalizar los esfuerzo de información y

publicidad en aquellos clientes que tienen mayor potencial para reducir el consumo,

36

Este valor se obtiene de sumar la multiplicación entre el premio pagado por cada GWh ahorrado

(1.000.000 por el premio en KWh) y el ahorro estimado mes de la tabla 3 de cada distribuidora.




además de poder entregar ofertas más individualizadas a los distintos tipos de

clientes, de acuerdo a su opción tarifaria

En relación a este aspecto, desde un punto de vista constitucional, podemos entender

que la “no discriminación” a que hace referencia la Ley, se refiere a que dentro de un

grupo de ciertas características no se pueda distinguir entre unos y otros, por lo que

no existe inconveniente legal ni constitucional para realizar una mejor focalización. 37

En este mismo sentido, el límite de 500 KW de potencia instalada, establecido como

piso para negociar directamente, pese a ser consistente con el piso de los clientes que

37

La Constitución Política de la República garantiza la igualdad “en la ley”, prohibiendo que el legislador, en

uso de sus potestades normativas, o cualquier otro órgano del Estado, establezca diferencias arbitrarias. En

consecuencia, la igualdad se refiere a personas, situaciones o finalidades que tengan una motivación,

utilicen medios o bien produzcan un resultado de carácter arbitrario, pues el constituyente no prohibió toda

desigualdad ante la ley, sino que, optando por una fórmula de otro tipo, se inclinó por establecer como

límite a la arbitrariedad, prohibiendo toda discriminación arbitraria” (Sentencia Rol 932-2008 , Tribunal

Constitucional).

“(…) este Tribunal, en diversos pronunciamientos, entendió que la igualdad ante la ley “consiste en que las

normas jurídicas deben ser iguales para todas las personas que se encuentren en las mismas circunstancias

y, consecuencialmente, diversas para aquellas que se encuentren en situaciones diferentes. No se trata, por

consiguiente, de una igualdad absoluta sino que ha de aplicarse la ley en cada caso conforme a las

diferencias constitutivas del mismo. La igualdad supone, por lo tanto, la distinción razonable entre quienes

no se encuentren en la misma condición”. Así, se ha concluido que “la razonabilidad es el cartabón o

standard de acuerdo con el cual debe apreciarse la medida de igualdad o la desigualdad”. (Sentencias roles

Nºs. 28, 53 y 219).” (Considerando 14°).

“(…) como también lo ha hecho presente esta Magistratura (roles Nºs 755, 790, 1138 y 1140), la igualdad

ante la ley supone analizar si la diferenciación legislativa obedece a fines objetivos y constitucionalmente

válidos. De este modo, resulta sustancial efectuar un examen de racionalidad de la distinción; a lo que debe

agregarse la sujeción a la proporcionalidad, teniendo en cuenta las situaciones fácticas, la finalidad de la ley

y los derechos afectados (Rol N° 1414).” (Considerando 17°)




pueden optar por ser libres, puede ser un piso muy alto para realizar negociaciones

directas. Un piso más bajo, que de acuerdo al criterio del consultor debiese situarse en

los 150 KW, podría aumentar en forma importante el número de clientes interesados

en participar en el mecanismo de ofertas, pues éstos hoy deben adscribirse a las

ofertas que reciben los pequeños clientes regulados.

También respecto a los incentivos de los generadores, el costo para un generador de

comprar energía para cumplir un contrato es mayor en las horas de punta (pues el

precio “spot” es mayor), y por lo tanto el no poder realizar ofertas para reducir

consumo en ciertas horas en vez de la reducción uniforme durante el día que se

presume en la norma, es un desincentivo a ofrecer premios más atractivos.

Un cuarto elemento es que, como presentamos anteriormente, la sanción por no

cumplir con los suministros comprometidos en caso de racionamiento, es un monto

bastante menor en relación al tamaño del negocio de una empresa de generación

eléctrica; y no es tan distinto al costo de pagar las multas establecidas en la LGSE. Si

comparamos el costo de entregar el incentivo vs. el costo de pagar el costo de falla,

utilizando el ejemplo anterior de los clientes residenciales de Chilectra, vemos que el

primero ascendería a $450 millones, sin incluir gastos administrativos y de

publicidad, mientras que el segundo corresponde a $1.300 millones.

Finalmente, para las generadoras un componente no menor de los costos totales son

costos administrativos (medición, publicidad), lo que puede reducir el incentivo a

realizar ofertas de ahorro, pues el costo total para la generadora por cada KWh

ahorrado puede ser muy alto, en especial si las ofertas son modestas y los ahorros

esperados bajos.

Si se considera que una campaña de medios que incluya televisión no cuesta menos de

$500 millones, y una con radio al menos $100, y considerando que el gasto esperado




por las generadoras era de poco más de $500 millones, se ve lo relevante de estos

ítems en el gasto total.38

Respecto de las distribuidoras, éstas no tienen ningún incentivo a apoyar las ofertas

de los generadores. Por el contrario, éstas sólo implican pérdidas de tiempo, recursos

e ingresos para las distribuidoras, pues al disminuir el consumo de los clientes, caen

sus ingresos bajo el sistema tarifario vigente en que los ingresos están asociados a la

energía vendida a los consumidores.

Respecto de los incentivos de los consumidores, la elasticidad de la demanda es tan

baja en el corto plazo que, para generar pequeños cambios en el consumo, se

requieren enormes cambios en el precio, lo que disminuye la relevancia de este

instrumento para controlar la demanda en el corto plazo.

También en relación a los consumidores, quienes reciben las ofertas son grupos de

consumo que no necesariamente corresponden a unidades territoriales tradicionales

como las comunas, provincias o regiones, lo que puede dificultar a un consumidor el

saber si tiene una oferta por alterar su consumo o no. Esto, sumado a lo limitado de la

publicidad de los premios y a la duración semanal de las ofertas ofrecidas en el año

2008, hacen muy confusa la entrega de información para el consumidor, el cual no

siempre está adecuadamente informado para interpretar correctamente este tipo de

mensajes.

Respecto a la delegación de las ofertas a terceros; estas tenían, en su momento, por

objetivo la entrada de las empresas de retail. Sin embargo, el reglamento establece

tantos requisitos para efectuar la delegación, que hace casi imposible la participación

de un tercero en el mecanismo. De este modo, el requisito de tener una equivalencia

monetaria de la oferta puede ser un requisito imposible de satisfacer para una

empresa del retail que ofrece puntos a sus clientes, lo que dejaría sin uso el sistema.

38

En base a los costos de la campaña Ahorra Ahora del año 2008.




Adicionalmente, parece ser muy gravoso el tener que suscribir un contrato (art. 26)

con cada consumidor, especialmente considerando los montos de las ofertas

realizadas el año 2008. No se entiende la diferenciación respecto de las ofertas

directas de los generadores, en que existe una aceptación tácita del consumidor por el

solo hecho de modificar su consumo. En la sección siguiente se presenta una

propuesta para compatibilizar este mecanismo con las ofertas monetarias.

Finalmente, el sistema de determinación de la línea base parece ser poco confiable

pues sólo utiliza el consumo de un período (el inmediatamente anterior) como

referencia, y no considera ningún patrón de consumo (como se podría lograr

incluyendo más de un año). En la sección siguiente se presenta la simulación de

distintas alternativas de línea base con el objeto de definir cuál sería la más adecuada.

b. Diagnóstico Respecto de las Ofertas Realizadas el 2008.

Los topes ofrecidos el año 2008 eran excesivamente bajos como para generar algún

incentivo en la comunidad a reducir el consumo eléctrico. El máximo premio mensual

a que podía acceder un cliente residencial eran menos de $500, que representaba tan

sólo un 2% del gasto en electricidad de una familia promedio, o un 0.3% del salario

mínimo de ese año.

De hecho, una estimación utilizando la elasticidad de demanda de corto plazo, nos

muestra que las ofertas de ahorro debieron reducir en tan sólo un 1.6% el consumo

residencial, lo que es una cifra bastante menor.

Finalmente, respecto del gasto total de las generadoras, el monto total máximo que

potencialmente habrían tenido que pagar se estima en poco más de $900 millones, lo

que parece poco en relación al tamaño del negocio. A modo de ejemplo podemos ver

los resultados de la empresa Colbún, que generó el año 2008 un 25% de la energía del

SIC, y tuvo utilidades operacionales ese mismo año por $67.500 millones.




8. PROPUESTAS DE PERFECCIONAMIENTOS DE LA NORMATIVA

En esta sección, tomando en consideración la revisión de la experiencia internacional

y el análisis de la normativa y la experiencia chilena en el manejo de crisis,

propondremos una batería de medidas para perfeccionar el actual sistema de manejo

de demanda en tiempos de crisis.

Este capítulo está separado en dos secciones. La primera, presenta medidas que están

actualmente permitidas en la normativa, y aquellas que requieren sólo de

modificaciones reglamentarias. Este conjunto de medidas son más limitadas en su

alcance, pero tienen la ventaja de que son de rápida aplicación.

La segunda sección presenta una medida adicional a las anteriormente presentadas,

pero que para su aplicación requiere de modificación legal, por lo que si bien sus

impactos en el manejo de la demanda en el corto plazo pueden ser mayores, también

requiere de más tiempo para poder empezar a utilizarse, y requiere necesariamente

de la aprobación del Congreso Nacional.

8.1. Medidas de Implementación Rápida.

Tal como se señaló anteriormente, esta sección presenta sugerencias para controlar la

demanda en situaciones de crisis, y que no requieren de cambios legales, pero en su

mayoría requieren de modificaciones reglamentarias. Hay que señalar que el alcance

de estas medidas es más bien limitado.

a) Campañas Comunicacionales

De acuerdo al estudio de Marshall (2010), casi un 40% de la reducción del consumo

residencial el año 2008 se explicó por los efectos de la campaña comunicacional

“Ahorra Ahora” que se implementó entre marzo y mayo de 2008.

Para que una campaña sea exitosa, es clave que ésta eduque a la población en torno a

las acciones que puede tomar para reducir el consumo eléctrico, además de relevar la

importancia que tiene la reducción del consumo eléctrico en momentos de crisis. La




aparición de las autoridades dando el contexto y el sentido de urgencia, parece ser un

buen complemento a la campaña de medios, tal como ocurrió el 2008, en que varias

autoridades aparecieron constantemente, y en forma coordinada, invitando a la

población a ahorrar.

Un aspecto que se debe tener en cuenta es que preparar una campaña demora al

menos un mes, por lo que la autoridad debe empezar a prepararla en cuanto se

vislumbre un escenario energético complicado.

Respecto a la costo efectividad de éstas, y utilizando como referencia la reducción que

el estudio de Marshall (2010) atribuye a la campaña, y el costo real de la campaña

“Ahorra Ahora”, se tiene que el costo por KWh reducido asciende a $22, cifra bastante

menor si consideramos que la compensación a clientes residenciales por KWh de

energía no suministrado en caso de racionamiento asciende a $164.

b) Determinación Expresa sobre la posibilidad de hacer ofertas focalizadas

garantizando el principio de no discriminación

La LGSE establece que las ofertas deben hacerse de forma no discriminatoria. Si bien

el reglamento no dice nada respecto a esto, la aplicación práctica que hicieron las

Generadoras en 2008 fue la formulación de ofertas por igual a todos los clientes

dentro de un área de concesión. Esto ha implicado que se hicieron ofertas uniformes a

distintos tipos de clientes dentro de una misma zona geográfica, lo que reduce la

focalización y efectividad del instrumento.

Sin embargo, debemos entender que la “no discriminación” a que hace referencia la

Ley, se refiere a que dentro de un grupo de ciertas características no se pueda

distinguir entre unos y otros. Esto significaría que los generadores podrían hacer

ofertas distintas a distintos clientes, de acuerdo a su opción tarifaria o si tienen

medición de consumo horaria o no, entre otras. Esto permitiría a las generadoras

hacer las ofertas más atractivas – y efectivas – para los clientes.




c) Reducir el Tope para la Negociación Directa

Tal como se señaló anteriormente, solo los clientes regulados con potencia instalada

de más de 500 KW pueden recibir ofertas directas de los generadores. Esto quiere

decir que todos los clientes bajo 500 KW deben recibir las mismas ofertas que reciben

los clientes residenciales. Flexibilizar esta norma permitiría a los generadores realizar

ofertas a la medida de cada tipo de cliente, aumentando el espectro de clientes con

ofertas especiales, que debiesen resultar más efectivas que las ofertas generales. En

este sentido, se propone reducir el piso de 500 KW a 150 KW.

d) Delegación de Ofertas a terceros

Si bien el objetivo de estos artículos del reglamento tenían por objetivo la entrada del

retail en el mecanismo de ofertas, las obligaciones impuestas en el mismo (firma de

contratos y valorización en pesos de los premios), parecen haber vuelto impracticable

la entrada de empresas de retail en el mecanismo de ofertas. Si la intención de la

autoridad es permitir la entrada del retail, entonces se hace necesario relajar estas

restricciones del reglamento, y establecer un mecanismo automático de prelación de

las ofertas, tal como el que se ha utilizado para permitir la coexistencia de más de una

oferta. La propuesta consiste en que en caso de existir ofertas económicas, estas son

las primeras en correr, hasta completar el tope de la oferta, y después entrarían las

ofertas no monetarias. Sin perjuicio de lo anterior, si los costos administrativos no son

muy altos, podría autorizarse a los clientes que lo deseen, a cambiar el orden en que se

aplican las ofertas, para recibir las ofertas no monetarias primero si así prefieren.

