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ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS DE RACIONAMIENTO DE ELECTRICIDAD Y GAS NATURAL EN COLOMBIA

INFORME FINAL

VERSIÓN PRELIMINAR

Preparado para:

Diciembre de 2010 P085/10 – M 1255

Actualización de los Costos de Racionamiento de Electricidad y Gas Natural en Colombia 1


CONTENIDO

SÍNTESIS DE LOS ALCANCES DE LA INVESTIGACIÓN ....................................................8 INFORME...............................................................................................................................15

1. INTRODUCCIÓN ..........................................................................................................15 2. REVISIÓN METODOLÓGICA DEL ESTUDIO ANTERIOR .....................................................17

2.1. ESTRATEGIA PLANTEADA .................................................................................... 18 2.2. ENCUESTAS A USUARIOS ..................................................................................... 19

2.2.1. Diseño Muestral ................................................................................................................ 19 2.2.2. Revisión de Cuestionarios................................................................................................ 30

2.3. REVISIÓN DE LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO EMPLEADA A PARTIR DE LOS DATOS PROVENIENTES DE ENCUESTAS A USUARIOS......................... 35

2.3.1. Determinación de los Costos Unitarios de Racionamiento del Sector Residencial ........ 35 2.3.2. Determinación de los Costos Unitarios de Racionamiento del Sector Comercial........... 41

3. ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE RACIONAMIENTO .................................44 3.1. SECTOR RESIDENCIAL .......................................................................................... 44

3.1.1. Sector Residencial – Energía Eléctrica............................................................................ 45 3.1.2. Sector Residencial - Gas Natural ..................................................................................... 50

3.2. SECTOR COMERCIAL............................................................................................. 55 3.2.1. Sector Comercial – Energía Eléctrica .............................................................................. 56 3.2.2. Sector Comercial – Gas Natural....................................................................................... 68

3.3. SECTOR INDUSTRIAL............................................................................................. 72 3.3.1. Sector Industrial – Energía Eléctrica ................................................................................ 73 3.3.2. Sector Industrial - Gas Natural ......................................................................................... 77

3.4. GAS NATURAL VEHICULAR................................................................................... 79 3.5. METRO DE MEDELLÍN ............................................................................................ 82

4. ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS DE RACIONAMIENTO PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA A GN.....................................................................................................................85

5. DETERMINACIÓN DE LA CURVA DE COSTOS MÍNIMOS DE RACIONAMIENTO (PARA EE Y GN)..........................................................................................................................85

5.1. ANÁLISIS DEL MODELO PARA DETERMINAR CURVAS DE RACIONAMIENTO 85 5.2. DESARROLLO DE LAS TAREAS ...................................................................................... 86

5.2.1. Control del Aplicativo ........................................................................................................ 86 5.2.2. Información Contenida en el Archivo ............................................................................... 86 5.2.3. Control de los Resultados ................................................................................................ 88 5.2.4. Actualización de la Información........................................................................................ 91

5.3. CURVAS DE CARGA INDIVIDUALES ..................................................................... 91 5.3.1. Curvas de carga de la Región Andina Centro.................................................................. 93 5.3.1. Curvas de carga de la Región Andina Norte.................................................................... 94 5.3.1. Curvas de carga de la Región Antioquia - Chocó............................................................ 95


5.3.1. Curvas de carga de la Región Caribe .............................................................................. 96 5.3.1. Curvas de carga de la Región Andina Sur....................................................................... 97 5.3.1. Curvas de carga de la Región Viejo Caldas .................................................................... 98

5.4. COSTOS DE RACIONAMIENTO DE ENERGÍA (EE)............................................... 99 5.4.1. Costos de racionamiento de energía individuales ........................................................... 99 5.4.2. Agregación de curvas de distintos sectores................................................................... 103

5.5. COSTOS DE RACIONAMIENTO DE POTENCIA (EE)........................................... 105 5.5.1. Costos de racionamiento de potencia individuales........................................................ 105

ANEXOS ..............................................................................................................................107 1. REVISIÓN DE LA LITERATURA DE COSTOS DE RACIONAMIENTO....................................107

1.1. MARCO CONCEPTUAL DE LA DETERMINACIÓN DEL COSTO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA .................................................................................. 107

1.2. METODOLOGÍAS EMPLEADAS PARA ESTIMAR EL CENS ............................... 110 1.2.1. Métodos Indirectos ......................................................................................................... 110 1.2.2. Métodos directos (encuestas) ........................................................................................ 111

1.3. REVISIÓN DE LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL ............................................ 113 1.3.1. Análisis de los resultados de los estudios...................................................................... 113 1.3.2. Valores de CENS aplicados en la determinación de tarifas eléctricas.......................... 120

INDICE DE TABLAS

Tabla 1 - Estudios previos sobre Costos de Racionamiento en Colombia para usuarios de las categorías Residencial, Comercial e Industrial.................................................................18 Tabla 2 - Tamaño de muestra previsto para la realización de encuestas en el Sector Residencial. Usuarios del servicio eléctrico ...........................................................................21 Tabla 3 - Tamaño de muestra efectivos correspondientes a encuestas en el Sector Residencial. Usuarios del servicio eléctrico ...........................................................................21 Tabla 4 - Comparación de la distribución del tamaño de la muestra prevista y realizada por Región. Usuarios del servicio eléctrico pertenecientes al sector residencial .........................21 Tabla 5 - Comparación de la distribución del tamaño de la muestra prevista y realizada por Estrato Socioeconómico. Usuarios del servicio eléctrico del sector residencial ....................22 Tabla 6 - Determinación del tamaño de la muestra de usuarios de los servicios de electricidad y gas natural pertenecientes al sector residencial ..............................................24 Tabla 7 - Tamaños de muestra previstos para la realización de encuestas en el Sector Residencial. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural ..........................................24 Tabla 8 - Tamaños de muestra efectivos para la realización de encuestas en el Sector Residencial. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural ..........................................25 Tabla 9 - Comparación de la distribución del tamaño de la muestra prevista y realizada por Región. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural del sector residencial ..............25 Tabla 10 - Comparación de la distribución del tamaño de la muestra prevista y realizada por Estrato Socioeconómico. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural del sector residencial ..............................................................................................................................26


Tabla 11 - Tamaño de muestra previsto y real para establecimientos comerciales con servicio de energía eléctrica y gas natural .............................................................................28 Tabla 12- Disponibilidad media a pagar [Col$] por evitar un racionamiento no programado de energía eléctrica en el sector residencial. Región Caribe .................................................39 Tabla 13 - Consumo promedio estimado (kWh) en el sector residencial, según duración de la interrupción del servicio. Región Caribe.................................................................................39 Tabla 14 - Costo unitario de racionamiento (Col$/kWh). Escenario de racionamiento no programado de energía eléctrica en el sector residencial. Región Caribe.............................40 Tabla 15 - Costo unitario de racionamiento (Col$/kWh) por duración del corte no programado en el sector residencial, según duración de la interrupción del servicio. Región Caribe .......40 Tabla 16 - Cálculo del costo unitario de racionamiento de energía eléctrica para usuarios del sector comercial en la Región Caribe. Racionamiento no programado de 15 minutos de duración..................................................................................................................................43 Tabla 17 - Costo unitario de racionamiento [Col$] para el escenario elegido, según jornada del día y tipo de consumidor. Total nacional ..........................................................................44 Tabla 18 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial. Racionamiento no programado. Año 2003.............................................................................45 Tabla 19 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2003. ................................................................................46 Tabla 20 - Incremento de la tarifa eléctrica en el sector residencial, por región y estrato socioeconómico, entre los años 2003 y 2009 ........................................................................46 Tabla 21 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial. Racionamiento No Programado. Año 2009............................................................................47 Tabla 22 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2009 .................................................................................48 Tabla 23 - Distribución de la cantidad de usuarios del servicio eléctrico por región geográfica...............................................................................................................................................48 Tabla 24 - Distribución de la cantidad de usuarios del servicio eléctrico por región geográfica. Años 2003 y 2009................................................................................................49 Tabla 25 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) actualizados al año 2009, por región geográfica...............................................................................................................................50 Tabla 26 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial. Racionamiento no programado. Año 2003 .........................................................50 Tabla 27 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2003 ..............................................................51 Tabla 28 - Incremento de la tarifa de gas natural en el sector residencial, por región y estrato socioeconómico, entre los años 2003 y 2009. .......................................................................52 Tabla 29 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial. Racionamiento no programado. Año 2009 .........................................................52 Tabla 30 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2003 ..............................................................53 Tabla 31 - Distribución de la cantidad de usuarios de gas natural por región geográfica......54 Tabla 32 - Distribución de la cantidad de usuarios de gas natural por región geográfica. Años 2003 y 2009............................................................................................................................54


Tabla 33 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) actualizados al año 2009, por región geográfica...............................................................................................................................55 Tabla 34 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento no programado, establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003..............................................................................56 Tabla 35 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento no programado, establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003..............................................................................57 Tabla 36 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003..............................................................................58 Tabla 37 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003..............................................................................59 Tabla 38 - Incremento en la tarifa eléctrica del sector comercial entre los años 2003 y 2009, por región geográfica .............................................................................................................60 Tabla 39 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento no programado, establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009..............................................................................61 Tabla 40 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento no programado, establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009..............................................................................62 Tabla 41 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009..............................................................................63 Tabla 42 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009..............................................................................64 Tabla 43 - Porcentaje de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y 2009....65 Tabla 44 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector comercial. Racionamiento No Programado, por tenencia de planta de emergencia, tipo de consumidor, y escenario de racionamiento. Año 2009. ..............................................................................66 Tabla 45 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector comercial. Racionamiento Programado, por tenencia de planta de emergencia, tipo de consumidor, y escenario de racionamiento. Año 2009..................................................................................67 Tabla 46 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector comercial. Racionamiento programado, por tipo de consumidor, región geográfica y tipo de día. Año 2003. ......................................................................................................................................68 Tabla 47 - Incremento en la tarifa de gas natural del sector comercial entre los años 2003 y 2009, por región geográfica. ..................................................................................................69 Tabla 48 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector comercial. Racionamiento programado, por tipo de consumidor, región geográfica y tipo de día. Año 2009. ......................................................................................................................................70 Tabla 49 - Porcentaje de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y 2009....71