La aceptación de estas ofertas también debiese ser automática, sin requerir de la firma

de ningún tipo de contrato, sin perjuicio de que el cliente deba realizar alguna gestión

activa (informar su número de cliente eléctrico a la empresa de retail, por ejemplo)

para empezar a recibir los beneficios.

e) Permitir el recambio tecnológico




Una posible medida que pueden tomar los generadores para reducir el consumo

eléctrico puede estar dado por la entrega de subsidios a los clientes regulados para

realizar recambios de equipos por otros más energéticamente eficientes, e imputarse

los ahorros que este recambio tecnológico generen en los clientes. Si bien esta es una

medida muy atractiva pues genera reducciones de consumo más permanentes, deben

considerarse ciertos puntos antes de autorizar una medida como esta:

- Realizar un recambio efectivo: Se debe fiscalizar que la medida efectivamente

implique un recambio y no simplemente la entrega de equipos nuevos, pues

esto último puede incluso aumentar el consumo eléctrico si es que el equipo

antiguo y el nuevo funcionan conjuntamente. En este sentido, debiese

descontarse del ahorro el gasto en electricidad que implique la disposición del

equipo, siempre que este consumo sea significativo.

- En caso que existan en forma simultánea ofertas económicas, éstas debiesen ir

primero en el orden de prelación, seguidas por el recambio tecnológico y a

continuación las otras ofertas no monetarias.

- Es necesario definirle una reducción máxima a los recambios tecnológicos,

tanto en términos de cantidad de energía ahorrada como de tiempo durante el

cuál los generadores se podrán imputar esas reducciones.

- Un último punto a considerar es que el recambio de equipos debe hacerse de

forma no discriminatoria, lo que significa que todos los clientes que cumplan

con ciertas características objetivas previamente determinadas, deben

beneficiarse del recambio de equipos.

f) Perfeccionar Mecanismo de Cálculo de Línea Base

Tal como se señaló en el capítulo anterior, una de las mayores críticas transversales al

instrumento está en cómo estimar una línea base más confiable. En base a las

simulaciones realizadas – las cuales se presentan al final del capítulo – y en que se




compararon la línea base vigente con la propuesta por los generadores y otra

propuesta por el consultor, se obtiene que la propuesta del consultor es la que

permite predecir mejor el consumo eléctrico.

8.2. Medida de Manejo de Crisis que Requiere Cambio Legal

a) Metas de Reducción de Consumo Obligatorias

Tal como se presentó en el primer capítulo, una de las medidas de control de demanda

más utilizada en casos exitosos de crisis energéticas ha sido la imposición de metas de

reducciones a los clientes, junto a la imposición de multas por incumplimiento de las

metas.

Se propone agregar dos artículos nuevos a la LGSE que establezca, en caso de crisis,

una obligación a los generadores de compensar las reducciones de consumo de los

clientes de sus áreas de concesión y; un mecanismo de multas y premios obligatorio

para los clientes de un sistema eléctrico. La sección siguiente presenta el texto legal

propuesto, el cual contiene los siguientes elementos:

- Establecer un techo de ahorro en la Ley (por ejemplo, 20%), dejando los

porcentajes específicos para ser determinados por decreto.

- Dividir los clientes en distintos grupos, a cada uno de los cuales se les

establecen metas de ahorro, multas y premios distintos:

Clientes regulados residenciales;

Clientes regulados no residenciales con potencia conectada menor o

igual a 500 KW (este límite se podría revisar a la baja);

Clientes regulados con potencia conectada superior a 500 KW y hasta

2.000 KW;

Clientes libres con potencia conectada superior a 500 KW y hasta 2.000

KW; y




Clientes libres con potencia conectada mayor a 2.000 KW. Este tipo de

clientes podrá, para efectos de dar cumplimiento a la meta de consumo

establecida, comprar y vender, por adelantado, energía a otros clientes

de su misma categoría que pertenezcan al mismo sistema eléctrico.

- Excluir de este mecanismo a los siguiente clientes:

Clientes residenciales con consumo mensual menor a 150 KWh.

Clientes residenciales que califiquen como pertenecientes al 40% más

vulnerable de la población, de acuerdo a la Ficha de Protección Social.

Aquellos clientes a los que no se les pueda determinar una línea base de

consumo.

- Para cada grupo de clientes, el decreto podría determinar una meta de ahorro.

Aquellos clientes que no reduzcan sus consumos o que lo hicieran en un

porcentaje inferior a la meta, tendrían que pagar un cargo extraordinario por

cada KWh consumido en exceso de la meta. Este cargo podría corresponder al

resultado de multiplicar la diferencia entre el costo de racionamiento y el

precio de nudo respectivo por el factor de cargo extraordinario que se

determine para cada tipo de cliente en el decreto, pudiendo éste último tomar

valores entre cero y uno.

- Aquellos clientes que reduzcan su consumo mensual en un porcentaje mayor al

establecido para cada tipo de cliente, tendrán derecho a un premio, que se

materializará en un descuento en la tarifa, por cada kWh ahorrado respecto de

la meta, el que será determinado en el mismo decreto y corresponderá al

resultado de multiplicar la diferencia entre el costo de racionamiento y el

precio de nudo respectivo por el factor de descuento que se determine para

cada tipo de cliente en el decreto, pudiendo éste último tomar valores entre

cero y uno. El valor total del premio no podrá ser superior al valor de la energía




consumida que le corresponda pagar al respectivo cliente y, en todo caso,

estará sujeto a los recursos disponibles.

- Los premios se financiarían con los cargos realizados a los clientes que no

cumplan las metas de reducción, y con un cargo que se aplicaría a los

generadores.

- Establecer un mecanismo de multas y premios como el anterior reduce en

forma importante el riesgo que tiene el generador de tener que pagar el costo

de racionamiento a los clientes que no suministre energía, pues se hace más

improbable la ocurrencia de racionamiento. Sin embargo, los generadores

debiesen estar dispuestos a cubrir parte del diferencial entre el costo marginal

del sistema y el precio que reciben, por cada KWh de consumo que se reduzca,

por lo que el proyecto de ley establecería que, en caso de encontrarse vigente

un mecanismo de multas y premios, en un escenario en que el costo marginal

sea mayor al precio contratado, los generadores deberán pagar un porcentaje

de dicho diferencial (puede establecerse un tope en la ley (por ejemplo 80%), y

que el valor específico se determine en el decreto respectivo) para financiar los

premios a los clientes regulados.

b) Entregar Información a los Generadores:

La ley 19.628, sobre protección de datos personales, no permite que las empresas

distribuidoras puedan entregar la información de consumo específico por cliente a

las empresas generadoras, salvo que exista autorización expresa de parte de éste,

lo que transforma un elemento clave del diseño de las ofertas (contar con

información de los clientes) en un aspecto complejo de obtener.

Por ello, proponemos establecer una facultad legal expresa para que las empresas

generadoras puedan solicitar a las empresas distribuidoras, toda la información

detallada que requieran de los consumidores de sus zonas de concesión, de modo




de que éstas puedan contar con los datos necesarios para mejorar la focalización

de las ofertas de ahorro.




9. SIMULACIONES DE LA LÍNEA BASE

9.1. Resumen de las tres líneas bases analizadas

Brevemente, las tres líneas bases analizadas son:

a) Línea base actual: se utiliza el consumo de 12 meses atrás como predictor del

consumo presente. 39

b) Línea base generadores: se utiliza el promedio de 12 y 24 meses atrás como

predictor del consumo presente.

c) Línea base propuesta: corresponde a la línea base de los generadores

adicionándole una tasa de crecimiento, como predictor del consumo presente.

Un mayor detalle de las líneas bases analizadas se encuentra en el Anexo 3.

9.2. Base de datos

La base entregada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles contenía

una muestra de 8.725.871 datos reales de consumo mensual de hogares. Estos

representaban el consumo de los hogares de los años 2009, 2010 y 2011. El último

mes que se tiene registro es diciembre de 2011, el cual fue utilizado como el mes de

consumo real para comparar las líneas bases. El número total de hogares era 286.457,

pero no todos los hogares tenían registrado consumo en todos los meses, por lo que

se tenía un panel desbalanceado.

En un inicio los datos se distribuían de la siguiente manera:

39

Respecto a las restricciones del artículo 60 de la RE 164, por simplicidad y porque representaban una

proporción insignificante de los clientes, se eliminó de la base a aquellos clientes que no cumplieran las

condiciones de los incisos 4 y 5, eliminándose a 37 clientes (0.17% del total). Por su parte, sí se incluye en la

estimación la restricción del inciso 6, la cual es la más significativa en término de número de clientes

afectados.




Para comparar las distintas líneas base con los mismos datos, sólo se dejó a los

hogares que tuvieran registro de consumo de energía para todos los períodos (36

meses).

Los datos completos correspondían a 769.032 observaciones, equivalente a 21.362

hogares.

Hay que destacar que la información entregada sólo incluía el código de cliente, datos

de la empresa, fecha y consumo.

9.3. Estimaciones

El resumen del consumo de energía del hogar es el siguiente:

La desviación del consumo “overall”, es decir, considerando todos los individuos,

corresponde a 176. La desviación estándar “between”, es decir la variación entre

individuo, es 163. Lo que nos interesa a nosotros es la variación “within”, es decir, la

Total 8,725,871 100.00 39 372,723 4.27 100.00 31 755,453 8.66 95.73 14 1,518,675 17.40 87.07 10 1,386,713 15.89 69.67 4 2,674,987 30.66 53.77 1 2,017,320 23.12 23.12 empresa Freq. Percent Cum.

Total 769,032 100.00 39 110,412 14.36 100.00 31 263,772 34.30 85.64 10 394,452 51.29 51.34 4 396 0.05 0.05 empresa Freq. Percent Cum.

within 65.93258 -1633.765 5614.04 T = 36 between 163.643 0 4597.667 n = 21362consu~io overall 158.4849 176.4226 0 7809 N = 769032 Variable Mean Std. Dev. Min Max Observations

. xtsum consumo_promedio




variación del consumo del mismo individuo a través del tiempo, en este caso los

hogares.

Para las diferentes estimaciones del consumo de la línea base, lo que se busca es una

que tenga una desviación estándar “within” cercana a la del consumo promedio, o que

no se aleje mucho. La idea es tener una línea base que suavice el consumo anterior,

para poder estimar de mejor manera el premio por disminución de consumo, y que no

se deba solamente a un shock exógeno.

Es importante recalcar que al no tener más variables que el consumo, estamos

omitiendo variables relevantes que nos podrían ayudar a una mejor estimación de una

nueva línea base. Sin embargo, agregar variables dificultaría el proceso de estimación

de línea base.

La estimación de las diferencias entre el consumo normal y las 3 líneas base: actual,

sugerida por los generadores, y de Sustentank, corresponden a estimación_actual,

Est_empresas y Est_empresas2, respectivamente, y son las siguientes:




Vemos que las estimaciones con indexador tienen una mayor dispersión “within”. Esto

se debe principalmente al uso del indexador, ya que existen algunos individuos con

tasas de crecimiento de más de 250%. Esto puede deberse a errores en la medición

del consumo de energía, o a un cambio muy violento del consumo (por ejemplo, por

encontrarse en uno de los períodos en vacaciones, o por un cambio en el giro de la

empresa).

En este contexto, cobra mayor sentido la propuesta de las empresas generadoras de

considerar sólo cambios de consumo dentro de ciertos parámetros razonables. A

continuación se muestra que ocurre con la dispersión y el número de participantes

que quedan luego de restringir el cambio en el consumo respecto a la línea base en

más menos un 30%. Es decir, no se consideran aquellos casos en que hubo un cambio

mayor al 30%.

Vemos que la caída en el número de observaciones es bastante menor, cayendo hasta

en un 3% en el caso con menor disminución, a la vez que las desviaciones estándar

caen en forma significativa en todos los escenarios.




Todos los escenarios muestran adecuados niveles de desviación estándar, y a menor

desviación estándar mayor número de individuos omitidos, por lo que existe un trade-

off que la autoridad debe definir. Al equipo consultor le parece adecuado el uso de

cualquiera de las tres líneas bases presentadas, siempre que se utilice adicionalmente

una banda de cambio en el consumo, para limitar el error de estimación, tal como se

aprecia en los cuadros anteriores.

Sin perjuicio de lo anterior, y sólo en consideración a que las empresas generadoras

son las que deciden sobre usar o no el instrumento, los consultores sugieren usar la

estimación propuesta, que emplea la línea base propuesta por las empresas y agrega

un indexador del consumo. Esto, con el objeto de dar un mayor incentivo a los

generadores para emplear el instrumento de ofertas de ahorro, más que por

consideraciones netamente técnicas. En el capítulo siguiente se presenta formalmente

la propuesta de los consultores.




10. MODIFICACIONES A LA RESOLUCIÓN EXENTA N° 164 DE 25 DE FEBRERO DE

2010, DE LA COMISION NACIONAL DE ENERGÍA.

El marco legal de la Resolución Exenta N° 164 de 25 de febrero de 2010, de la

Comisión Nacional de Energía (R.E. 164) se encuentra básicamente contenido en el

artículo 148 del D.F.L. N° 4 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, del

año 2006, Ley General de Servicios Eléctricos (L.G.S.E.).

El señalado artículo establece:

“Artículo 148º.- Los generadores que suministren energía eléctrica a consumidores

sujetos a regulación de precios, conforme a los números 1 y 2 del artículo 147°, y cuya

potencia conectada del usuario final sea igual o superior a 500 kilowatts, podrán

convenir con éstos, reducciones o aumentos temporales de sus consumos, las que se

imputarán a los suministros comprometidos por el respectivo generador.

Asimismo, los generadores, en forma directa o a través de las empresas concesionarias

de servicio público de distribución, podrán ofrecer y/o convenir con los consumidores de

menos de 500 kilowatts reducciones o aumentos temporales de consumo, las que se

imputarán a los suministros comprometidos por el respectivo generador.

Las ofertas que realicen los generadores de conformidad con el inciso anterior, además

de formularse en términos no discriminatorios y transparentes, deberán precisar el

período por el que se ofrecen las condiciones propuestas y la forma, mecanismo y

periodicidad de los incentivos que se otorgarán por las reducciones o aumentos de

consumo, y contendrán las demás especificaciones que señale la Comisión.

Si dichas ofertas se formularen a través de empresas distribuidoras, éstas deberán

trasmitirlas a sus consumidores, en la forma y dentro del plazo que determine la

Comisión, sin que puedan incorporarles ningún elemento o condición adicional a las

establecidas por el generador. Dichos mecanismos no podrán contener condiciones o

cláusulas que graven, multen o perjudiquen a los consumidores.




Una vez formulada la oferta, sea directamente o a través de las empresas distribuidoras,

ella se entenderá aceptada tácitamente por parte de los usuarios destinatarios por la

sola reducción o aumento del consumo, según el caso, y los generadores quedarán

obligados a cumplir los incentivos y demás condiciones ofrecidas por el período señalado

en la respectiva oferta.

Los costos relacionados con la implementación del sistema de incentivos a reducciones o

aumentos de consumo serán de cargo del generador.

La Comisión establecerá las normas que sean necesarias para la adecuada aplicación del

mecanismo previsto en este artículo, regulando los procedimientos, plazos y demás

condiciones que se requieran para su ejecución.”

Para efectos de facilitar el entendimiento de las modificaciones que se proponen a la

R.E. 164/2010 CNE, por cada uno de los aspectos que fueron propuestos se señalarán

los cambios pertinentes, los que se pondrán en cursiva, subrayado y negrilla. En

caso que deba eliminarse parte de un artículo, adicionalmente se tachará (tachará) el

párrafo de la misma manera.

10.1. Determinación Expresa sobre la posibilidad de hacer ofertas focalizadas

garantizando el principio de no discriminación

La LGSE establece que las ofertas deben hacerse de forma no discriminatoria. Si bien

el reglamento no dice nada respecto a esto, la aplicación práctica que hicieron las

Generadoras en 2008 fue la formulación de ofertas por igual a todos los clientes

dentro de un área de concesión. Esto ha implicado que se hicieron ofertas uniformes a

distintos tipos de clientes dentro de una misma zona geográfica, lo que reduce la

focalización y efectividad del instrumento.

Sin embargo, debemos entender que la “no discriminación” a que hace referencia la

Ley, se refiere a que dentro de un grupo de ciertas características no se pueda

distinguir entre unos y otros. Esto significaría que los generadores podrían hacer




ofertas distintas a distintos clientes, de acuerdo a su opción tarifaria o si tienen

medición de consumo horaria o no, entre otras.

En consecuencia, se propone incorporar el siguiente inciso tercero, nuevo, al artículo

1° de la R.E. 164, quedando el artículo de la siguiente manera:

“Artículo 1°

Los generadores que suministren energía eléctrica a consumidores sujetos a

regulación de precio, conforme a los números 1° y 2° del Artículo 147° del DFL Nº 4

del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2006, que fija texto

refundido, coordinado y sistematizado del DFL Nº 1 de Minería de 1982, en adelante,

Ley General de Servicios Eléctricos, o LGSE, y cuya potencia contratada del usuario

final sea igual o superior a 500 kilowatts, podrán convenir con éstos, reducciones o

aumentos temporales de sus consumos de energía, las que se imputarán a los

suministros comprometidos por el respectivo generador.

Asimismo, los generadores, en forma directa o a través de las empresas

concesionarias de servicio público de distribución, podrán ofrecer y/o convenir con

los consumidores de menos de 500 kilowatts reducciones o aumentos temporales de

consumo, las que se imputarán a los suministros comprometidos por el respectivo

generador.

Las ofertas que realicen los generadores deberán formularse en términos

transparentes y sin establecer discriminaciones arbitrarias, pudiendo focalizarse

de acuerdo a las características de los clientes. Por tanto, los generadores podrán

hacer ofertas distintas a clientes que tengan parámetros objetivos diversos, tales

como el tamaño, el perfil de consumo, los sistemas de medición de consumo que

poseen, entre otros factores, los que deberán ser previamente autorizados por la

Comisión.”




10.2. Reducir el Tope para la Negociación Directa

No obstante que el inciso 2° del artículo 148 de la L.G.S.E. establece que “los

generadores, en forma directa o a través de las empresas concesionarias de

servicio público de distribución, podrán ofrecer y/o convenir con los consumidores de

menos de 500 kilowatts reducciones o aumentos temporales de consumo…”,la

interpretación de las normas de la R.E. 164 obliga a los generadores a realizar las

mismas ofertas a todos los clientes bajo 500 kW.

Flexibilizar esta norma permitiría a los generadores realizar ofertas a la medida de

cada tipo de cliente, aumentando el espectro de clientes con ofertas especiales, que

debiesen resultar más efectivas que las ofertas generales.

Estimamos que un tamaño mínimo que puede interesar a un generador para

desarrollar un esfuerzo de “venta” es un cliente de 150 kW40

En consecuencia, se propone incorporar el siguiente inciso segundo, nuevo, al artículo

12° de la R.E. 164, suprimiendo la parte final del inciso primero; así también modificar

el artículo 21 y 50 (coherencia normativa), quedando los artículos de la siguiente

manera:

“Artículo 12º

Los generadores, en forma directa o a través de las empresas concesionarias de

servicio público de distribución, podrán ofrecer y/o convenir reducciones o aumentos

temporales de consumo con los consumidores de menos de 500 kilowatts

40 En el análisis de costos unitarios del informe VAD, las dimensiones que se utilizan para

transformadores de distribución varían desde pocos kVA hasta 500. No obstante, el mayor tamaño de

transformador aéreo trifásico es casi siempre 150 kVA, por lo que podríamos entender que potencias

superiores o iguales a 150 kVA se pueden asociar a clientes que requieren transformadores específicos,

con mayor consumo y de interés para un generador en el marco del uso de la herramienta.




pertenecientes a los diferentes grupos de consumo de las concesionarias. Estas

ofertas se sujetarán a las disposiciones siguientes.

Para consumidores cuya potencia contratada sea igual o superior a 150

Kilowatts, los generadores podrán optar por sujetarse a las normas contenidas en

este capítulo para realizar sus ofertas, o convenir reducciones de consumo

sujetándose a las normas establecidas en los capítulos 2 y 3.2. de esta resolución.”

“Artículo 21.

Sin perjuicio de los dispuesto en el inciso 2° del artículo 12, cada generador podrá

ejercer su derecho a ofrecer y/o convenir de manera directa reducciones o aumentos

temporales de consumo con los consumidores de 500 kilowatts, pertenecientes a los

distintos grupos de consumo de las concesionarias, previo acuerdo y mandato especial

otorgado ante notario con una tercera persona jurídica que no realice actividades de

generación, transmisión o distribución de electricidad. El mandato deberá facultar

temporalmente a dicha tercera persona a realizar una oferta, a cuenta y riesgo del

generador y bajo los términos del mandato, a los consumidores señalados por

aumentos o reducciones temporales de su consumo, sin perjuicio de lo establecido en

el artículo 43 de la ley 19.496.”

“Artículo 50°

Las variaciones de consumo practicadas por los clientes con capacidad superior o

igual a 500 kW, y que sean informadas a la distribuidora conforme a lo señalado en el

Artículo 10°, serán imputadas a los generadores que corresponda aplicando

correspondiente u consistentemente el procedimiento señalado en el artículo

anterior.

En particular, la distribuidora considerará lo siguiente:

a) Los valores QgATG, QgBTG, así como los consumos efectivos medidos a los

clientes, serán asignados proporcionalmente al período de facturación de




generadores en ausencia de antecedentes respecto a su distribución temporal

y/o en caso de referirse a periodos que no están completamente contenidos

dentro del período de facturación de generadores.

b) El valor STRAG y su correspondiente expresión en baja tensión, serán

asignados proporcionalmente al período de facturación de generadores.

Las variaciones de consumo practicadas por los clientes con capacidad superior o

igual a 500 kW, o los establecidos en el inciso 2° del artículo 12, y que sean

informadas a la distribuidora conforme a lo señalado en el artículo 10°, serán

imputadas a los generadores que corresponda aplicando correspondiente y

consistentemente el procedimiento señalado en el artículo anterior”

10.3. Delegación de Ofertas a terceros

Si bien el objetivo de estos artículos del reglamento tenían por objetivo la entrada del

retail en el mecanismo de ofertas, las obligaciones impuestas en el mismo (firma de

contratos y valorización en pesos de los premios), parecen haber vuelto impracticable

la entrada de empresas de retail en el mecanismo de ofertas. Si la intención de la

autoridad es permitir la entrada del retail, entonces se hace necesario relajar estas

restricciones del reglamento, y establecer un mecanismo automático de prelación de

las ofertas, tal como el que se ha utilizado para permitir la coexistencia de más de una

oferta.

En consecuencia, se propone incorporar modificaciones a los artículos 26, 28 y 33 de

la R.E. 164, quedando de la siguiente manera:

“Artículo 26°

Para acceder a una oferta realizada en el marco de un mandato, los consumidores

deberán suscribir con el mandatario, un convenio de aceptación de las condiciones de

la oferta por escrito, ya sea en papel o en formato electrónico. El mandatario será

responsable de que los consumidores que suscriban un convenio tengan conocimiento




previo de las características y condiciones de la oferta, así como también de las

disposiciones establecidas en los artículos 30°, 31° 32° y 37° de la presente resolución.

Los generadores podrán proponer a la Comisión mecanismos alternativos para

acreditar la aceptación del consumidor de la oferta respectiva, tales como los

utilizados usualmente en el comercio o el sector bancario, para la aceptación de

productos o servicios de estos establecimientos, y que permiten probar la

concurrencia de la voluntad”

“Artículo 28

Para que un convenio suscrito sea válido, el consumidor deberá informar presentar el

original de una de las dos últimas facturas o boletas remitidas por la

distribuidora, debidamente pagada, con el identificador o número de cliente

registrado en el convenio. El mandatario será responsable de exigir y cautelar que

este requisito sea cumplido por los consumidores, debiendo establecer un plazo y

registro adecuado para el mismo. Ninguna persona podrá asociar a su cédula de

identidad más de un número de cliente, y en caso de existir duplicidad de este

último, las partes deberán acreditar ante el mandatario su calidad mediante la

presentación de los dos últimas facturas o boletas remitidas por la distribuidora.

“Artículo 33

El mandatario podrá solicitar de la respectiva empresa de distribución la información

del consumo histórico individual de los últimos 15 meses de los clientes

consumidores de menos de 500Kw que hayan suscrito un convenio válido registrado

con él. Esta solicitud podrá hacerse por una sola vez durante la vigencia del convenio.

En todo caso, esta información sólo podrá ser puesta a disposición del mandatario

previa presentación del consentimiento expreso del cliente consumidor respectivo.

Dicho documento deberá ser suscrito por el cliente por escrito, ya sea en papel o en

formato electrónico, de manera independiente a la suscripción del convenio




respectivo y deberá ajustarse a lo establecido en la ley 19.628. La empresa de

distribución dispondrá de cinco días hábiles para hacer entrega de esta información

en formato electrónico al mandatario solicitante.”