Tabla 50 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector comercial. Racionamiento Programado, por tipo de consumidor, y escenario de racionamiento. Año 2009 .......................................................................................................................................72 Tabla 51 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento no programado. Muestra de industrias, año 2003..................................................................73 Tabla 52 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento programado. Muestra de industrias, año 2003.......................................................................74 Tabla 53 - Incremento en la tarifa eléctrica del sector industrial entre los años 2003 y 2009, por región geográfica .............................................................................................................74 Tabla 54 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento no programado. Muestra de industrias, año 2009..................................................................75 Tabla 55 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento no programado. Muestra de industrias, año 2009..................................................................75 Tabla 56 - Cantidad de usuarios industriales de energía eléctrica por región geográfica, años 2003 y 2009............................................................................................................................76 Tabla 57 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural. Racionamiento programado. Muestra de industrias, año 2003.......................................................................77 Tabla 58 - Incremento en la tarifa eléctrica del sector comercial entre los años 2003 y 2009, por región geográfica. ............................................................................................................77 Tabla 59 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural. Racionamiento programado. Muestra de industrias, año 2009.......................................................................78 Tabla 60 - Cantidad de usuarios industriales de gas natural por región geográfica, años 2003 y 2009.....................................................................................................................................78 Tabla 61 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural para vehículos que pueden utilizar combustible sustituto. Año 2003 ............................................................................................80 Tabla 62 - Incremento en el precio de combustibles entre los años 2003 y 2009. ................81 Tabla 63 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural para vehículos que pueden utilizar combustible sustituto. Año 2009. ...........................................................................................81 Tabla 64 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural vehicular para vehículos dedicados. Hora pico, año 2003.............................................................................................82 Tabla 65 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural vehicular para vehículos dedicados. Hora pico, año 2009.............................................................................................82 Tabla 66 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de vista de la empresa. Racionamiento no programado, por tipo de día, momento y duración. Año 2003................................................................................................................................83 Tabla 67 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de vista de la empresa. Racionamiento programado, por tipo de día, momento y porcentaje de demanda racionado. Año 2003 ..............................................................................................83 Tabla 68 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de vista de la empresa. Racionamiento no programado, por tipo de día, momento y duración. Año 2009. ...............................................................................................................................84 Tabla 69 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de vista de la empresa. Racionamiento programado, por tipo de día, momento y porcentaje de demanda racionado. Año 2009. .............................................................................................84


Tabla 70 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica para los usuarios. Racionamiento de 5 minutos, por tipo de día y momento. Año 2003.....................................85 Tabla 71 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica para los usuarios. Racionamiento programado, por tipo de día y momento. Año 2009......................................85 Tabla 72 - Comparación entre los Costos de racionamiento de energía eléctrica ($/kWh). Mercado agregado nacional del informe Volumen IV y los resultados de la Base de Datos .89 Tabla 73 - Resumen de resultados de estudios de CENS para el Sector Residencial........114 Tabla 74 - Resumen de los valores de CENS en estudios para el Sector Industrial ...........116 Tabla 75 - - Resumen de los valores de CENS en estudios para el Sector Comercial .......117 Tabla 76 - Resumen de los valores de CENS de la experiencia internacional, Valor medio.............................................................................................................................................118 Tabla 77 - Resumen de valores aplicados de CENS en países de América Latina ............121 Tabla 78 - Resumen Valores Aplicados CENS – Primer escalón de Falla ..........................123

INDICE DE FIGURAS

Figura 1 Distribución relativa del tamaño de muestra previsto y realizado, por región y estrato socioeconómico. Usuarios del servicio eléctrico pertenecientes al sector residencial...............................................................................................................................................23 Figura 2 Distribución relativa del tamaño de muestra previsto y realizado, por región y estrato socioeconómico. Usuarios del servicio eléctrico y de gas natural pertenecientes al sector residencial ...................................................................................................................27 Figura 3 Distribución de la muestra prevista y realizada, por región. Establecimientos comerciales con servicio de energía eléctrica y gas natural ..................................................29 Figura 4 - Disponibilidad a pagar de los usuarios obtenida a partir de la encuesta. Disponibilidad máxima a pagar para aquellos usuarios que no aceptaron pagar el valor de disponibilidad a pagar propuesto inicialmente .......................................................................37 Figura 5 Disponibilidad a pagar de los usuarios obtenida a partir de la encuesta. Disponibilidad máxima a pagar para aquellos usuarios que aceptaron pagar el valor de disponibilidad a pagar propuesto inicialmente .......................................................................37 Figura 6 - Distribución de la cantidad de usuarios (en miles) de energía eléctrica por Región y Estrato Socioeconómico......................................................................................................49 Figura 7 - Distribución de la cantidad de usuarios (en miles) de gas natural por Región y Estrato Socioeconómico.........................................................................................................55 Figura 8 Distribución porcentual de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y 2009 .......................................................................................................................................65 Figura 9 Distribución porcentual de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y 2009 .......................................................................................................................................71 Figura 10 Distribución porcentual de usuarios industriales por región geográfica, años 2003 y 2009 .......................................................................................................................................76


Figura 11 - Distribución porcentual de usuarios industriales por región geográfica, años 2003 y 2009.....................................................................................................................................79 Figura 12 Curva de carga típica .............................................................................................92 Figura 13 Curva de carga Residencial – Región AC..............................................................93 Figura 14 Curva de carga Comercial – Región AC ................................................................93 Figura 15 Curva de carga Industrial – Región AC..................................................................93 Figura 16 Curva de carga Residencial – Región AN..............................................................94 Figura 17 Curva de carga Comercial – Región AN ................................................................94 Figura 18 Curva de carga Industrial – Región AN..................................................................94 Figura 19 Curva de carga Residencial – Región AC..............................................................95 Figura 20 Curva de carga Comercial – Región AC ................................................................95 Figura 21 Curva de carga Industrial – Región AC..................................................................95 Figura 22 Curva de carga Residencial – Región CA..............................................................96 Figura 23 Curva de carga Comercial – Región CA ................................................................96 Figura 24 Curva de carga Industrial – Región CA..................................................................96 Figura 25 Curva de carga Residencial – Región SU..............................................................97 Figura 26 Curva de carga Comercial – Región SU ................................................................97 Figura 27 Curva de carga Industrial – Región SU..................................................................97 Figura 28 Curva de carga Residencial – Región VC..............................................................98 Figura 29 Curva de carga Comercial – Región VC ................................................................98 Figura 30 Curva de carga Industrial – Región VC..................................................................98 Figura 31 Fracción de demanda y costo de racionamiento ...................................................99 Figura 32 Ordenamiento de los bloques según el costo de racionamiento .........................100 Figura 33 Curva de Costos Promedio en función del porcentaje de racionamiento ............101 Figura 34 Curva de Costos Marginales en función del porcentaje de racionamiento ..........102 Figura 35 Curva de Carga individual – Nivel de racionamiento ...........................................106



SÍNTESIS DE LOS ALCANCES DE LA INVESTIGACIÓN

Alcance Resumen de los trabajos adelantados

Apartados del Informe Final que aplican al alcance

Principales resultados

1. Revisión metodológica del estudio anterior

Revisión de:

• Análisis de los aspectos conceptuales relacionados con el diseño metodológico empleado

• Metodología de actualización de costos de racionamiento.

• Aspectos metodológicos que intervienen en las etapas de diseño muestral, cuestionarios aplicados y metodología de cálculo de costos de racionamiento a partir de la información levantada a través del relevamiento para los sectores de energía eléctrica y gas.

Se presentaron las características más relevantes referidas a las metodologías aplicadas en el estudio anterior realizado en el año 2003 en lo que respecta al diseño de encuestas a usuarios en sus distintas etapas:

• identificación de la población de referencia,

• diseño de la muestra de usuarios por sector de consumo,

• diseño de los instrumentos de captación de información (cuestionarios de la encuesta) y

• estimación de los parámetros de interés.

Capítulo 2.

Revisión Metodológica del Estudio anterior

Apartado 2.1.

Estrategia Planteada

Apartado 2.2.

Encuestas a Usuarios

Punto 2.2.1 Diseño Muestral

Punto 2.2.2 Revisión de Cuestionarios

En términos generales no se han observado fallas graves en los distintos aspectos analizados. Sin perjuicio de lo anterior se pueden destacar los siguientes comentarios:

• Se observan discrepancias entre los tamaños de muestra previstos en el diseño de las encuestas con respecto a los tamaños de muestra reales correspondientes al sector residencial. Estas discrepancias están relacionadas con la diferencia en la asignación del tamaño de la muestra por estrato socioeconómico.

• Con respecto al diseño de los cuestionarios correspondientes al sector residencial utilizados en el estudio realizado en el año 2003, los mismos se encuentran en sintonía con las prácticas habituales en la materia. Se aplicó la metodología de valoración contingente indagando sobre la disponibilidad a pagar de los usuarios para evitar interrupciones del servicio considerando diferentes escenarios de racionamiento.