10.4. Permitir el recambio tecnológico

Una posible medida que pueden tomar los generadores para reducir el consumo

eléctrico, puede estar dado por la entrega de subsidios a los clientes regulados, para

realizar recambios de equipos por otros energéticamente eficientes, e imputarse los

ahorros que este recambio tecnológico genere en los clientes. Si bien esta es una

medida muy atractiva pues genera reducciones de consumo más permanentes, deben

considerarse ciertos puntos antes de autorizar una medida como esta:

- Realizar un recambio efectivo: Se debe fiscalizar que la medida efectivamente

implique un recambio y no simplemente la entrega de equipos nuevos, pues

esto último puede incluso aumentar el consumo eléctrico si es que el equipo

antiguo y el nuevo funcionan conjuntamente.

- Estimar reducciones ex ante en base a la experiencia y los datos objetivos de

capacidad de consumo de los equipos, con mecanismos de verificación ex post.

- Se debe definir cuál es el período durante el cual se va a autorizar al generador

la imputación de los ahorros.

En consecuencia, se propone incorporar modificaciones a los artículos 3°, 18, 22, 23 y

44 de la R.E. 164, quedando de la siguiente manera:

“Artículo 3º

Los mecanismos a utilizar por parte de los generadores para ofertar o convenir

reducciones o aumentos de consumo de energía con los consumidores señalados en el

artículo anterior, dependerán de la capacidad conectada del usuario final conforme se

señala en las disposiciones de la presente resolución.




Las empresas generadoras podrán realizar ofertas al usuario final de reducciones

en el consumo de energía consistentes en dinero, cambios tecnológicos asociados

al ahorro energético, premios en especies o derechos avaluables en dinero.”

“Artículo 18º

Las ofertas que se dirijan al mismo Grupo de Consumo y durante períodos de oferta

total o parcialmente coincidentes, serán cursadas por las distribuidoras conforme el

siguiente procedimiento:

1. Para cada semana de oferta en que exista más de una oferta admitida conforme el

artículo anterior, éstas se ordenarán de mayor a menor Precio de Oferta.

2. En caso de existir una oferta que no especifique una cantidad máxima a remunerar,

no se cursarán en esa semana las ofertas que presenten precios inferiores al de dicha

oferta.

3. Para las ofertas de precio jerarquizadas conforme lo señalado, se deberá establecer

el rango de variación de consumo del cliente, se trate de reducción o aumento, dentro

del cual cada precio es válido. Estos rangos se expresarán como porcentajes del

Consumo de Referencia, y se establecerán del siguiente modo:

a) El precio de la mejor oferta se aplicará entre 0% de variación y el porcentaje o

cantidad máxima de variación a remunerar que se haya especificado en la oferta

correspondiente.

b) El precio de la siguiente oferta en el orden jerárquico se aplicará entre el porcentaje

de variación que representa el límite de validez de la oferta anterior y el que resulta

de sumar a dicho límite el porcentaje o cantidad máxima de variación a remunerar

que se haya especificado en la oferta de precio cuyo rango de validez se analiza.

c) Se procederá del modo señalado en b) en forma sucesiva, hasta llegar a la última

oferta cursada.




d) En caso de existir ofertas no monetarias en conjunto con ofertas monetarias,

las primeras se considerarán de menor jerarquía que las monetarias. Dentro de

las ofertas no monetarias, aquellas que promuevan cambios tecnológicos

asociados al ahorro energético serán las de mayor jerarquía dentro de las ofertas

no monetarias. Sin perjuicio de lo anterior, cualquier cliente que prefiera recibir

una oferta no monetaria puede autorizar el cambio en el orden jerárquico a

través de una autorización simple enviada a la Superintendencia. Corresponderá

a la Superintendencia determinar la jerarquía de ofertas no monetarias no

contempladas en este artículo.

El procedimiento señalado dará lugar a la Oferta Agregada vigente para la semana en

cuestión, la que da cuenta del precio por kilowatt-hora, reducido o aumentado, a

pagar por los generadores en función de la variación porcentual del consumo del

cliente respecto de su Consumo de Referencia, conforme se establece en el

procedimiento indicado en el Artículo 45°.”

Artículo 22° (suprime íntegramente el artículo vigente, el cual es innecesario dado el

cambio propuesto al artículo 1, por el siguiente)

La oferta que se realice a los consumidores de algún grupo de consumo de las

concesionarias, en el marco del mandato señalado en el artículo anterior, deberá

formularse en términos no discriminatorios y transparentes, deberá precisar el

periodo por el que se ofrecen las condiciones propuestas y la forma y mecanismos

de los incentivos que se otorgarán por las reducciones o aumentos de consumo.

Dichos mecanismos no podrán tener condiciones que graven, multen o

perjudiquen a los consumidores.

Los generadores podrán ofrecer a los clientes finales, el financiamiento total o

parcial de cambios de equipos o tecnologías por otros energéticamente más

eficientes, e imputarse los ahorros que este recambio tecnológico genere.




Para ofrecer esta fórmula, el generador respectivo deberá proponer previamente

a la Comisión los siguientes aspectos:

a) Mecanismos para asegurar un recambio efectivo, esto es el reemplazo y

destrucción de la tecnología sustituida, conforme las normas

correspondientes.

b) Estimación de las reducciones que generará el programa por cada

reemplazo que se concrete. Las estimaciones deberán ser contrastadas con

una medición ex post efectiva, mediante una empresa consultora

independiente para que, a través del seguimiento de una muestra o de la

población beneficiada, estime los ahorros generados. No obstante, la

Comisión podrá establecer los programas de reemplazo y los valores cuya

reducción se establece de manera previa, sin requerir de seguimiento ex

post.

c) Período durante el cual se va a autorizar al generador la imputación de los

ahorros, de acuerdo al ciclo de vida útil de la tecnología.

El programa de reemplazo deberá ser autorizado previamente por la Comisión.

“Artículo 23°

La oferta deberá tener un período de vigencia menos o igual a un año, deberá tener

una fecha de inicio igual o posterior al 1 de marzo de cada año y una fecha de término

igual o anterior al 28 de febrero y anterior a la fecha del mandato que le da origen. Los

incentivos que se ofrezcan a los consumidores por aumentos o reducciones de su

consumo deberán tener asociados, a modo de referencia para los consumidores, una

equivalencia en pesos chilenos, en especies o derechos avaluables en dinero, por

kilowatt-hora aumentado o reducido, según corresponda, que deberá ser informada

de manera veraz y oportuna y no podrá ser alterada una vez vigente la oferta, a menos

que dicha alteración favorezca al consumidor de acuerdo a lo señalado al artículo 25°.”




“Artículo 44

Corresponderá a las empresas concesionarias de distribución determinar las

reducciones o aumentos de consumo de los usuarios a que se refiere el artículo

anterior, así como el monto a remunerar a cada usuario conforme a la o las ofertas que

se encuentren vigentes en el período de lectura del consumo correspondiente, y para

el Grupo de Consumo al que pertenece el usuario.

En caso que la oferta por reducciones de consumo se refiera a cambios

tecnológicos, premios en especies o derechos avaluables en dinero, corresponderá

a la concesionaria de distribución determinar si las reducciones cumplen las

condiciones para acceder a la oferta realizada. Para estos efectos, la Comisión

aprobará por resolución las condiciones de cálculo y pago respectivo, de acuerdo

a la propuesta que presente la generadora”

10.5. Perfeccionar Mecanismo de Cálculo de Línea Base

Tal como se señaló en el capítulo anterior, una de las mayores críticas transversales al

instrumento está en cómo estimar una línea base más confiable. En base a las

simulaciones realizadas, la propuesta que las generadoras presentaron al Ministerio

de Energía en el 2011 aparece como una buena alternativa para reemplazar el sistema

actual.

En consecuencia, se propone modificar íntegramente el artículo 60 de la R.E.,

quedando de la siguiente manera:

“Artículo 60

El consumo de referencia del usuario se establecerá con una base de cálculo más

amplia, con el objeto de poder determinar de una forma más acertada el consumo

promedio de un cliente regulado:




(

∑ ) , si el periodo de facturación del cliente es de un mes

La línea base definitiva se determinará agregando para cada período de facturación la

tasa de crecimiento del consumo normal, la cual se define como la tasa de crecimiento en

el consumo, para cada individuo, entre el promedio de los períodos j-1 de cada uno de los

dos años utilizados, y el consumo en el período inmediatamente anterior al del consumo

actual.

Dónde:

Dj Consumo real del cliente en el período de facturación de referencia j.

j Corresponden a los últimos dos años históricos y que se utilizarán como

referencia de consumo.

k Es el período de facturación en el cual se verificará la oferta de reducción.

Nk Número total de días en el periodo de facturación k. En el caso del periodo de

facturación k, corresponde al número de días proyectados para dicho periodo de

facturación para cada cliente, de acuerdo a la gestión comercial de facturación que

espera tener la distribuidora para dicho cliente y período.

En caso en que en alguno de los períodos j considerados en la expresión anterior

existiesen ofertas por aumento o reducción de consumo dirigidas al cliente, o

correspondiere a un período con racionamiento u otro evento que hubiese afectado

significativamente la demanda, la CNE autorizará el reemplazo de la demanda Dj por la

demanda correspondiente al año inmediatamente anterior al último año considerado en

el promedio de 2 años.

El mecanismo considerará un umbral mínimo y máximo de cambio en el consumo, con el

objeto de evitar que se premien las variaciones normales y propias del sistema y que no

suponen ningún esfuerzo de ahorro real por parte de los consumidores.




El umbral mínimo corresponderá a un 2% respecto del consumo normal y el máximo a

un 30%. En caso que el consumo efectivo se encuentre fuera de los umbrales, no se

considerarán los cambios en el consumo como ahorro o aumentos para los efectos de lo

dispuesto en este reglamento. Si el consumo efectivo cae dentro de la banda generada

por los umbrales, se considerará que sí se generaron aumentos o ahorros, y el cambio en

el consumo se medirá considerando todo el cambio respecto al consumo normal. El

umbral superior sólo se aplicará para medir las reducciones de consumo.

10.6. Entregar Información a los Generadores

Para asegurar la concreción de los cambios propuestos, resguardando la privacidad de

la información que establece la ley 19.628 sobre protección de datos personales, el

reglamento debe autorizar a las generadoras a recibir toda la información detallada

que requieran de los consumidores de sus zonas de concesión, de modo de que éstas

puedan contar con los datos necesarios para mejorar la focalización de las ofertas de

ahorro.

En consecuencia, se propone incorporar modificaciones a los artículos 58 de la R.E.,

quedando de la siguiente manera:

“Artículo 58°

La especificación de los grupos de Consumo que la distribuidora deberá poner a

disposición de los generadores, dentro de los veinte días hábiles siguientes a la

aprobación del grupo de Consumo por parte de la Comisión, conforme se señala en el

Artículo 6° deberá considerar para cada Grupo de Consumo lo siguiente:

1. Identificación del Grupo de Consumo. Corresponde a un nombre genérico que

efectúa una referencia general a la zona correspondiente. Dicho denominador

será consignado en la boleta del usuario correspondiente conforme se señala

en el Artículo 6°.




2. Identificación de los puntos de suministro vinculados al Grupo de Consumo,

especificando nombre de la subestación correspondiente, y barras de

suministro.

3. Número total de clientes finales sometidos a regulación de precios localizados

en el Grupo de Consumo, separados en clientes con capacidad conectada

inferior y superior o igual a 500kW, y desglosados por opción tarifaria.

4. Serie de consumo mensual promedio de cada opción en el Grupo de Consumo

para los últimos 24 meses, para usuarios con capacidad conectada inferior a

500 kW.

5. Identificación de cada uno de los clientes regulados de capacidad conectada

igual o superior a los 150 kW pertenecientes al Grupo de Consumo. Se incluirá

la razón social del cliente, su dirección, la opción tarifaria y la serie de consumo

mensual para los últimos 24 meses.

6. Número total de clientes finales sometidos a regulación de precios localizados

en el Grupo de Consumo, con capacidad conectada inferior a 500 kW, que a la

fecha de entrega de la información hayan suscrito un convenio válido

registrado por alguna oferta vigente realizada en el marco de lo señalado en el

artículo 21°, desglosados por opción tarifaria y por oferta de aumento o

reducción de consumo. Esta información deberá actualizarse y ponerse a

disposición de los generadores respectivos durante los primeros cinco días de

cada mes en que se encuentre vigente alguna oferta que se realice en el marco

de lo señalado en el artículo 21°

En caso que la Generadora quisiere conocer la serie de consumo mensual de los

clientes regulados señalados en el numeral 5 precedente, esta información En

todo caso, la información a que se refiere el número 5 del presente artículo, sólo

podrá ser puesta a disposición de los generadores que corresponda previo




consentimiento expreso del cliente respectivo, y ante consulta por escrito de la

distribuidora que le da suministro. El formato de consulta al cliente que deberá ser

utilizado por las distribuidoras a estos efectos deberá ser aprobado por la Comisión

antes de su utilización, y copia de las respuestas correspondientes deberán ser

remitidas a dichos organismo.