• Sin embargo, no se conoce cuál fue la metodología de cálculo para la determinación de los valores de disponibilidad a pagar inicialmente propuestas a los usuarios entrevistados. Éste es un aspecto de vital importancia en cuanto afectan los resultados de disponibilidad máxima a pagar señalada finalmente por los usuarios a partir de la cual se deriva el costo unitario de racionamiento del servicio.





Revisión metodológica del estudio anterior

La revisión efectuada por el Consultor alcanza el análisis de los aspectos conceptuales relacionados con el diseño metodológico empleado en el estudio anterior y la revisión de la metodología de actualización de costos de racionamiento.

En el caso puntual de la revisión de las encuestas efectuadas a usuarios del servicio eléctrico y de gas natural, la misma está enfocada a los aspectos metodológicos que intervienen en las etapas de diseño muestral, cuestionarios aplicados y metodología de cálculo de costos de racionamiento a partir de la información levantada a través del relevamiento.

Capítulo 2.

Revisión Metodológica del Estudio anterior.

Apartado 2.1.

Estrategia Planteada

Apartado 2.2.

Encuestas a Usuarios

Punto 2.2.1 Diseño Muestral

Punto 2.2.2 Revisión de Cuestionarios

• No se hallaron definiciones detalladas sobre la determinación del tamaño de la muestra de usuarios comerciales definida en el estudio anterior. Complementando lo anterior y al igual que lo señalado para el sector residencial, se encontraron discrepancias entre los tamaños de muestra de usuarios comerciales previstos en la etapa de diseño con respecto a los tamaños de muestra efectivos que resultaron del relevamiento de la encuesta. Las diferencias halladas están relacionadas con la asignación de la muestra a nivel regional como así también en la asignación de la muestra según energético. A modo de ejemplo, de acuerdo al diseño de la muestra estaba previsto encuestar a 300 usuarios de gas natural mientras que en la etapa de ejecución se entrevistaron a 170.

• Con respecto al diseño de los cuestionarios correspondientes al sector comercial utilizados en el estudio del año 2003, se aplicó la metodología de costeo directo para conocer los costos que afrontan los usuarios para distintos escenarios de racionamiento del servicio. No se aplicó la metodología de valoración contingente para estimar la disponibilidad a pagar de los usuarios para evitar interrupciones del servicio.





2. Revisión de la metodología de cálculo de los costos unitarios de racionamiento por sector de consumo

Se realizó un repaso de la metodología de cálculo utilizada para determinar el costo de racionamiento a partir de la información proveniente de las encuestas efectuadas a usuarios del sector residencial

Capítulo 2.


Apartado 2.3.

Revisión de la metodología de cálculo empleada a partir de los datos provenientes de encuestas a usuarios.

Punto 2.3.1 Determinación de los costos unitarios de racionamiento en el sector residencial

El costo unitario de racionamiento se obtiene como cociente entre la disponibilidad media a pagar por evitar un racionamiento de determinadas características (asumiendo un escenario de racionamiento) y el consumo promedio del energético (electricidad o gas natural) correspondiente al lapso de tiempo considerado.

Así,

donde representa un escenario de racionamiento particular.

La información referida a la disponibilidad a pagar por evitar un racionamiento de ciertas características se obtiene a partir de un ejercicio de valoración contingente, donde en primer término se indaga a los usuarios encuestas si estarían dispuestos a pagar una cierta cantidad A preestablecida de antemano.

En términos generales se pueden destacar los siguientes comentarios:

• Se encontró una baja disponibilidad a pagar para evitar un racionamiento del servicio. Un alto porcentaje de los usuarios entrevistados respondió que no estaba dispuesto a pagar la cantidad de dinero propuesta en el ejercicio de valoración contingente. Esto dio por resultado que la disponibilidad media a pagar estimada a partir de las respuestas de los usuarios sea menor, en promedio, a los montos ofrecidos en primera instancia.

• No se realizaron preguntas para determinar la disponibilidad de los usuarios a aceptar compensaciones (monetarias) a cambio de experimentar un racionamiento de cierto tipo. Las respuestas obtenidas a partir de este ejercicio suelen ser más elevadas que las referidas a disponibilidad a pagar y por lo tanto la combinación de ambos enfoques permitiría una determinación del costo de racionamiento más realista.





Revisión de la metodología de cálculo de los costos unitarios de racionamiento por sector de consumo

Se realizó un repaso de la metodología de cálculo utilizada para determinar el costo de racionamiento a partir de la información proveniente de las encuestas efectuadas a usuarios del sector residencial

• Por otro lado, no se realizaron preguntas referidas a la calidad del servicio percibida por los usuarios. Esta información serviría como complemento a la determinación de los costos de racionamiento dado que permite evaluar si la percepción de la calidad actual del servicio por parte de los usuarios es realista o no.

• Para determinar los costos unitarios de racionamiento asociados a los distintos escenarios de corte se consideró el mismo nivel de consumo promedio de energía eléctrica (y gas natural) a lo largo del día. De este modo se pierden de vista las diferencias en el nivel de consumo de los usuarios en el transcurso de un día típico, las cuales son descriptas en la curva de carga de la categoría.

• Los costos unitarios de racionamiento por duración de la interrupción se obtienen como promedio simple (aritmético) de los costos unitarios obtenidos para los distintos escenarios de racionamiento planteados. Estas ponderaciones fueron revisadas en la etapa de actualización de costos prevista en este estudio.





Revisión de la metodología de cálculo de los costos unitarios de racionamiento por sector de consumo

Se realizó un repaso de la metodología de cálculo utilizada para determinar el costo de racionamiento a partir de la información proveniente de las encuestas efectuadas a usuarios del sector comercial

Capítulo 2.


Apartado 2.3.

Revisión de la metodología de cálculo empleada a partir de los datos provenientes de encuestas a usuarios.

Punto 2.3.2 Determinación de los costos unitarios de racionamiento en el sector comercial

• La metodología diseñada para determinar el costo de racionamiento de electricidad y gas natural del sector comercial en el estudio anterior está basada en la información de costos y ahorros asociados a racionamientos del servicio obtenidos de las encuestas a usuarios del sector.

• Los lineamientos generales para determinar los costos unitarios de racionamiento son similares a lo planteado para el sector residencial, como cociente entre el costo total asociado al racionamiento (habiendo descontado los eventuales ahorros que pudieran estar asociados al racionamiento) y el consumo promedio de energía eléctrica (o gas natural) para el período de duración del corte. La principal diferencia con respecto al criterio empleado en el caso del sector residencial es que el numerador utilizado en este cálculo proviene de una estimación de costos mientras que en el caso del sector residencial se infiere a partir de un ejercicio de valoración contingente

• No fue posible reproducir los cálculos de costos de racionamiento por escenario de corte y tipo de usuario a nivel nacional. En los antecedentes del estudio no se encontraron referencias a la metodología de agregación de los resultados regionales para hallar los correspondientes al total del país.

• Finalmente, en el caso del sector industrial no se realizaron encuestas tradicionales sino que se realizaron visitas técnicas con el fin de describir los procesos productivos correspondientes a las actividades industriales más importantes desde el punto de vista de su importancia en términos de valor agregado como así también por su intensidad de uso de energía eléctrica y gas natural. Si bien la metodología de determinación del costo de racionamiento es la de costeo directo, su cálculo presenta un elevado nivel de detalle tomándose en cuenta los procesos productivos particulares de cada actividad industrial.





3. Actualización de los costos unitarios de racionamiento por sector de consumo

En términos generales se tomó en cuenta el nivel de desagregación empleado por los consultores del estudio anterior y se determinó la estructura de ponderaciones actuales en base a la información disponible para el año 2009. A su vez, la actualización puntual de costos está basada en la actualización que han experimentado las tarifas de cada energético (electricidad, gas natural) entre el año 2003 y el año 2009.

Capítulo 3.

Costos Unitarios de Racionamiento en Colombia.

Apartados 3.1. a 3.5

Costos unitarios de Racionamiento para los sectores residencial, comercial, industrial, gas natural vehicular y transporte (Metro de Medellín).

En términos generales, la metodología empleada para efectuar esta actualización consiste en primer lugar en aplicar una indexación de costos unitarios basada en el incremento de la tarifa por kWh o m3 de energía eléctrica o gas natural respectivamente, para el segmento de consumo correspondiente. Esta indexación respetó el nivel de desagregación de resultados del estudio anterior, ya sea por características del escenario de racionamiento, región geográfica, estrato socioeconómico en el caso del sector residencial, entre otros.

En segundo lugar, se realizó una actualización de las ponderaciones necesarias para agregar los resultados. Generalmente estas ponderaciones están relacionadas con la distribución porcentual de usuarios del servicio (electricidad o gas natural) por región geográfica y estrato socioeconómico (sector residencial) al año 2009.

Luego, combinando los resultados de costos unitarios de racionamiento y ponderaciones se determinaron costos unitarios de racionamiento a nivel nacional.





4. Determinación de las curvas de costos mínimos de racionamiento para energía eléctrica y gas natural

En esta etapa del estudio aún no se han obtenido resultados validados sobre esta tarea.

Se han solucionado aspectos funcionales del aplicativo de cálculo de las curvas de costos desarrollado por el Consultor a cargo del estudio anterior. Se han realizado cálculos preliminares que aún arrojan resultados inválidos.

Capítulo 5.