11. MEDIDA DE MANEJO DE CRISIS QUE REQUIERE CAMBIO LEGAL

Tal como se presentó en capítulos anteriores, una de las medidas de control de

demanda más utilizada en casos exitosos de crisis energéticas ha sido la imposición de

metas de reducciones a los clientes (casos de Brasil y Japón lo demuestran), junto a la

imposición de multas por incumplimiento de las metas y premios por cumplimiento.

Adicionalmente, se requiere entregar a los Generadores una facultad legal expresa,

que les permita recabar información específica de consumo sobre los clientes a los

cuales podrán hacer ofertas de ahorro de energía.

En consecuencia, se propone la siguiente modificación legal:

P R O Y E C T O D E L E Y:

“Artículo Único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el Decreto con

Fuerza de Ley Nº 4 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2006,

que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley

Nº 1 del Ministerio de Minería, de 1982, que contiene la Ley General de Servicios

Eléctricos:

1. Incorpórese al artículo 148°, el siguiente inciso séptimo y octavo nuevo,

pasando el actual inciso séptimo a ser inciso noveno:

“En el ejercicio de las facultades de este artículo, las empresas generadoras podrán

solicitar a las empresas distribuidoras la identificación de cada uno de los clientes

regulados de capacidad conectada igual o superior a los 150 kW pertenecientes al

Grupo de Consumo. Se incluirá la razón social del cliente, su dirección, la opción

tarifaria y la serie de consumo mensual para los últimos 24 meses.

Lo dispuesto en este artículo no regirá durante la vigencia del decreto referido en el

inciso primero del artículo 162° bis”

2. Incorpórese a continuación del artículo 148°, el siguiente artículo 148° bis,

nuevo:




“Artículo 148° bis.- Los generadores que suministren energía eléctrica a

consumidores sujetos a regulación de precio, conforme los números 1° y 2° del

Artículo 147° deberán, durante el período de vigencia del decreto a que hace

referencia el inciso primero del Artículo 162° bis, compensar a través de un cargo

especial, a los clientes regulados que reciban los premios a que hace referencia este

último artículo.

Para estos efectos, los generadores deberán pagar un cargo especial por cada

kilowatt-hora reducido respecto del consumo normal definido en el artículo 162° bis,

de los clientes regulados a quienes el generador suministre energía. El cargo especial

corresponderá al resultado de multiplicar la diferencia entre el costo marginal del

respectivo sistema eléctrico y el precio regulado de suministro respectivo por el factor

de cargo especial que se determine en el respectivo decreto, pudiendo éste último

tomar valores entre 0,2 y 0,8.

El cargo especial será retenido por el generador, y será entregado en los plazos y

términos que disponga el decreto, para financiar los premios y programas de

eficiencia energética que dispone el referido artículo.

El decreto referido en los incisos segundo y tercero de este artículo corresponde al

decreto mencionado en el inciso primero del artículo 162 bis, el cuál regulará todos

los aspectos técnicos y administrativos necesarios para el correcto funcionamiento de

este artículo.

3) Incorpórese, a continuación del artículo 162°, el siguiente artículo 162° bis, nuevo:

“Artículo 162º bis.– El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión que

fundamente la existencia de riesgos que puedan provocar déficit de generación en un

sistema eléctrico, susceptibles de evitarse mediante reducciones de consumo, podrá

dictar un decreto, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la

República”, que establezca, para los distintos tipos de clientes a los que se refiere este




artículo, sujetos o no a regulación de precios, porcentajes de reducción mensual en el

consumo eléctrico, determinados sobre la base del consumo normal, los que, en todo

caso, no podrán exceder del 15% por ciento del consumo que sirve de base para el

cálculo.

Cada empresa generadora o distribuidora, en su caso, deberá informarle a sus clientes

sobre el periodo de vigencia del decreto en cuestión y la equivalencia en kilowatts-

hora del porcentaje de reducción de consumo que se les haya fijado como meta,

especificando el consumo máximo autorizado para tener derecho al premio o eximirse

de los cargos extraordinarios a los que esta norma se refiere.

Durante la vigencia del decreto, los clientes sujetos o no a regulación de precios, que

no redujeren sus consumos o que lo hicieren en un porcentaje inferior al establecido

en el decreto referido para cada tipo de cliente, tendrán que pagar, en adición y sin

perjuicio del pago de la tarifa que corresponda, un cargo extraordinario por cada

kilowatt-hora consumido en exceso de la meta, el que será determinado en el mismo

decreto y corresponderá al resultado de multiplicar la diferencia entre el costo de

racionamiento y el precio de nudo respectivo por el factor de cargo extraordinario que

se determine para cada tipo de cliente en el decreto, pudiendo éste último tomar

valores entre cero y uno.

Este cargo extraordinario será destinado, en conjunto con el cargo especial a los

generadores establecido en el artículo 148 bis, al pago de los premios y los programas

de eficiencia energética que establece este artículo.

Estarán excluidos de la aplicación y pago del cargo extraordinario antes mencionado,

sin perjuicio de lo cual podrán recibir los premios a que hace referencia este artículo,

los clientes regulados residenciales, urbanos y rurales cuyo consumo mensual sea

inferior a los 150 kilowatts hora y aquellos pertenecientes al grupo más vulnerables

de la población, calificados como tales a través de la ficha de protección social o la que




en el futuro la reemplace, conforme a los criterios y procedimiento que establezca el

decreto.

Aquellos clientes, sujetos o no a regulación de precios, que durante el período en que

rija el decreto reduzcan su consumo mensual en un porcentaje mayor al establecido

para cada tipo de cliente, tendrán derecho a un premio, que se materializará en un

descuento en la tarifa, por cada kilowatt-hora ahorrado respecto de la meta, el que

será determinado en el mismo decreto y corresponderá al resultado de multiplicar la

diferencia entre el costo de racionamiento y el precio de nudo respectivo por el factor

de descuento que se determine para cada tipo de cliente en el decreto, pudiendo éste

último tomar valores entre cero y dos. Con todo, el valor del premio no podrá ser

superior al precio de la energía que le corresponda pagar por concepto de tarifa al

respectivo cliente y, en todo caso, estará sujeto a los recursos disponibles que se

hayan recaudado por concepto del cargo extraordinario y el cargo especial a los

generadores establecido en el artículo 148° bis.

Los cargos extraordinarios y los premios serán aplicados por las empresas

generadoras o distribuidoras, según corresponda, a sus respectivos clientes, en la

forma y plazos que señale el decreto referido en este artículo. Para estos efectos, la

Dirección de Peajes del CDEC respectivo calculará y dispondrá tanto el pago de los

premios que cada empresa generadora y distribuidora deberá abonar a sus clientes en

base a los montos recaudados por todas ellas por concepto de cargo extraordinario,

como las transferencias de recursos a que haya lugar entre empresas, a partir de la

información que éstas le proporcionen, todo ello en ejecución de las disposiciones que

sobre esta materia disponga el mismo decreto. Si los recursos recaudados por

concepto del cargo extraordinario y cargo adicional fuesen insuficientes para

satisfacer la totalidad de los premios a los que haya lugar conforme al decreto, éstos se

reducirán proporcionalmente, según los métodos, formas de cálculo y procedimientos

que establezca el decreto. La Superintendencia deberá requerir a la Dirección de




Peajes y a las empresas generadoras y distribuidoras la información que señale el

decreto para fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones que se les impone en este

inciso.

Toda controversia que surja con ocasión de la aplicación del inciso anterior entre una

empresa generadora o distribuidora con la Dirección de Peajes del CDEC respectivo,

será dictaminada por el panel de expertos organismo que deberá optar por uno de los

valores propuestos por la empresa en discrepancia o la referida Dirección,

entendiéndose que ésta se formaliza en las presentaciones que deberán realizar al

Panel, en sobre cerrado, dentro de los quince días siguientes al cálculo efectuado por

la Dirección de Peajes. Para expedir el dictamen respectivo, el aludido Panel deberá

ceñirse al procedimiento aplicable a las discrepancias previstas en el numeral 11 del

artículo 208.

Una vez terminada la vigencia del decreto a que se refiere este artículo, y efectuados

los abonos de los premios a los que su aplicación hubiese dado lugar, si se

mantuviesen recursos obtenidos de la recaudación del cargo extraordinario y del

cargo especial a los generadores del artículo 148° bis, se destinarán a la

implementación de programas de eficiencia energética, según lo disponga el decreto.

Tanto los porcentajes de reducción de consumo exigidos para acceder al incentivo

referido en este inciso, el monto de los incentivos y la duración del incentivo para cada

tipo de cliente, así como cualquier otra materia que sea necesaria para la correcta

implementación de lo dispuesto en este inciso, serán establecidas por el Ministerio de

Energía.

Sólo para los efectos previstos en este artículo, se considerarán los siguientes tipos de

clientes:

a) Clientes regulados residenciales;




b) Clientes regulados no residenciales con potencia conectada menor o igual a

500 kilowatts;

c) Clientes regulados con potencia conectada superior a 500 kilowatts y hasta

2.000 kilowatts;

d) Clientes libres con potencia conectada superior a 500 kilowatts y hasta 2.000

kilowatts; y

e) Clientes libres con potencia conectada mayor a 2.000 kilowatts. Este tipo de

clientes podrá, para efectos de dar cumplimiento a la meta de consumo

establecida, comprar y vender, por adelantado, energía a otros clientes de su

misma categoría que pertenezcan al mismo sistema eléctrico. Las

transacciones deberán ser informadas a las respectivas empresas generadoras

y distribuidoras, según corresponda, y al CDEC respectivo, los cuales deberán

llevar registro de la información.

El límite de 500 kilowatts indicado en el inciso anterior podrá ser rebajado de

conformidad a lo establecido en el inciso final del artículo 147.

Las disposiciones precedentes no serán aplicables a aquellos clientes que no

dispongan de consumo normal según este término se define a continuación, como

asimismo, a los prestadores institucionales de salud, públicos o privados,

establecimientos educacionales e instituciones de educación superior, públicos o

privados, cárceles, bomberos, carabineros, aeropuertos y otros que determine el

decreto al que se refiere este artículo.

Para los efectos dispuestos en este artículo, se entenderá por consumo normal de un

cliente sujeto o no a regulación de precios en un periodo, aquel que resulte de

considerar el consumo de energía facturado anteriormente por el generador o el

distribuidor, según corresponda, de acuerdo a la metodología y los parámetros

dispuestos en el decreto.




Todos los cálculos a los que se refiere este artículo deberán tomar como base los

valores y límites a los que se refiere el inciso séptimo del artículo 163.

Los convenios regulados en el artículo 148 de esta ley terminarán el día anterior a la

entrada en vigencia del decreto previsto en este artículo, pero los derechos que se

hubieren devengado serán exigibles conforme a lo establecido en dichos convenios.

Encontrándose vigente, en un mismo sistema eléctrico, el decreto al que se refiere este

artículo y un decreto de racionamiento dictado de conformidad al artículo 163, se

deberá considerar, para los efectos de determinar los premios o cargos

extraordinarios a que haya lugar, como consumo a comparar con las metas de

consumo definidas en el decreto referido en este artículo, aquella cifra expresada en

kilowatt-hora que resulte de la suma del consumo registrado en el respectivo medidor

y los kilowatt-hora de déficit por los que el consumidor haya recibido compensación.”.




ANEXOS




Anexo 1: Acuerdo metodológico

Santiago, 27 de diciembre de 2011

Acta 1: Fechas de Inicio de Servicios y entrega de informes

Temas tratados

Por medio de la presente acta las partes acuerdan que, sin perjuicio de lo establecido

en el contrato del estudio “Mecanismos de ofertas de ahorro y uso eficiente de la

energía”, la fecha de inicio de los servicios corresponderá al día 02-01-2012, y las

fechas de entrega de los informes serán las siguientes:

Fecha Producto

(informes)

01/02/2012 Primer Informe

12/13/2012 Segundo Informe

20/04/2012 Informe Final

Asimismo, las partes acuerdan el siguiente esquema metodológico a seguir en la

ejecución de este estudio.

1. Objetivos de la consultoría

1.1. Objetivo General:




El objetivo general de este estudio consiste en analizar el funcionamiento del

esquema vigente de ofertas de ahorro de energía, principalmente aquellas

orientadas a lograr una disminución en el consumo ante situaciones críticas de

suministro. Además, deberán estudiarse las modificaciones al esquema vigente, la

introducción de nuevos instrumentos y actores, que actúen en forma tanto

temporal como permanentemente, y las adecuaciones normativas necesarias, a los

efectos de contar con un conjunto de herramientas que faciliten una respuesta

adecuada ante situaciones críticas de suministro, entregue señales e incentivos

apropiados a los agentes, y permita una administración eficiente de los recursos

energéticos.