Determinación de la Curva de costos mínimos de racionamiento

En esta etapa de avance del estudio fue posible poner en funcionamiento el aplicativo de cálculo desarrollado durante el estudio anterior. Para ello, se realizaron un conjunto de tareas que permitiera a la UPME contar con la información fiable, siendo las mismas las siguientes:

Control del aplicativo, verificación funcional

Control de la información contenida en el aplicativo

Control de los resultados

Actualización de los costos de racionamiento

Desarrollo de los reportes actualizados, limitados a los que emite el aplicativo

Como resultado de las tareas anteriores, se pudo comprobar que el aplicativo funciona sin interrupciones, sin embargo aún resta verificar la información de entrada utilizada en el mismo, dado que se intentó replicar los cálculos efectuados en el estudio anterior encontrándose diferencias con los resultados publicados en aquella oportunidad. A su vez, se encontraron resultados erróneos en algunos indicadores estadísticos que sugieren la presencia de errores en el procedimiento de cálculo.

Una vez superada esta etapa de verificación y puesta a punto del aplicativo será posible calcular las curvas de costos mínimos de racionamiento actualizadas al 2009.



INFORME

1. INTRODUCCIÓN

El costo económico que tiene el racionamiento de energía eléctrica y gas natural para cada sector de consumo es muy importante para distribuir una cierta cantidad de energía eléctrica y gas natural a ser racionada entre los diferentes usuarios, de forma que se minimice su efecto económico sobre la sociedad y para determinar la expansión de infraestructura eléctrica y de gas natural.

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

Como antecedentes más cercanos, la Unidad contrató un estudio con Econometría Ltda. para desarrollar una “Metodología para la Determinación de la Curva de Costos Mínimos de Racionamiento” de energía eléctrica, que culminó en octubre de 1997. Esta metodología está basada en los resultados obtenidos con el estudio de las Universidades Nacional de Bogotá y Antioquia.

Desde entonces la Unidad calculó la curva de costos de racionamiento del sistema, actualizándola mediante el uso del Índice de Precios al Consumidor. Sin embargo, dado que las condiciones económicas cambiaron desde 1997, la Unidad consideró adecuado actualizar la información base para el cálculo de los costos de racionamiento del sector eléctrico. Por lo anterior realizó, en año 2003, el Estudio de costos de racionamiento de electricidad y gas natural con la Unión Temporal Itansuca Ltda. – Sinergia Ltda.

Los objetivos de este estudio incluyeron, en el caso de la electricidad, actualizar los costos unitarios de racionamiento de electricidad por tipo de consumidor, teniendo en cuenta la metodología desarrollada en el Estudio de 19971 y, elaborar la curva de costos mínimos (óptimos) agregados de racionamiento de la electricidad por niveles de racionamiento. En el caso de racionamientos de gas natural el objetivo fue definir una metodología para la estimación de los costos unitarios de racionamiento de gas natural por tipo de cliente, y aplicarla para determinar los costos por región, sector económico y nivel de consumo.

1 Hace referencia al estudio contratado por ISA para la UPME cuya metodología y resultados se encuentran consignados en los siguientes documentos:

METODOLOGÍA Y COSTOS DEL RACIONAMIENTO ELÉCTRICO. VERSIÓN DEFINITIVA. Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) e Interconexión Eléctrica S.A.(ISA). Elaborado por el Centro de Investigaciones Económicas de la Universidad de Antioquia (CIE) y el Centro de Investigaciones para el Desarrollo (CID) de la Universidad Nacional. Medellín. Noviembre de 1997. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LA CURVA DE COSTOS MÍNIMOS DE RACIONAMIENTO. Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Elaborado por ECONOMETRÍA Ltda.. Bogotá, 1997


También se solicitó elaborar la curva de costos mínimos de racionamiento del gas natural por niveles de racionamiento.

En el marco del presente estudio, la Unidad requiere como objetivo principal el cálculo de las curvas óptimas actualizadas de costos de racionamiento de electricidad y gas natural para las regiones operativas definidas por la Unidad y para el total nacional, tanto para determinar costos de expansión por demanda nueva como para demanda racionada.

Para cumplir con el objetivo de estudio, se desarrollaron las siguientes actividades que forman parte de los objetivos específicos para los Sectores Energía Eléctrica (EE) y Gas Natural (GN):

a) Sector Electricidad i. Revisar la encuesta por sector y nivel de consumo realizada en el año 20032 y la que

se considere necesaria, para determinar los costos de racionamiento por región, sector económico y nivel de consumo para el sector eléctrico. Para el sector residencial el cálculo se debe efectuar por estrato socioeconómico.

ii. Elaborar la curva de Costos Mínimos de Racionamiento para demanda nueva y demanda racionada, y revisar la metodología existente para su actualización periódica considerando la normatividad vigente.

iii. Involucrar en la metodología a emplear, los costos asociados a los diferentes tipos de racionamiento, con desagregación regional así: Racionamiento Programado (Sistemático y Supuesto) y Racionamiento no programado. Para cálculo de expansión de STR y STN por regiones operativas.

b) Sector Gas Natural i. Revisar la encuesta por sector y nivel de consumo realizada en el año 2003 y la que

se considere necesaria, para Calcular el costo por interrupción en el servicio de gas natural para los sectores residencial, industrial, comercial, transporte, generación eléctrica y refinación a nivel regional. En el sector residencial el cálculo se debe efectuar por estrato socioeconómico.

ii. Elaborar la curva de costos mínimos de racionamiento con desagregación regional y revisar la metodología para su actualización mensual.

La justificación de esta nueva actualización está dada por las mejoras en las eficiencias de los procesos y equipamiento registradas en los últimos años, tanto en el sector residencial como en el industrial, en los vehículos de transporte movidos con gas natural y electricidad y en las centrales de generación con base en gas natural, sectores que no han estado ajenos a las fluctuaciones de la economía nacional e internacional.

Este documento refleja los resultados correspondientes al desarrollo de todas las tareas previstas en el Esquema de Consultoría del presente estudio, atendiendo lo establecido en los Términos de Referencia. Los mismos corresponden a los siguientes puntos:

• Revisión de la metodología del estudio anterior

• Actualización de los costos unitarios de racionamiento

• Actualización de los costos de racionamiento para la Generación Eléctrica a Gas Natural

• Determinación de la curva de costos mínimos de racionamiento (para EE y GN)

2 Estudio de costos de racionamiento de electricidad y gas natural. Unión Temporal Itansuca Ltda. – Sinergia Ltda. 2003. Se encuentra en la biblioteca de la UPME bajo el número topográfico 339.


• Revisión de los escalones de racionamiento vigentes y actualización

• Desarrollo de metodología de evaluación de proyectos de transporte para GN y Revisión para EE

• Revisión y mejora de la metodología de actualización de costos

A seguir se desarrollan los puntos citados anteriormente, y en los ANEXOS se adjunta toda la información de sustento utilizada en el análisis. Finalmente se presentan algunas consideraciones finales sobre los resultados hallados.

2. REVISIÓN METODOLÓGICA DEL ESTUDIO ANTERIOR

En el transcurso del presente estudio, la revisión efectuada por el Consultor alcanza el análisis de los aspectos conceptuales relacionados con el diseño metodológico empleado en el estudio anterior y la revisión de la metodología de actualización de costos de racionamiento. En el caso puntual de la revisión de las encuestas efectuadas a usuarios del servicio eléctrico y de gas natural, la misma está enfocada a los aspectos metodológicos que intervienen en las etapas de diseño muestral, cuestionarios aplicados y metodología de cálculo de costos de racionamiento a partir de la información levantada a través del relevamiento. A modo de introducción, se presentan de manera resumida los antecedentes sobre este tema.

En Colombia se han realizado tres estudios para la determinación de los costos de racionamiento, en los años 1986, 1997 y 2003 respectivamente.

El estudio del año 2003 ha sido el más completo en cuanto abarca los sectores de electricidad y gas natural, al mismo tiempo que el nivel de desagregación de los resultados comprende los sectores Residencial, Comercial e Industrial (tal como ocurrió en los estudios anteriores) como así también los costos de racionamiento de gas natural en la generación eléctrica, gas natural vehicular y el costo de racionamiento eléctrico sobre el Metro de Medellín. En la próxima sección se realizará un análisis de la estrategia planteada en dicho estudio, abarcando aspectos relacionados con el diseño de las encuestas, definición de los tamaños de muestra por sector, y diseño de cuestionarios.


Tabla 1 - Estudios previos sobre Costos de Racionamiento en Colombia para usuarios de las categorías Residencial, Comercial e Industrial

Nombre del Estudio Sectores de consumo Metodología empleada

Residencial Comercial y

servicios

Determinación del cálculo de costos de racionamiento a través de la pérdida del excedente del consumidor asociada al racionamiento de energía eléctrica.

Costo de Racionamiento de Energía Eléctrica

Año 1986 Industrial

El costo de racionamiento fue calculado a partir del valor agregado no producido debido a la suspensión efectiva del trabajo productivo.

Residencial

Se combinan métodos directos e indirectos. Por un lado se determina el costo de racionamiento a través de la variación compensadora, complementado por una valoración de la energía racionada determinada a través de encuestas y aplicando la metodología de valoración contingente. Metodología y Costos del

Racionamiento Eléctrico. Año 1997

Comercial Industrial

El costo de racionamiento se determina a través de un costeo directo, donde el costo total del racionamiento es igual a la suma de costos fijos, costos variables que dependen de la duración del corte y costos variables asociados a la generación de emergencia, menos el ahorro en la factura eléctrica por los kWh racionados.