1.2. Objetivos específicos

k) Realizar una evaluación comparada de la eficacia de diferentes

esquemas de manejo de demanda de energía eléctrica, y su efectividad para

actuar ante situaciones de abastecimiento eléctrico críticas, tanto de corto como de

mediano plazo.

l) Evaluar las restricciones técnicas que pudiesen existir para la

aplicación en Chile de los distintos esquemas de manejo de demanda de energía

eléctrica, teniendo en cuenta el estado actual de las instalaciones e infraestructura

energética nacional.

m) Realizar una evaluación comparada de la eficacia de modelos de

introducción de la EE en los marcos regulatorios de las empresas eléctricas.

n) Evaluar el esquema vigente en el país de ofertas de ahorro de

energía, en relación a la eficacia en el cumplimiento del objetivo de reducir

consumo de electricidad en situaciones críticas de suministro.




o) Evaluar el esquema vigente en el país para lograr reducción de

consumo de energía en horario punta.

p) Analizar las adecuaciones necesarias al esquema vigente de ofertas de

ahorro, que permitan contar con un mecanismo eficiente para gestionar

reducciones y ahorros de consumo ante situaciones críticas de suministro.

q) Proponer un esquema alternativo de gestión e incentivos para lograr

ahorro del consumo de energía eléctrica ante situaciones críticas de

abastecimiento, que complemente o sustituya a la herramienta vigente, y en

conjunto permitan una adecuada gestión de los recursos disponibles ante


r) Proponer un esquema de incentivos para la introducción de la EE

como parte del marco regulatorio de las empresas de distribución eléctrica

en el país, el que debe estar relacionado con los nuevos instrumentos propuestos

para períodos críticos de abastecimiento.

s) Proponer un esquema de gestión de la demanda que permita

disminuir los peaks de consumo de electricidad y haga más eficiente el sistema

eléctrico chileno, el que debe estar relacionado con los nuevos instrumentos

propuestos para períodos críticos de abastecimiento.

t) Proponer los cambios normativos requeridos para introducir las


2. Etapas

2.1. Etapa 1: Análisis del estado del arte: experiencia internacional

Objetivos específicos:

1) Realizar una evaluación comparada de la eficacia de diferentes esquemas de

manejo de demanda de energía eléctrica.




2) Realizar una evaluación comparada de la eficacia de modelos de introducción

de la EE en los marcos regulatorios de las empresas eléctricas.

Actividades

1. Análisis del estado del arte internacional

a) Mecanismos para incorporar de manera permanente la mejora de eficiencia

energética. Análisis de los siguientes mecanismos:

i. California: desacople con incentivos

ii. Italia: certificados blancos

iii. Brasil: fondo para EE financiado con tarifa a consumidores

La información se tomará del Informe “Introducción de la eficiencia energética

a través de incentivos a las empresas distribuidoras”, elaborado por Systep

para el Ministerio de Energía. La consultoría realizará un análisis crítico de

dicho informe, y en caso de requerirse complementar cierta información, se

recurrirá a fuentes bibliográficas públicas conforme lo señalan las

herramientas metodológicas de este capítulo.

b) Acciones para ahorrar energía y/o reducir la demanda en situaciones de

crisis y de normalidad

i. Medidas en un contexto de normalidad (demand response).

Análisis de programas en:

a. California. Análisis de los siguientes programas de

PG&E:

Programas para grandes empresas

1. PeakChoice

2. Base Interruptible Program




3. Demand Bidding Program

4. Peak Day Pricing

Programas para pequeñas y medianas empresas

1. SmartAC

Programas habilitantes

1. Technology Incentive Program

2. Automated Demand Response Program

Otros programas

1. Optional Binding Mandatory Curtailment

Plan

2. Scheduled Load Reduction Program

3. Permanent Load Shift

4. SmartAC for Residential

b. Reino Unido

c. Italia

d. España

e. Corea

ii. Medidas de ahorro bajo situaciones de crisis. Análisis de los

siguientes casos:

a. Japón (2011)

b. Juneau, Alaska, EEUU (2008)

c. Nueva Zelanda (2008)




d. Sudáfrica (2008/9)

e. Brasil (2001)

f. California (2001)

Entregables

Informe de avance 1 con el siguiente contenido:

a) Mecanismos para incorporar de manera permanente la mejora de eficiencia

energética. Se entregará un análisis comparativo de la experiencia

internacional, para los casos señalados anteriormente, centrado en los

siguientes puntos (en la medida que la información de base esté disponible de

manera pública y en los documentos que se establecen en las herramientas

metodológicas):

ii. Marco regulatorio bajo el cual operan

iii. Actores y sus roles

iv. Operatoria

v. Financiamiento y costos

vi. Incentivos y eventuales desincentivos

vii. Complejidad de implementación

viii. Evaluación de la efectividad y resultados obtenidos

ix. Lecciones relevantes para el contexto chileno

b) Acciones para ahorrar energía y/o reducir la demanda en situaciones de crisis

y de normalidad. El análisis considerará:

i. Tipología de medidas utilizadas (racionamiento, señales de

precio, reemplazos tecnológicos, campañas de información,

medidas de gestión, otras)




ii. Efectividad de las medidas

iii. Análisis de restricciones técnicas para desarrollar alguna de

estas medidas en Chile

iv. Lecciones relevantes para el contexto chileno

Herramientas metodológicas

Revisión bibliográfica en: Documentos oficiales de Agencia Internacional de

Energía; Organismo Regulador del país respectivo, Energy Sector Management

Assistance Program (ESMAP) del Banco Mundial.

o ESMAP – World Bank, “Central America Regional Programmatic Study

for the Energy Sector: Managing An Electricity Shortfall – A Guide for

Policymakers”, 2010.

o ESMAP – World Bank, “Best Practices for Market Based Power Rationing

Implications for South Africa”, 2011

o Federal Energy Regulatory Commission, “Assessment of Demand

Response and Advanced Metering, Staff Report”, Noviembre 2011

o International Energy Agency, “Saving Electricity in a Hurry”, Energy

Efficiency Series, 2005 y Update 2011.

o International Energy Agency, “Smart Grid – Smart Customer, Policy

Needs”, Abril 2011.

o International Energy Agency, “The Power to Choose: Demand Response

in Liberalised Electricity Markets”, 2003.

o Torriti, J., Hassan, M.G., Leach, M., “Demand Response Experience in

Europe: Policies, programmes and implementation”, Energy, 2009.




o US DOE, “Benefits of demand response in electricity markets and

recommendations for achieving them”, United States Department of

Energy, February 2006

Entrevistas a personeros clave de Pacific Gas & Electric, al Sr. Yonghun Jung

(Secretario General del Smart Grid Action Network), y a la Sra. Yukari

Yamashita o a otro investigador del Institute of Energy Economics (IIEJ) de

Japón, posiblemente el Sr. Ken Koyama.

Estudios de caso realizados por la Agencia Internacional de Energía, relativos a

medidas de ahorro aplicadas en situaciones de crisis.

Análisis crítico de “Introducción de la eficiencia energética a través de

incentivos a las empresas distribuidoras”, elaborado por Systep para el

Ministerio de Energía.

2.2. Etapa 2: Análisis del esquema vigente


1) Evaluar (cuantitativa y/o cualitativamente) el esquema vigente en el país de

ofertas de ahorro de energía, en relación a la eficacia en el cumplimiento del

objetivo de reducir consumo de electricidad en situaciones críticas de

suministro.

2) Evaluar el esquema vigente en el país para lograr reducción de consumo de

energía en horario punta.

Actividades

2. Revisar la norma legal que autoriza la realización de ofertas de ahorro, así

como la historia de dicha ley.

3. Revisar y analizar el reglamento original y sus modificaciones.




4. Realizar un mínimo de tres a un máximo de seis entrevistas a personas

vinculadas con la creación e implementación de la normativa. Se proponen las

siguientes personas:

a. Sr. Rodrigo Iglesias

b. Sr. Marcelo Tokman

c. Taller con Gerente de área de Endesa, Gener, Colbún y Asociación de

Generadoras.

d. Sr. José Luis Lima

5. Revisión de estudios nacionales que analicen el mecanismo o sus impactos en

la demanda de electricidad, o que propongan mecanismos alternativos.

6. Estudiar y analizar los incentivos de los diversos agentes (distribuidoras,

generadoras y clientes regulados), para entender, al menos conceptualmente,

si los beneficios que reciben los diversos agentes son suficientes para enfrentar

los costos – directos o de oportunidad – que genera el mecanismo de ofertas de

ahorro.

7. Estimar si los premios pagados en 2008 son suficientes para generar cambios

en la conducta de los consumidores, evaluando el impacto monetario para la

familia tipo, de los premios pagados. Para esto, se realizarán estimaciones en

base a elasticidades de demanda eléctrica que estén disponibles en la

literatura, los montos pagados y el consumo de una familia tipo. En base a lo

anterior se estimará el potencial de ahorro de las ofertas a nivel agregado para

clientes residenciales.

8. Comparar los resultados anteriores con los requerimientos de reducciones de

consumo necesarios para evitar cortes de energía en el sistema, utilizando para

esto las proyecciones de oferta y demanda para el año 2008.




9. Analizar, cuantitativa o cualitativamente dependiendo de la información que se

pueda obtener, el impacto negativo sobre los objetivos de reducción de

consumo que genera la imposibilidad para ofrecer incentivos sólo durante los

horarios de punta.

Entregables


a) Análisis crítico de la normativa chilena actual, incluyendo la ley, su historia

y los reglamentos pertinentes.

b) Descripción de los principales hallazgos realizados en estudios nacionales

sobre el tema.

c) Descripción de las principales observaciones y comentarios recibidos

durante las entrevistas.

d) Análisis de los incentivos de los diversos agentes involucrados.

e) Estimaciones del impacto de las ofertas de ahorro del año 2008 a nivel de

hogar (familia tipo) y estimación del efecto agregado (en base a cálculo de

familia tipo).

f) Conclusiones respecto a la efectividad del actual esquema de oferta de

ahorro, a la luz de su efecto en los incentivos de los agentes y de las

estimaciones realizadas.


Revisión bibliográfica:

o Braithwait, S.D., D.G. Hansen, L.D. Kirsch, “Incentives and Rate Designs

for Efficiency and Demand Response”, Lawrence Berkeley National

Laboratory, LBNL-60132.




o Conchado, A., Linares, P., “Gestión activa de la demanda eléctrica

doméstica: beneficios y costes”, Instituto de Investigación Tecnológica,

Universidad Pontificia Comillas, 2010.

o Cooke, D, “Empowering Customer Choice in Electricity Market”,

Information Paper, International Energy Agency, Octubre 2011.

o Galetovic, A., Muñoz, C., “Incentivos al ahorro de energía: algunas

sugerencias para mejorar el reglamento propuesto por la CNE”, Puntos

de Referencia, Centro de Estudios Públicos, Número 280, Marzo 2007.

o Joannon, I; Kindseth, J., “Encontrando la conexión entre la elasticidad

eléctrica y la gestión activa de la demanda”, IEN 3320 Mercados

Energéticos, Escuela de Ingeniería, Pontificia Universidad Católica de

Chile.

o Marshall, D., “El Consumo eléctrico residencial en Chile en 2008”,

Cuadernos de Economía, Vol. 47, 2010.

o Maurer, L., Pereira M. and Rosenblatt J., “Implementing Power Rationing

in a Sensible Way: Lessons Learned and International Best Practice”,

2005

o Ramila, P., Rudnick, H., “Medición inteligente en Santiago de Chile”,

Metering International America Latina, Edición 2 2009, pp. 10-13,

Diciembre 2009

o Sauma, E., “Políticas de eficiencia y ahorro energético para el sector

eléctrico chileno: ¿garrote o zanahoria?, Temas de la agenda pública,

Año 4, Número 32, Noviembre 2009, Pontificia Universidad Católica de

Chile.




Entrevistas a personeros clave de la Comisión Nacional de Energía, Ministerio

de Energía, empresas distribuidoras y generadoras vinculadas al esquema de

ofertas de ahorro.

2.3. Etapa 3: Análisis de esquema alternativo


1) Proponer un conjunto de modificaciones al esquema vigente, como también la

introducción de nuevos mecanismos de gestión e incentivos para lograr ahorro

del consumo de energía eléctrica ante situaciones críticas de abastecimiento.

2) Proponer un esquema de incentivos para la introducción de la EE como parte

del marco regulatorio de las empresas de distribución eléctrica en el país, que

contribuya a mejorar la gestión de los recursos energéticos ante situaciones

críticas de suministro.