Residencial

Estimación de la disponibilidad media a pagar para evitar un racionamiento del servicio a

través de encuestas a usuarios aplicando la metodología de Valoración Contingente. Estudio de Costos de

Racionamiento de Energía Eléctrica y Gas

Natural. Año 2003 Comercial Industrial

Estimación del costo de racionamiento a partir de la metodología de costeo directo. En el caso del sector comercial se realizaron encuestas a usuarios mientras que para el sector industrial

se realizaron visitas técnicas a establecimientos representativos de las actividades y proceso

industriales más relevantes del país.

2.1. ESTRATEGIA PLANTEADA Tal como se ha resumido en la Tabla 1, la estrategia general adoptada en el Estudio anterior para el cálculo de los Costos de Racionamiento difiere según la categoría de consumo. En el caso del Sector Residencial se realizaron encuestas a usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural con el fin de conocer la disponibilidad a pagar de los usuarios para evitar racionamientos de distintas características. En el caso de los usuarios del Sector Comercial, también se efectuaron encuestas de forma separada a establecimientos con servicio eléctrico y con servicio de gas natural con el fin de conocer los costos que enfrentan estos establecimientos ante diversos escenarios de interrupción del servicio.

Por su parte, el procedimiento considerado para el Sector Industrial presenta algunas características diferenciales. La metodología diseñada en el estudio anterior consiste en realizar un análisis por costeo directo de las consecuencias de los cortes programados y no programados para las diferentes actividades del sector. A diferencia de los otros sectores de consumo para los cuales se efectuaron encuestas, para el caso de la industria se realizaron


visitas técnicas para identificar de forma detallada de los procesos productivos involucrados en cada actividad para luego calcular los costos asociados a interrupciones del servicio.

Para seleccionar la muestra de industrias bajo estudio en primer término se realizó un análisis de las actividades industriales en términos de su relevancia en la industria nacional como así también su grado de dependencia del suministro eléctrico y de gas natural. Se seleccionaron las actividades industriales más relevantes en términos de los criterios mencionados y para cada una de ellas se seleccionó una muestra de establecimiento de distinto tamaño, que recibieron la visita de expertos con el propósito de caracterizar sus procesos y establecer los costos de racionamiento.

A continuación se realiza una descripción más completa de la metodología empleada para cada sector de consumo.

2.2. ENCUESTAS A USUARIOS El diseño de un estudio por encuestas requiere el desarrollo de distintas etapas. En primer término se requiere identificar la población de referencia del estudio, el nivel de desagregación deseado para la publicación de resultados, el nivel de error y confianza de las estimaciones, la determinación del tamaño de muestra requerido, el diseño de los instrumentos de medición que en este caso se trata de los cuestionarios que serán empleados durante el levantamiento de información, la selección de la muestra de individuos, las tareas de campo y el procesamiento final de la información.

A continuación se presentan los resultados obtenidos de la revisión de las distintas etapas del estudio efectuado en el Año 2003 para determinar los Costos de Racionamiento de Electricidad y Gas Natural. Los mismos están basados en la información proveniente de los Informes de Consultoría presentados en aquella oportunidad como así también en los archivos de soporte entregados a la UPME en el mismo momento, los cuales han sido puestos a disposición de Mercados Energéticos para los fines del presente estudio.

2.2.1. DISEÑO MUESTRAL Durante el desarrollo del estudio anterior, se realizaron encuestas a usuarios de los segmentos residencial y comercial con el fin de poder estimar los costos asociados a racionamiento de distinto tipo y duración. Las mismas se llevaron a cabo durante los meses de junio a septiembre de 2004 de manera tal que los costos de racionamiento que surgen de la misma están expresados en moneda de ese año. De acuerdo a los conceptos presentados en los informes metodológicos correspondientes se puede observar que se seleccionaron sendas muestras de usuarios residenciales y comerciales, para los servicios de electricidad y gas natural, cuya metodología y resultados se analiza a continuación.

a) Sector Residencial La población objetivo estuvo conformada por los hogares que cuentan con servicios de energía eléctrica en las seis regiones geográficas definidas por UPME y considerando los seis estratos socioeconómicos establecidos en la normativa vigente. Las regiones consideradas son las siguientes: Caribe, Andina Norte, Andina Centro, Viejo Caldas, Antioquia-Chocó y Andina Sur. Los estratos socioeconómicos se identifican como: bajo-bajo, bajo, medio-bajo, medio, medio-alto y alto.

Para los efectos de determinación de los tamaños de muestra se consideraron dos conjuntos de interés, aquellos usuarios del servicio eléctrico, y aquellos usuarios de los servicios de energía eléctrica y gas natural (este último es un subconjunto del anterior). Estas definiciones se han mantenido a nivel de la muestra de usuarios seleccionada, donde aquellos que cuentan con ambos servicios representan un subconjunto de la muestra total de usuarios del servicio eléctrico.


En función de lo anterior, el marco de referencia a partir del cual se seleccionó la muestra de usuarios estuvo conformado por los listados de usuarios inscriptos en los sistemas de facturación de las empresas eléctricas excluyendo aquellos casos para los cuales las empresas no realizan la medición del consumo.

Se utilizó un diseño muestral estratificado, donde se identifican 36 estratos de muestreo que surgen de la clasificación conjunta de los usuarios por región y estrato socioeconómico. De este modo, para los dos conjuntos de usuarios definidos anteriormente se determinó el tamaño de muestra necesario para dar estimaciones a nivel nacional con un error relativo del 10% con una confianza del 95%. La variable de referencia para la determinación del tamaño de muestra fue el consumo mensual de energía (kWh-mes). Cabe señalar en este punto que los resultados a nivel regional o a nivel de estrato socioeconómico tendrá asociado un nivel de error en las estimaciones superior al indicado para el nivel nacional en cuento no han sido definidos como dominio de estudio.

De acuerdo a lo indicado en el Informe de Selección de la Muestra (Volumen II Capítulo I) se encontró que el tamaño de muestra requerido para los usuarios del servicio eléctrico ascendió a 2,009 usuarios. La asignación del tamaño de la muestra por estrato se realizó considerando la asignación óptima de Neyman3, que tiene en cuenta tanto el tamaño relativo de cada estrato en el total de la población como la variancia del consumo de energía.

En esta oportunidad, utilizando la información del citado informe se replicaron los cálculos de determinación del tamaño de la muestra hallándose resultados muy similares, que indican un tamaño de muestra de 1,965 usuarios. Las discrepancias entre estos resultados y los determinados originalmente en el estudio anterior son despreciables y pueden estar asociadas al hecho de trabajar con valores redondeados tomados tal como se presentan en los cuadros del informe4.

Si se compara el tamaño de la muestra por estrato determinado en la etapa de diseño del estudio con los que se obtienen del relevamiento efectivo de la encuesta se observan algunas diferencias. En cuanto al tamaño total de la muestra, se observa que han sido efectuadas un total de 1,956 indicando una cobertura del 97.5% del tamaño de muestra planteado.

La Tablas 2 y 3 presentan los tamaños de muestra previstos y efectivos, por región geográfica y estrato socioeconómico.

3 Se pueden encontrar en el Anexo 1 las fórmulas de cálculo correspondientes. 4 Se utilizó la información proveniente de las tablas 14 y 18 del Documento “Volumen II Capítulo I Selección Muestra.pdf”


Tabla 2 - Tamaño de muestra previsto para la realización de encuestas en el Sector Residencial. Usuarios del servicio eléctrico

Estrato Socioeconómico Región Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto

Total

Caribe 69 101 62 22 15 28 297 Andina Norte 21 186 47 23 5 4 286 Andina Centro 45 388 194 74 36 40 777 Viejo Caldas 12 44 29 10 5 5 105 Antioquía – Choco 39 93 88 30 23 17 290 Andina Sur 42 74 73 25 27 12 253 Total 228 886 493 184 111 106 2,008

Fuente: Antecedentes del Estudio Año 2003

Tabla 3 - Tamaño de muestra efectivos correspondientes a encuestas en el Sector Residencial.

Usuarios del servicio eléctrico Estrato Socioeconómico Región

Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto Total

Caribe 63 63 62 51 49 49 337 Andina Norte 55 53 64 65 44 10 291 Andina Centro 131 134 157 119 114 97 752 Viejo Caldas 18 17 17 7 17 9 85 Antioquía – Choco 45 46 46 47 46 47 277 Andina Sur 42 48 44 35 32 13 214

Total 354 361 390 324 302 225 1,956

Fuente: Antecedentes del Estudio Año 2003.

A partir de los resultados de las tablas anteriores es posible observar que la distribución de la muestra por Región se ha mantenido, en términos relativos, constante entre los tamaños de muestra previstos y realizados. De acuerdo a los resultados de la Tabla 4, se puede apreciar que las discrepancias halladas entre ambos resultados son muy pequeñas, que no exceden los dos puntos porcentuales.

Tabla 4 - Comparación de la distribución del tamaño de la

muestra prevista y realizada por Región. Usuarios del servicio eléctrico pertenecientes al sector residencial

Distribución de la muestra Región Prevista Realizada

Caribe 15% 17% Andina Norte 14% 15% Andina Centro 39% 38% Viejo Caldas 5% 4% Antioquia – Choco 14% 14% Andina Sur 13% 11% Total 100% 100%

Fuente: Elaboración propia con base en los Antecedentes del Estudio Año 2003


Sin embargo, esta distribución presenta diferencias cuando se considera el estrato socioeconómico. La Tabla 5 presenta la comparación de los tamaños de muestra previstos y realizados por estrato socioeconómico. Es posible observar que la muestra de usuarios prevista consideraba una asignación del 44% de la muestra a usuarios del estrato bajo, mientras que en las encuestas efectivas se encontró un 18% de usuarios de esta categoría. El sentido contrario, los tamaños de muestra previstos en la etapa de diseño indicaban una asignación de muestra a los estratos medio, medio-alto y alto inferiores al 10% mientras que en la distribución de las encuestas efectivas se observa una participación del 12 al 20%.

A modo de síntesis, la Figura 1 presenta una comparación entre los tamaños de muestra relativos por región y por estrato socioeconómico con base en los resultados de las tablas 5 y 6.

Tabla 5 - Comparación de la distribución del

tamaño de la muestra prevista y realizada por Estrato Socioeconómico. Usuarios del servicio eléctrico del sector residencial

Distribución de la muestra Estrato Socioeconómico Prevista Realizada Bajo-Bajo 11% 18% Bajo 44% 18% Medio-Bajo 25% 20% Medio 9% 17% Medio-Alto 6% 15% Alto 5% 12% Total 100% 100%

Fuente: Elaboración propia con base en los Antecedentes del Estudio Año 2003.


Figura 1 Distribución relativa del tamaño de muestra previsto y realizado, por región y estrato socioeconómico. Usuarios del servicio eléctrico pertenecientes al sector residencial

0% 20% 40% 60% 80% 100%

previsto

realizado

Tamaños de muestra previstos vs realizadospor Región

Caribe

Andina Norte

Andina Centro

Viejo Caldas

Antioquia ‐ Choco

Andina Sur

0% 20% 40% 60% 80% 100%

previsto

realizado

Tamaños de muestra previstos vs realizadospor Estrato Sociodemográfico

Bajo‐Bajo

Bajo

Medio‐Bajo

Medio

Medio‐Alto

Alto

En segundo lugar se repitió el mismo ejercicio considerando el subconjunto de usuarios del servicio eléctrico que además cuentan con suministro de gas natural. De acuerdo a los resultados del estudio anterior, se determinó que el tamaño de muestra requerido para este conjunto asciende a 1084 usuarios. Sobre la base de la información disponible en los informes de Consultoría5 se replicaron los cálculos de determinación de los tamaños de muestra hallándose un requerimiento de muestra de 1036 usuarios, resultados similares a los del año 2003 si se tienen en cuenta nuevamente los posibles efectos por utilizar resultados afectados por redondeo.

Sin embargo, si se realiza la asignación del tamaño de muestra por estrato usando el criterio de asignación óptimo de Neyman se observan discrepancias con respecto a la distribución prevista en la etapa de diseño del estudio anterior. En la Tabla 6 se presentan los resultados obtenidos de este procedimiento, donde se observa que la región Caribe concentra el 44% del total de la muestra, seguida de la región Andina Centro con el 27% de la muestra, Andina Norte con un 13% de la muestra y el restante 16% del tamaño muestral para las regiones Andina Sur, Antioquía-Choco y Viejo Caldas. Por su parte, los cálculos efectuados por los consultores en el estudio anterior (Tabla 7) muestran que la mayor concentración de casos se registra en la región Andina Centro (47% del tamaño total de muestra), seguida por la región Caribe con el 26% del tamaño muestral, Andina Norte con el 21% de los casos y el restante 9% de los casos corresponden a usuarios de las regiones Andina Sur, Viejo Caldas y Antioquía-Chocó.

5 Se utilizó la información proveniente de las tablas 15 y 20 del Documento “Volumen II Capítulo I Selección Muestra.pdf”


Tabla 6 - Determinación del tamaño de la muestra de usuarios de los servicios de electricidad y gas natural pertenecientes al sector residencial


Total


Fuente: Elaboración propia con base en los antecedentes del Estudio Año 2003.

Tabla 7 - Tamaños de muestra previstos para la realización de encuestas en el Sector

Residencial. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural Estrato Socioeconómico Región

Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto Total



Más allá de las discrepancias señaladas en el párrafo anterior, también es posible comparar los tamaños de muestra por estrato establecidos en la etapa del diseño de la muestra con los tamaños de muestra reales que surgen de la realización de las encuestas.

La Tabla 8 presenta la distribución de la muestra cubierta durante la realización de las encuestas. A nivel general se puede observar que se realizaron 1,097 encuestas, superando levemente las 1,086 encuestas previstas originalmente.


Tabla 8 - Tamaños de muestra efectivos para la realización de encuestas en el Sector Residencial. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural


Total

Caribe 59 63 61 51 49 48 331 Andina Norte 20 24 24 47 20 9 144 Andina Centro 59 102 115 86 77 53 492 Viejo Caldas -- 6 12 -- 10 1 29 Antioquía – Choco 1 2 6 13 8 21 51 Andina Sur -- 16 17 10 7 -- 50 Total 139 213 235 207 171 132 1,097


Tomando en cuenta la información de las Tablas 8 y 9 y calculando la distribución porcentual de la muestra por región y estrato es posible realizar la comparación entre los tamaños de muestra previstos y reales.

Tal como fue establecido anteriormente se observa que la distribución de la muestra prevista por región geográfica es similar a la que resulta efectiva luego de realizar las encuestas. En la Tabla 9 se presenta esta comparación, de donde surge que las diferencias registradas son de a los sumo 3 puntos porcentuales entre lo previsto y lo ejecutado.

Tabla 9 - Comparación de la distribución del tamaño de

la muestra prevista y realizada por Región. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural del sector residencial

Distribución de la muestra Región Prevista Realizada

Caribe 14% 17% Andina Norte 11% 7% Andina Centro 25% 25% Viejo Caldas 1% 1% Antioquia - Choco 1% 3% Andina Sur 2% 3% Total 100% 100%

Fuente: Elaboración propia con base en los Antecedentes del Estudio Año 2003

Sin embargo, la distribución de la muestra por estrato socioeconómico prevista en el diseño presenta diferencias con respecto a la distribución de la muestra efectiva, tal como se observó anteriormente para el conjunto de usuarios del servicio eléctrico. En la Tabla 10 se pueden observar las diferencias encontradas.


Tabla 10 - Comparación de la distribución del tamaño de la muestra prevista y realizada por Estrato Socioeconómico. Usuarios de los servicios eléctrico y de gas natural del sector residencial

Distribución de la muestra Estrato Socioeconómico Prevista Realizada Bajo-Bajo 10% 13% Bajo 28% 19% Medio-Bajo 31% 21% Medio 13% 19% Medio-Alto 6% 16% Alto 11% 12% Total 100% 100%

Fuente: Elaboración propia con base en los Antecedentes del Estudio Año 2003.

Los porcentajes de muestra asignados a los estratos bajo, medio-bajo y medio-alto son los que presentan mayores diferencias, del orden de 10 puntos porcentuales por encima o por debajo de lo previsto según corresponda. De este modo la distribución de la muestra real es más homogénea a través de los estratos socioeconómicos que lo previsto originalmente, con porcentajes de muestra que oscilan entre el 12 y el 21%, lo que contrasta con la distribución original que sugería un 6% de casos correspondientes al estrato medio-alto y un 31% de la muestra correspondiente a usuarios del estrato medio-bajo. En la Figura 2 que se presenta a continuación se reflejan las diferencias señaladas.


Figura 2 Distribución relativa del tamaño de muestra previsto y realizado, por región y estrato socioeconómico. Usuarios del servicio eléctrico y de gas natural pertenecientes al sector residencial

0% 50% 100%

previsto

realizado

Tamaños de muestra previstos vs realizadospor Región

Caribe

Andina Norte

Andina Centro

Viejo Caldas

Antioquia ‐ Choco

Andina Sur

0% 20% 40% 60% 80% 100%

previsto

realizado

Tamaños de muestra previstos vs realizadospor Estrato Socioeconómico

Bajo‐Bajo

Bajo

Medio‐Bajo

Medio

Medio‐Alto

Alto

Para finalizar, cabe destacar que en todo estudio por muestreo se debe tomar en cuenta el diseño muestral empleado a los efectos de expandir los resultados de la encuesta para obtener resultados representativos a nivel poblacional. En este caso, dado que se ha planteado un diseño muestral estratificado, los factores de expansión de la muestra son equivalentes al cociente entre el total poblacional de usuarios de cada estrato con respecto al tamaño de muestra previsto en cada uno de ellos.

Por otra parte, los resultados presentados a nivel de cada región o a nivel de cada estrato socioeconómico tienen asociado un nivel de precisión menor al establecido para el total nacional.

b) Sector Comercial El diseño muestral previsto para el sector comercial está planteado considerando dos conjuntos de usuarios según el tipo de servicio con el que cuentan. Por un lado se consideraron aquellos establecimientos comerciales con servicio de energía eléctrica y por el otro aquellos establecimientos usuarios del servicio de gas natural. A diferencia de lo establecido para el sector residencial en este caso no se asume que los usuarios que cuentan con servicio de gas natural también cuentan con energía eléctrica.

A diferencia de lo hallado para el sector residencial, en los informes de consultoría correspondientes al estudio anterior no se encontró información que permita replicar los cálculos para determinar los tamaños de muestra definidos. En este sentido, se estableció que la muestra de comercios requerida era de 1,100 establecimientos. De acuerdo a la


información disponible para el año 2003 se registraron un total de 549,564 establecimientos de manera tal que el tamaño total de la muestra es consistente con una fracción de muestreo del 0.2% del total de establecimientos a nivel nacional, tal como se estableció en aquella oportunidad.

La asignación del tamaño total de muestra para los usuarios de electricidad y gas natural fue definida en 800 establecimientos y 300 usuarios de gas natural, indicando una fracción de muestreo del 0.15% para los establecimientos usuarios del servicio eléctrico y una fracción de muestreo levemente por debajo del 0.93% para el caso de los establecimientos que cuentan con gas natural.

Si se comparan los tamaños de muestra previstos con los que efectivamente se ejecutaron durante el relevamiento de información, se observa que a nivel total se completaron un total de 1034 encuestas, dando por resultado una cobertura del 94%.