3) Proponer un esquema de gestión de la demanda que permita disminuir los

peaks de consumo de electricidad y haga más eficiente el sistema eléctrico

chileno, que contribuya a mejorar la gestión de los recursos energéticos ante


4) Analizar en forma integral el conjunto de nuevas herramientas y/o

modificaciones al esquema vigente, propuestas en los numerales anteriores.

Deberá indicarse de qué manera el conjunto de modificaciones y/o

herramientas propuestas, permitirá una respuesta eficiente ante situaciones

críticas de suministro.

5) Indicar si los esquemas y/o modificaciones propuestas, requieren la

implementación de alguna solución técnica no presente en el mercado local.

Actividades




1. Analizar los incentivos de los distintos actores involucrados, y cómo afectar

éstos incentivos para cumplir los objetivos de la normativa, de la forma más

eficiente posible.

2. Analizar cómo incorporar el componente de eficiencia energética como

herramienta de control de demanda, al menos en las propuestas de mediano y

largo plazo, indicando de qué manera contribuye a mejorar la gestión de los

recursos energéticos ante situaciones críticas de suministro.

3. En caso de proponer una medida utilizada en el exterior de aquellas analizadas

en la Etapa 1, intentar cuantificar los efectos de ésta en base a la información

internacional disponible, y proponer las modificaciones necesarias para

adaptarla a la realidad del país. En cuanto a información nacional disponible,

en la medida que se evalúe conveniente a los objetivos de este estudio, se

utilizarán como estimaciones de impacto los resultados del estudio “Estudio de

Bases para la Elaboración de un Plan Nacional de Eficiencia Energética 2010 –

2020”, elaborado por el Programa de Investigación en Energía de la

Universidad de Chile para el PPEE del Ministerio de Energía, año 2010 y el

estudio “Estimación Preliminar del Potencial de la Eficiencia en el Uso de la

Energía Eléctrica al Abastecimiento del Sistema Interconectado Central,

elaborado por el Programa de Investigación en Energía de la Universidad de

Chile año 2008 (PRIEN, 2008b).

4. Además de los aspectos netamente técnicos, se analizará la legalidad y el

posible sustento político de las propuestas, de modo de no proponer medidas

inaplicables o irrealistas. Además, se señalará si cada medida requiere de

cambios legales y/o reglamentarios.

5. En la medida que exista información suficiente y accesible, se realizarán

simulaciones del impacto de las medidas propuestas en la demanda energética.




Entregables


a) Descripción de las medidas propuestas para remplazar y/o modificar el

actual sistema de ofertas de ahorro. Esta descripción puede incluir una o

varias medidas posibles para el corto, mediano y largo plazo.

b) Estimación – en la medida de lo posible – de los efectos de adaptar un

esquema internacional o de cualquier nuevo esquema que se proponga.

c) Descripción de la legalidad y sustento político de las propuestas.


Revisión bibliográfica

Juicio Experto

2.4. Etapa 4: Propuesta regulatoria


a) Proponer las modificaciones normativas necesarias para introducir las


Actividades

Proponer las modificaciones normativas requeridas para la correcta implementación

de las modificaciones indicadas. En caso de tratarse de reglamentos, deberá al menos

indicarse el conjunto de elementos que requieren ser modificados y/o incorporados,

indicando la dirección de estos cambios.




Anexo 2. Marco Regulatorio Eléctrico de Japón y Brasil

1. Japón

Mercado eléctrico Japonés

La industria de energía eléctrica (generación, transmisión y/o suministro) está

compuesta de diez grandes compañías que tienen un alto grado de integración

vertical, teniendo divisiones encargadas de la generación, de la transmisión y del

suministro eléctrico. Estas empresas están repartidas de manera estratégica a lo largo

de todo el país llegando a abarcar todas las regiones geográficas (ver Figura 1).

Debido en parte a la integración vertical, estas empresas han logrado ser parte de las

compañías eléctricas más grandes del mundo (Tokyo Electric Power Company

(TEPCO) fue cuarta en términos de volumen de ventas a nivel mundial).




Figura 1: Las 10 compañías eléctricas por ubicación

Tokio Electric Power Company (TEPCO) for the Study Mission of the Japan

Electric Association

Fuente: Tokio Electric Power Company (TEPCO) for the Study Mission of the Japan Electric Association

En términos de capacidad instalada, las seis empresas más grandes son: Tokio Electric

Power Company (22%), Kansai (13%), Chubu (11%), Kyushu (7%), Tohoku (6%) y J-

Power (6% ). Ahora, en términos de generación, los seis mayores también son: Tokio

(26%), Kansai (13%), Chubu (12%), Kyushu (8%), Tohoku (7%) y J-Power (5%).

Estructura del mercado

El mercado eléctrico japonés (ver Figura 2) ha sufrido varias modificaciones desde

mediados de los 90 con el objeto de lograr neutralidad y transparencia en el mercado




eléctrico en todos sus componentes. En 1995 se introdujo una modificación en el

Electricity Business Act (EBA)41 que crea el sistema de ofertas para los productores

independientes (acrónimo IPPs). Luego, durante el año 2000 se introdujo el acceso

abierto de tercero que entrega libertad de acceso a transporte de energía a todos los

participantes del mercado, independiente de quien es el dueño u operador de las

líneas de transmisión. Durante el año 2003, se aprobó otra modificación que

profundiza la regulación del acceso abierto de terceros estableciendo neutralidad y

regulación de comportamiento (transparencia y separación contable de divisiones)

para las compañías integradas verticalmente.

Figura 2: Estructura y funcionamiento del mercado eléctrico Japonés


41 Ley que regula el funcionamiento del Mercado eléctrico en Japón. Esta ley fue promulgada en 1964 y

ha sido varias veces modificada (ultima gran modificación durante el 2000) con tendencia a la

liberalización del Mercado. La Ley puede ser revisada en

http://www.japaneselawtranslation.go.jp/law/detail/?id=51&vm=01&re=02&new=1




Por otro lado, los usuarios finales de la electricidad también han sido parte de estas

reformas, las cuales en este caso apuntan a mejorar la competencia estableciendo la

libre elección de proveedores de manera parcelada por nivel de consumo. La

aplicación de la reforma fue realizada de manera pausada, partiendo en marzo del año

2000 con los usuarios de alto consumo (más de 2MW), luego en abril del 2004 para

los usuarios de mediano consumo (sobre 500 kW), terminando en abril del 2005 con

los de menor consumo (sobre 50 kW) consumo respectivamente. Ahora, para los

usuarios que consumen menos de 50 kW (fabricas y negocios pequeños y hogares que

a abril del 2005 representaban el 37% del consumo) aún no se ha llegado a acuerdo,

dado que el Comité del Sector Eléctrico (organismo asesor del Ministerio de

Economía, Comercio e Industria, METI acrónimo del inglés) realizó un análisis del

sistema y llegó a la conclusión que aquellos usuarios de menor consumo no tienen

acceso a una amplia oferta de proveedores por cuanto esta política no redundaría en

una mejora del bienestar para este grupo de usuarios.

Sistema de Transmisión y Distribución

El sistema de transmisión japonés esta dividido en dos áreas con distintas frecuencias,

una en el norte del país con una frecuencia de 50 Hertz (Hz) y otra en el sur con una

frecuencia de 60 Hz (ver Figura 3), encontrándose las dos áreas unidas por dos

(tercero en construcción) convertidores de frecuencia.

Gran parte de las líneas de transmisión pertenece a las 10 compañías de electricidad y

son estas mismas las que se encargan de la operación y mantenimiento de ellas, lo cual

genera incentivos a la inversión de modo de disminuir la probabilidad de pérdida.

Esto ha permitido que el sistema japonés sea uno de los más seguros y confiables de

los miembros de la Agencia de Energía Internacional, teniendo cortes de suministro

promedio de 10 minutos por cliente al año y perdidas en la distribución y transmisión

de 5.2% en una década.




Figura 3: Conexión nacional de la red eléctrica en Japón


Mecanismo de determinación de tarifas

Las tarifas de la red son fijadas por las compañías usando sus propios balances

entregados en los Planes de Provisión de Servicios que entregan todos los años al

Ministerio de Economía, Comercio e Industria. Estas tarifas deben ser suficientes para

garantizar el suministro y la transmisión eléctrica para la demanda ordinaria y

especifica. Luego, en conformidad con una ordenanza del METI, las compañías deben

enviar estas tarifas al Ministerio para ser aprobadas. Si las tarifas entregadas no son




las adecuadas desde el punto de vista de la recuperación de costos de producción, una

orden de revisión y posible cambio de precios puede ser emitida por la autoridad. El

Electricity Business Act (EBA) establece los siguientes criterios (de distinta

aplicabilidad dependiendo si es suministro o transmisión) de revisión de modo de

evitar cambios discrecionales y asegurar estabilidad para las compañías:

• Las tarifas tienen que tener un valor unico por tipo de consumo y por tipo de

servicio (suministro y transmisión)

• Las responsabilidades de las compañías y sus usuarios, como también los

métodos de compartir gastos entre divisiones de las compañías deben ser provistos

de manera clara y apropiada. (suministro y transmisión)

• No debe existir discriminación de ningún tipo. (suministro y transmisión)

• Las tarifas tienen que estar fijadas a la luz de las circunstancias sociales y

económicas y no deben dañar los intereses de los distintos receptores de electricidad

(intermediarios y usuarios finales) (suministro y transmisión)

• La probabilidad de presentar problemas en la transmisión de electricidad debe

ser bajísima. (transmisión)

• Además de lo anterior, las tarifas y condiciones no deben dañar la promoción

del interés público. (transmisión)

Las tarifas se calculan de modo de pagar tanto a los productores como a los

proveedores, quienes se encargan de tener contacto con el usuario final a través de la

venta y el cobro del nivel de electricidad consumida.

Sujetos obligados a dar suministro

De acuerdo al artículo 18 y 19 del EBA, una vez que una compañía ha ganado una

concesión, no puede negarse a suministrar o transmitir energía (dependiendo del tipo

de compañía) sin tener motivos justificados a no ser que el usuario receptor (sea una




intermediaria o el usuario final) tenga un acuerdo con la compañía para pagar menos

de las tarifas o cualquier tipo de acuerdo especial con la compañía.

Ahora, en caso de que se presente algún desastre o alguna emergencia, el articulo 31

del EBA señala que el Ministro a cargo del METI tiene la facultad (bajo el alero de

mantener los intereses de la sociedad) de ordenar a las compañías a recibir, transmitir

y/o suministrar energía según sea el caso. Siendo la tarifa a pagar y/o recibir por cada

una de las partes un resultado de una negociación entre ellos, y en situaciones

particulares financiado en parte por el Ministerio.

Contratos de suministro

Las licencias de suministro y/o transmisión son obtenidas a través del proceso de

licitación y tienen una duración de 10 años (lo cual corresponde a una regularidad de

procesos anteriores y no a un tiempo establecido por ley). A este proceso pueden

entrar cualquier tipo de persona jurídica, quien debe presentar un plan de negocios al

METI estimando ingresos y gastos, como también proponiendo mejoras e inversiones.

Luego, el METI decide y nombra al próximo concesionario.

Estas licencias están sujetas a diversas clausulas con el objeto de lograr una

compatibilidad de incentivos entre el METI y el concesionario. Pudiendo ser

canceladas y re-licitadas bajo ciertas condiciones.

Participación del Estado

La intervención del Estado en el mercado eléctrico japonés esta dado principalmente

por las diferentes Agencias y Ministerios que tienen intereses en el sector. Siendo el

tema energético uno de carácter multi-ministerial y de gran importancia dentro de las

políticas de gobierno. La Agencia de Recursos Naturales y Energía (ANRE),

dependiente del METI, es la responsable de formular políticas energéticas que

aseguren el sistema, tanto en generación, transmisión y suministro. Además es el

responsable de generar políticas que promuevan el desarrollo y sobrevivencia de la




economía y la industria, como también de aumentar las relaciones del sector con otros

países.

Dentro de las otras agencias y departamentos involucrados en el sector energético

también esta el Ministerio de Educación, Cultura, Deportes, Ciencia y Tecnología, con

la finalidad de investigar acerca de la fusión nuclear y su desarrollo, en conjunto con

los Ministerios de Medio Ambiente y Relaciones Exteriores.

Por otro lado la Organización para la Nueva Energía y Desarrollo de Tecnologías

Industriales (NEDO) corresponde a una de las instituciones de investigación y

desarrollo más grandes del país, implementando programas con enfoque en el

desarrollo y difusión de tecnologías de energía y de medioambiente.

Otras organizaciones públicas (o dependientes del gobierno) relacionadas con la

energía son el Centro de Conservación Energética de Japón (ECCJ) y la Fundación de

Nuevas Energias (NEF). Estas organizaciones buscan dentro de sus objetivos el

desarrollo de nuevas energías y la aplicación de distintas medidas de eficiencia

energética de modo de aprovechar mejor los recursos en las distintas industrias del

país.

En general la intervención del Estado está más bien dada por la generación de órganos

consultivos y la provisión de marcos regulatorios claros con el objetivo de dejar que el

mercado opere de manera libre. Sin embargo, el Estado tiene una labor fundamental

ante situaciones de riesgo en donde la capacidad del sistema se vea en problemas. El

articulo 27 del EBA señala que el METI tiene la facultad de restringir el consumo y la

oferta de energía, con el objeto de mantener la seguridad energética del sistema y por

tanto proteger la economía nacional, los niveles de vida y el interés publico.




2. Brasil

El marco regulatorio del sector eléctrico Brasileño ha sufrido varios cambios a lo largo

de los últimos 20 años, en particular se han llevado a cabo dos reformas importantes

al sistema, que han implicado pasar de un sistema estatal a un sistema completamente

liberal en la primera reforma (durante 1995) y a un sistema público-privado durante

la ultima reforma del 2004.

Durante la primera reforma se estableció un sistema de regulación que contemplaba

un mercado de venta por mayor de energía a corto plazo. Esta reforma consistió

básicamente en desmantelar la infraestructura existente, privatizar las compañías

estatales, crear organismos reguladores y gradualmente crear el mercado para la

generación y de venta al por menor de energía. Esta reforma no logró entregar la señal

para lo cual fue creada, ya que la creación de un mercado spot a corto plazo no supuso

un aumento en la capitalización y la inversión necesaria para lograr asegurar la

capacidad energética del sistema.

La segunda reforma llega con el objetivo de generar una instancia centralizada de

control que pueda resolver los problemas de la anterior reforma, a través del

establecimiento de un sistema de subastas y el reemplazo del mercado de venta por

mayor a corto plazo, por el establecimiento de un mercado de contratos de suministro

a largo plazo.

A diferencia de la reforma anterior, en este caso la demanda y oferta es coordinada a

través de una entidad centralizada, el Ambiente de Contratação Regulado (ACR)42, en

donde la información de la demanda se obtiene de las estimaciones de las compañías

42 El producto de esta organización es muy similar a lo que se logran en otros países y se denomina Pool

Contracts pero con algunas salvedades como que el caso brasileño se basa en contratos de largo plazo,

en cambio la mayoría de otros países en que se aplica (por ejemplo Escandinavia o Inglaterra) se basan

en contratos de corto plazo.




de distribución quienes tienen un contrato por el 100% de sus estimaciones por los

siguientes 3 a 5 años. Luego, estas proyecciones son entregadas a la Empresa de

Planejamento Energético (EPE) quienes estiman cómo se tendría que comportar la

oferta para suplir las proyecciones y luego distribuyen la capacidad hacia las

compañías de distribución a través del ACR. El precio de transacción (al cual se transa

en el ACR) corresponde a un promedio de los precios de los contratos y corresponde

al mismo para todas las compañías de distribución43. Dentro de la reforma se

estableció que los contratos existentes siguieran en curso hasta su término, por lo cual

las firmas se encontraron con un portafolio de distintos tipos de contratos (algunos

con la reforma antigua y otros con la nueva), por lo que con el objetivo de optimizar el

funcionamiento del ACR, se prohibió la compra de electricidad a subsidiarias, por lo

que la verticalización dejo de ser una opción viable.

Luego, en paralelo a los contratos de largo plazo regulados, también existe un

mercado de contratos de largo plazo libres por el lado de los consumidores (el

Ambiente de Contratação Livre, ACL), para el cual grandes consumidores tendrán que

dar aviso con 3 años de anticipación si es que quieren cambiarse del mercado

regulado al libre y 5 años si es al revés. Esto se hizo con el objeto de disminuir la

volatilidad e incertidumbre a la cual se pueden enfrentar las compañías distribuidoras

sobre todo al momento de realizar las estimaciones de la demanda y el tamaño del

mercado.

Existencia de sujetos obligados a dar suministro

Las compañías distribuidoras deben garantizar capacidad (propia o contratada) para

la venta de energía y potencia del 100% de sus contratos, siendo tal capacidad

constituido por garantía física proporcionada por emprendimiento de generación

43 Al agrupar a todos los contratos en uno se hace efectivo el contrato de tipo pooling.




propio o de terceros, en ese caso mediante la compra de contratos de energía a otros

distribuidores tanto en el ACR como en el ACL.

Cuando los límites de contratación y excedentes definidos en las Reglas de

Comercialización no son cumplidos, los Agentes son notificados por la

Superintendencia de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) y

están sujetos a la aplicación de una sanción financiera. Las compañías por su lado

pueden, de acuerdo con el procedimiento de Comercialización específico, presentar

reparos a la sanción, los cuales son analizados por el Consejo de Administración el

cual delibera por la aplicación o absolución de la sanción.

Estructura del mercado

El mercado eléctrico está compuesto principalmente por compañías privadas y

públicas, las cuales operan tanto a nivel de generación, transmisión como también en

la distribución44. Electobras, la cual es controlada por el gobierno federal y otras tres

compañías estatales se hacen cargo de más del 50% de la generación. Por otro lado,

más de dos tercios de los distribuidores son de carácter privados mientras que los

canales de transmisión son dirigidos por una mixtura de los anteriores: compañías de

producción y transmisión como también el gobierno a través del Ministerio de

Minería y Energía.

El sistema de transmisión de Brasil tiene una participación cada vez más relevante

debido a la extensión por la cual se distribuye (recordar que Brasil es de los países

más grandes del mundo) y especialmente para poder mantener el control de

escenarios adversos como aquellas relacionadas con condiciones del clima, ejemplo

las sequias regionales45, lo que permite trasladar la electricidad de zonas donde la

44 En el 2004, habían 59 operando la generación y 64 operando en la distribución de energía.

45 También es importante tomar en cuenta la probabilidad de sequias nacionales, sobre todo por que

más del 80% de la matriz energética brasileña esta basada en la hidroelectricidad.




lluvia es abundante a zonas más secas. La importancia del sector transmisión queda

de manifiesto durante el racionamiento que tuvo lugar en Brasil durante el período

2001-2002, pudiendo haber sido evitada en gran medida si hubiera habido suficiente

capacidad de transmisión entre el sur (el exceso de oferta eléctrica) y el sureste

(déficit de oferta eléctrica).

La transmisión se ha mantenido casi exclusivamente bajo el control del gobierno tanto

a nivel federal (Electrobras) y las empresas estatales (principalmente a Sao Paulo-

CTEEP, Minas Gerais, Cemig, y Paraná Copel). Sin embargo, ante el nuevo modelo de

regulación existen numerosas concesiones de transmisión en Brasil. La mayoría de

ellos siguen estando controlados por el gobierno, con filiales de la firma federal

Electrobras.

Nivel de Intervención del Estado

Durante los años de 2003 y 2004, el Gobierno Federal lanzó las bases de un nuevo

modelo para el Sector Eléctrico Brasileño, sostenido por las Leyes nº 10.847 y 10.848,

del 15 de marzo de 2004 y por el Decreto nº 5.163, del 30 de julio de 2004.

En términos institucionales, el nuevo modelo definió la creación de una institución

responsable por la planificación del sector eléctrico a largo plazo (la Empresa de

Investigación Energética – EPE, por sus siglas en portugués), una institución con la

función de evaluar permanentemente la seguridad del suministro de energía eléctrica

(el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico – CMSE) y una institución para dar

continuidad a las actividades del MAE(Mercado Mayorista de Energía), relativas a la

comercialización de energía eléctrica en el sistema interconectado (la Cámara de

Comercialización de Energía Eléctrica – CCEE).

El modelo prevé un conjunto de medidas para que sean observadas por los Agentes,

como la exigencia de contratación de la totalidad de la demanda por parte de las

distribuidoras y de los consumidores libres, el monitoreo permanente de la




continuidad y de la seguridad del suministro, con el objetivo de detectar

desequilibrios coyunturales entre oferta y demanda, la contratación de centrales

hidroeléctricas y termoeléctricas en proporciones que aseguren un mejor equilibrio

entre garantía y coste del suministro, así como también entrega facultades a la

institucionalidad y al Ministerio de Minería y Energía para llevar a cabo todas las

medidas pertinentes en caso de caer en problemas de insuficiencia energética y de

riesgo para la comunidad con el objeto de restablecer el bien común y la seguridad del

sistema.

Con relación a la comercialización de energía, fueron instituidos dos ambientes para la

celebración de contratos de compra y venta de energía, el Ambiente de Contratación

Regulada (ACR), en el cual participan Agentes de Generación y de Distribución de

energía eléctrica, y el Ambiente de Contratación Libre (ACL), en el cual participan

Agentes de Generación, Comercialización, Importadores y Exportadores de energía, y

Consumidores Libres.




Anexo 3. Análisis de líneas de bases.

Las tres líneas bases analizadas en el estudio son:

a) Línea base actual: se utiliza el consumo de 12 meses atrás como predictor del

consumo presente.

El consumo de referencia (Fk) corresponde a:

(

∑

) , si el periodo de facturación del cliente es de un mes

Dónde:

Nj Número total de días en el periodo de facturación j. En el caso del periodo de




k Corresponde a cada período de facturación.

b) Línea base generadores: se utiliza el promedio de 12 y 24 meses atrás como

predictor del consumo presente.

El consumo de referencia (Fik) corresponde a:

(


Dónde:





j Corresponden a los últimos dos años históricos y que se utilizarán como

referencia de consumo.






c) Línea base propuesta: se utiliza el promedio de 12 y 24 meses atrás, actualizado

con una tasa de crecimiento, como predictor del consumo presente.

El consumo de referencia (Fik) corresponde a:

(


Dónde:


j Corresponden a los dos años inmediatamente anteriores, los que se utilizarán

como referencia de consumo.






Adicionalmente al cálculo anterior, la línea base se determinará agregando para cada

período de facturación la tasa de crecimiento del consumo normal, la cual




corresponde la la tasa de crecimiento entre el promedio de los períodos -13 y -25 y el

consumo en -1.




Anexo 4. “Do File”

A continuación se presenta el “do file” utilizado para las estimaciones presentadas en

el presente estudio.

set mem 500m

egen grupo=group(id_original empresa tiempo)

sort grupo

by grupo: gen repetidos=_n

keep if repetidos==1

sort nueva_id

by nueva_id: egen contar=count(tiempo)

keep if contar==36

xtset nueva_id tiempo

gen consumo_12antes=L12.consumo_promedio


gen promedio_12_24=( consumo_12antes + consumo_24antes)/2

gen Estimacion_actual=consumo_promedio - consumo_12antes

gen Estimacion_empresas=consumo_promedio - promedio_12_24





















gen crecimiento_lbactual1=( consumo_2antes - consumo_14antes )/ consumo_14antes

gen crecimiento_lbactual2=( consumo_3antes - consumo_15antes )/ consumo_15antes

gen crecimiento_lbactual=(crecimiento_lbactual1+crecimiento_lbactual2)/2

gen index_lbactual=(1+crecimiento_lbactual)

gen consumolbactual_index=consumo_12antes*index_lbactual

gen corrector1=.

gen corrector2=.

gen corrector3=.

gen corrector4=.

gen corrector5=.

gen corrector6=.

gen corrector7=.




gen corrector8=.

gen corrector9=.

gen corrector10=.

gen corrector11=.

gen corrector12=.

gen corrector13=.

gen corrector14=.

replace corrector1= consumo_1antes if consumo_1antes>10














egen corrector_lb_actual=rmean(corrector1 corrector2 corrector3 corrector4 corrector5

corrector6 corrector7 corrector8 corrector9 corrector10 corrector11 corrector12 corrector13

corrector14)




replace consumolbactual_index=corrector_lb_actual if consumolbactual_index<10

gen estimacion_actual=(consumo_promedio-consumolbactual_index)

replace promedio_12_24=corrector_lb_actual if promedio_12_24<10

gen Est_empresas=consumo_promedio-promedio_12_24

gen Promedio_13_25=(consumo_13antes+consumo_25antes)/2

gen Crecimiento_Empresas=(consumo_1antes/Promedio_13_25)/Promedio_13_25

gen index_Empresas2=1+Crecimiento_Empresas

gen consumo_empresas2=promedio_12_24*index_Empresas2

replace consumo_empresas2=corrector_lb_actual if consumo_empresas2<10

gen Est_empresas2=(consumo_promedio-consumo_empresas2)

"save…"

drop if consumo_12antes<10.01



xtsum estimacion_actual

drop if (estimacion_actual/consumolbactual_index)>0.3

drop if (estimacion_actual/consumolbactual_index)<-0.3

xtsum estimacion_actual

clear






xtsum Est_empresas

drop if (Est_empresas/promedio_12_24)>0.3

drop if (Est_empresas/promedio_12_24)<-0.3

xtsum Est_empresas

clear



xtsum Est_empresas2

drop if (Est_empresas2/promedio_12_24)>0.3

drop if (Est_empresas2/promedio_12_24)<-0.3

xtsum Est_empresas2




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