Si se analizan estos resultados por tipo de energético se puede encontrar que se completaron 864 encuestas a establecimientos usuarios de energía eléctrica, superando en un 8% el tamaño de muestra previsto, mientras que en el caso de los establecimientos usuarios de gas natural se completaron 170 de las 300 encuestas previstas, indicando una cobertura muestral del 57% de lo previsto.

La comparación de los tamaños de muestra previstos y reales desagregados por energético y región se presentan en la Tabla 11.

Tabla 11 - Tamaño de muestra previsto y real para establecimientos comerciales con servicio

de energía eléctrica y gas natural Tamaño de muestra prevista Tamaño de muestra real

Región Energía Eléctrica Gas Natural Total Energía

Eléctrica Gas Natural Total

Caribe 292 69 361 101 85 186

Andina Norte 67 42 109 113 18 131

Andina Centro 100 141 241 351 50 401

Viejo Caldas 143 5 148 61 6 67

Antioquia - Choco 160 14 174 103 3 106

Andina Sur 39 29 68 135 8 143

Total 801 300 1101 864 170 1034


Tal como se observa a partir de los resultados de la Tabla 11, la muestra de usuarios comerciales encuestados por región difiere de lo previsto en la etapa de diseño. En efecto, la mayor concentración de usuarios encuestados corresponde a la región Andina Centro con 401 casos mientras que la cantidad de encuestas previstas era de 241. Adicionalmente, para las regiones Andina Norte y Andina Sur se realizaron más encuestas que las previstas, sumando un total de 131 y 143 casos respectivamente (contrastando con las 109 y 68 encuestas previstas en la etapa de diseño). Como contrapartida, la cantidad de casos encuestados en las regiones Caribe, Viejo Caldas y Antioquía-Choco resultó menor a la prevista, con un total de 186, 67 y 106 encuestas realizadas en cada caso (en comparación a las 361, 148 y 174 encuestas previstas respectivamente.


Figura 3 Distribución de la muestra prevista y realizada, por región. Establecimientos comerciales con servicio de energía eléctrica y gas natural

0 500 1000

Real

Previsto

cantidad de encuestas

Establecimientos con Servicio de Energía Eléctrica

CARIBE

ANDINA NORTE

ANDINA CENTRO

VIEJO CALDAS

ANTIOQUIA ‐CHOCO

ANDINA SUR

0 100 200 300

Real

Previsto

cantidad de encuestas

Establecimientos con Servicio de Gas Natural

CARIBE

ANDINA NORTE

ANDINA CENTRO

VIEJO CALDAS

ANTIOQUIA ‐CHOCO

ANDINA SUR

Para finalizar, la Figura 3 muestra las diferencias ya mencionadas registradas en los tamaños de muestra previsto con respecto a los reales en términos absolutos. En las mismas se destaca la mayor concentración de encuestas en la región Andina Centro con respecto a lo previsto, como así también se puede observar que se han efectuado menor cantidad de encuesta a establecimientos usuarios de gas natural que las establecidas en la etapa de diseño del estudio.

c) Sector Industrial La metodología diseñada en el estudio anterior consiste en realizar un análisis por costeo directo de las consecuencias de los cortes programados y no programados para las diferentes actividades del sector. Se tomó como punto de partida un listado de 92 actividades industriales de acuerdo a la apertura a 4 dígitos del Nomenclador CIIU Rev.2. Luego, para cada una de las actividades identificadas se analizaron aspectos relacionados con la importancia de cada actividad en el sector industrial nacional, el nivel de uso y grado de dependencia tanto de la electricidad como del gas natural para el desarrollo de la actividad.

Con base en la información disponible se identificaron tres grupos de actividades:

− Actividades de mayor consumo de electricidad: son un total de 33 actividades que en 2003 representaban el 90.3% de la demanda del sector industrial

− Actividades de mayor consumo de gas natural: un total de 17 actividades que representaban el 90.2% de la demanda del hidrocarburo en la industria nacional


− Actividades de mayor consumo de energía térmica: 19 actividades que representaban el 90.1% de toda la energía térmica consumida por la industria nacional.

Estas actividades seleccionadas representaban el 86.2% del valor agregado del sector y sus consumos representaban el 93.5%, 97.5% y 97.9% de la energía eléctrica, gas natural y energía térmica respectivamente. De la unión de los tres grupos de actividades surgen un total de 39 actividades, las cuales fueron el objeto principal del estudio. Asociada a cada una de estas actividades se seleccionaron 3 o 4 empresas tomando en cuenta el tamaño de la misma. Adicionalmente se seleccionaron empresas vinculadas a una muestra de las restantes 53 actividades industriales.

Como resultado de este procedimiento, la muestra final de industrias ascendía a un total de 190 establecimientos.

Se realizaron un total de 169 visitas técnicas, cuya distribución por región y actividad económica se presenta en el Anexo 1.

2.2.2. REVISIÓN DE CUESTIONARIOS Uno de los aspectos centrales en la formulación de estudios por encuestas es el referido al diseño de cuestionarios, en cuanto representa el instrumento primordial de captación de la información requerida para el análisis. A continuación se hará un repaso de las principales características de los cuestionarios aplicados en las encuestas a usuarios pertenecientes a los sectores residencial y comercial, en oportunidad del estudio efectuado en el año 2003. Los cuestionarios disponibles para efectuar este análisis son aquellos presentados como Anexos 3, 4 y 5 del Documento “Volumen II Capítulo I – Selección Muestra.pdf” recibido como parte de los antecedentes del estudio.

a) Sector Residencial En el caso del sector residencial, los cuestionarios están orientados principalmente a conocer la disponibilidad a pagar de los usuarios del servicio eléctrico y/o de gas natural para evitar cortes del servicio de distintas características, utilizando para ello la metodología de valoración contingente.

En términos concretos, la organización del formulario es la siguiente:

− Carátula: Se registran datos de localización geográfica de los usuarios entrevistados, como así también el estrato socioeconómico al que pertenece.

− Identificación del usuario: se registran el nombre, número de teléfono y relación con el jefe del hogar del entrevistado.

− Consumo de energéticos: sobre la base de la última factura del usuario se registra el consumo de electricidad y/o gas natural (en kWh y/o m3 según corresponda), cantidad de meses facturados y valor de la factura. También se registra la cantidad y precio de otros combustibles consumidos durante el último mes (gas propano, kerosene, gasolina blanca, cocinol, leña, otro)

− Disponibilidad a pagar por evitar un racionamiento del servicio eléctrico: se aplica un esquema secuencial de preguntas, combinando una primera pregunta cerrada (cuya respuesta es binaria, con opciones Sí-No) y luego una segunda pregunta abierta (donde se solicita al entrevistado que señale un valor).

En primer término se establecen las características de un escenario hipotético de corte del servicio eléctrico y luego se indaga:

Teniendo en cuenta sus ingresos personales y familiares, y el hecho de que existen otras actuaciones por las que no se le podría pedir dinero, si existiera la posibilidad de que le cortaran el servicio sin


avisarle. ¿Estaría usted dispuesto a pagar la cantidad de A pesos por evitar un racionamiento de electricidad? Tenga en cuenta el equipamiento de su vivienda y los usos y consumos de electricidad en ese momento y que hay solo algunos que se pueden posponer o aplazar ante el corte.

La respuesta a esta pregunta es Sí – No.

Luego, si el entrevistado respondió afirmativamente, la entrevista continúa con la siguiente pregunta: Teniendo en cuenta que pagaría como mínimo “A”. ¿Cuál sería la cantidad máxima que estaría dispuesto a pagar?

En cambio si el entrevistado respondió negativamente, la entrevista continúa con la siguiente pregunta: Teniendo en cuenta que pagaría menos de “A”. ¿Cuál sería la cantidad máxima que estaría dispuesto a pagar? La respuesta a esta segunda pregunta es abierta y en último caso se da la posibilidad al entrevistado de responder que no estaría dispuesto a pagar nada por evitar el racionamiento.

Los valores de disponibilidad a pagar propuestos en la primera pregunta, denominados genéricamente “A” difieren según la región. Revisando los resultados que surgen de las encuestas para el primer escenario de interrupción de energía eléctrica puede inferirse que se definieron 6 valores iniciales, los que seguramente se asignaron por sorteo a los usuarios seleccionados. Sobre este punto se avanzará con mayor detalle más adelante cuando se presenten los resultados de la revisión de la metodología de cálculo empleada para determinar los costos unitarios de racionamiento.

Las características de los escenarios de corte consideradas surgen de la combinación de las siguientes opciones:

Tipo de corte: anunciado, no anunciado

Tipo de día: lunes a viernes, sábados, domingos y festivos

Horario del día: 4 a.m.- 9 a.m., 9 a.m. - 12 a.m., 6 p.m. - 9 p.m.

Duración del corte: 15 minutos, 30 minutos, 1 hora.

− Disponibilidad a pagar por evitar un racionamiento de gas natural: se aplica un esquema de secuencial de preguntas, similar al señalado para el servicio eléctrico. Las características de los escenarios de corte consideradas surgen de la combinación de las siguientes opciones:



Horario del día: 8 a.m.- 2 p.m., 2 p.m. - 12 p.m., 12 p.m. - 8 a.m.

Duración del corte: 2 horas, 2 a 4 horas, 24 horas, 36 horas.

− Estrategias de sustitución: se indaga acerca de la inversión que realizaría el hogar ante el anuncio de un racionamiento anticipado.

− Nivel de ingreso y equipamiento del hogar: se solicita al entrevistado que indique en que rango se ubica el hogar de acuerdo a sus ingresos, sobre la base de una escala preestablecida en el formulario. A su vez, se pide al entrevistado que indique el porcentaje del ingreso del hogar destinado al pago de la factura de energía eléctrica. Por último, se solicita señalar el equipamiento de artefactos electrodomésticos y de gas natural que posee el hogar.

En términos generales se observa que la metodología de indagación empleada en el estudio anterior se encuentra en línea con las prácticas habituales en la materia. Se puede destacar


que las preguntas efectuadas referidas a la metodología de valoración contingente están orientadas únicamente a conocer la disponibilidad a pagar de los usuarios por evitar racionamientos de ciertas características. Sin embargo, dada la reticencia habitual de los usuarios a pagar por encima de la tarifa actual que enfrentan, una práctica habitual en la materia es complementar el análisis indagando sobre la disponibilidad a aceptar compensaciones (monetarias) a cambio de experimentar un racionamiento de cierto tipo. Las respuestas obtenidas a partir de este ejercicio suelen ser más elevadas que las referidas a disponibilidad a pagar y por lo tanto la combinación de ambos enfoques permite una determinación del costo de racionamiento más realista.

Por otro lado, no se realizaron preguntar referidas a la calidad del servicio percibida por los usuarios. Esta información sirve como complemento a la determinación de los costos de racionamiento dado que permite evaluar si la percepción de la calidad actual del servicio por parte de los usuarios es realista o no. Más adelante se presentarán algunas consideraciones adicionales a la luz de los resultados obtenidos.

b) Sector Comercial En el caso del sector comercial, los cuestionarios diseñados en el estudio anterior están orientados a estimar los costos en que incurre el establecimiento debido a racionamientos de distintas características.

En términos concretos, la organización del formulario es la siguiente:

− Carátula: se registran datos de localización geográfica de las empresas entrevistados, como así también el tipo de actividad comercial que desarrollan.

− Identificación del usuario: se registran el nombre y cargo del entrevistado, número de teléfono y ubicación del establecimiento.

− Consumo de energéticos: sobre la base de la última factura del usuario se registra el consumo de electricidad y/o gas natural (en kWh y/o m3 según corresponda), cantidad de meses facturados y valor de la factura.

− Ventas: se indagó sobre las ventas del ejercicio anterior, promedio de ventas en un día normal, promedio de ventas en un día de ventas altas, nivel de ventas según el mes del año.

− Jornada de trabajo: se indagó sobre horarios de trabajo por tipo de día, atención al público y horarios de mayor actividad.

− Uso de energía eléctrica: se indagó sobre la finalidad de uso del servicio.

− Tenencia y características de la planta eléctrica (si posee)

− Costos asociados a cortes no programados de energía eléctrica: para aquellas empresas con atención al público se solicitó indicar el porcentaje de pérdida en las ventas durante la duración del corte, porcentaje de ventas perdidas que se puede recuperar y pérdidas de productos, según tipo de día (día de ventas normales o altas), momento del día en que se produce el corte (mañana, tarde, noche) y duración del mismo (menos de 15 minutos, de 15 a 30 minutos, de 30 a 60 minutos, todo el día).

− Costos asociados a cortes programados de energía eléctrica: para aquellas empresas con atención al público se solicitó indicar el porcentaje de pérdida en las ventas durante la duración del corte, porcentaje de ventas perdidas que se puede recuperar y pérdidas de productos, según tipo de día (día de ventas normales o altas), momento del día en que se produce el corte (mañana, tarde, noche) y duración del mismo (1 hora, 2 horas, más de dos horas, todo el día).


− Costos asociados a cortes no programados de energía eléctrica (II): se indagó sobre equipamientos que pudieran dañarse (reparables y no reparables), indicando el detalle del equipamiento, cantidad, tiempo de reparación o reemplazo, costo de reparación o reemplazo, cobertura de seguros, valor de indemnización.

− Cuantificación de las pérdidas por robo, si existen: asociadas tanto a productos como insumos, considerando racionamientos programados y no programados.

− Estrategias de sustitución o mitigación: se indagó acerca de las estrategias viables de la empresa ante un anuncio de racionamiento prolongado que dura varios meses, como así también las decisiones de inversión en equipamiento de respaldo, por tipo de equipamiento y duración del racionamiento anunciado.

− Ahorros asociados a cortes de energía eléctrica: ahorros en mano de obra, clausulas de protección contra cortes de electricidad en el caso de grandes consumidores, seguros adicionales a la cobertura de equipos.

− Efectos de un racionamiento de gas natural: posibilidad de sustitución del gas natural por otro combustible o energía eléctrica, alternativas para mitigar el costo del corte de gas natural, necesidad de antelación en el anuncio del corte para minimizar los costos.

− Costos asociados a cortes programados de gas natural: porcentaje de pérdida en las ventas durante la duración del corte, porcentaje de ventas perdidas que se puede recuperar y pérdidas de productos, según tipo de día (día de ventas normales o altas), momento del día en que se produce el corte (mañana, tarde, noche) y duración del mismo (1 hora, 2 horas, todo el día).

Al igual que lo señalado para el caso del sector residencial se puede señalar que el diseño del cuestionario responde a los procedimientos habituales en la materia, si bien se puede destacar que no se han efectuado ejercicios de valoración económica tal como ha sido planteado en el caso del sector residencial. La metodología de estimación del costo de racionamiento asociada al enfoque de relevamiento adoptado es el de costeo directo.

c) Sector Industrial En el caso del sector industrial no se efectuaron encuestas sino que se realizaron visitas técnicas a un conjunto de establecimientos seleccionados pertenecientes a las actividades industriales más relevantes desde el punto de vista sectorial como también de la intensidad de uso de los energéticos considerados. La organización de estas visitas estuvo orientada a través de una guía, donde se indicaba indagar acerca de los siguientes aspectos:

− Información general: nombre de la empresa, actividades que desarrolla (según CIIU), datos del entrevistado

− Jornada de producción: información sobre la existencia y características de los turnos de trabajo

− Ventas e ingresos: se recopilaron datos sobre destino de la producción (porcentaje destinado a los mercados interno e internacional), principales productos y su porcentaje de participación en las ventas de la empresa, ingresos operacionales anuales preferentemente del ejercicio anterior (año 2002)

− Información técnica y de costos: se obtiene el diagrama del proceso desde que se reciben las materias primas hasta obtener el producto y subprocesos asociados. Duración de los procesos, posibilidades de interrupción, tiempo de reinicio si el proceso es interrumpible. Capacidad máxima de procesamiento (para el proceso completo, expresado en unidades físicas de producto o materia prima) por hora y/o turno, principales insumos (tipo, cantidad y costos de materias primas y otros


insumos), consumo y costos asociados al uso de energéticos (electricidad, gas natural, fuel oil, carbón, diesel (ACPM), otros), mano de obra de operación y mantenimiento, subcontratación de servicios. Para cada subproceso: descripción, requerimientos de continuidad del subproceso, equipamiento afectado. Para empresas que tienen autogeneración de electricidad: capacidad, destino de la autogeneración, consumo de combustibles de la planta de autogeneración, generación de la planta.

− Efectos cuando ocurre un corte no programado del servicio eléctrico: valoración cualitativa de los efectos en cuanto a frecuencia, equipamientos afectados, daños de productos, materia prima y/u otros insumos; duración de los racionamientos no programados; estimación del tiempo de reemplazo, costo y cobertura de seguros para equipos que se puedan dañar completamente y no sean reparables; estimación del tiempo de reparación, costo y cobertura de seguros para equipos que se puedan dañar y sean reparables; posibilidad de recuperación de productos, materia prima y otros insumos cuando haya pérdidas por el corte; costos de energéticos asociados al reinicio de procesos (electricidad, gas natural y otros combustibles).

− Efectos cuando ocurre un corte programado del servicio eléctrico: valoración cualitativa de los efectos en cuanto a tiempo necesario de antelación en el anuncio de racionamiento para minimizar costos, duración máxima del racionamiento anunciado para que no se pare todo el proceso, incremento de autogeneración eléctrica si posee, tiempo necesario para ponerse al día, duración del racionamiento a partir del cual la empresa sufre de incumplimiento en la entrega de productos o servicios que presta a otras empresas, sobrecostos en la mano de obra por pago de horas extras; ahorros derivados de la parada de producción debido al racionamiento, clausulas de protección contra cortes del servicio (contratos de grandes usuarios) o seguros. Estrategias más viables si se anunciara un racionamiento nacional prolongado por varios meses.

− Estimación del costo: estimación de la empresa considerando cortes anunciados y no anunciados y diferentes duraciones (de 1 minuto a más de 10 minutos en el caso de racionamientos no anunciados, de 1 hora a más de 2 horas para el caso de racionamientos anunciados).

− Efectos cuando ocurre un racionamiento de gas natural (si la empresa utiliza este energético): tipo de uso que le da la empresa, antigüedad de uso, identificación de los subprocesos que usan gas natural, posibilidad de sustitución por otro combustible (cual, por qué razón, problemas que pueda acarrear la sustitución, tiempo que tarda en realizar la sustitución y si se producen pérdidas de producto o daño a equipos en este lapso), alternativa viable (si existe y su costo) si no tiene posibilidad de sustituir por otro combustible; si utiliza el gas natural como materia prima confirmar que no existe otra materia prima sustituta y listar los efectos de no contar con gas natural para duraciones de corte de 2 horas a 1 semana de duración.

En cuanto al desarrollo de las entrevistas se puede destacar que el nivel de detalle en el relevamiento de información es muy elevado. Esto permite efectuar una valoración de los efectos económicos asociados al racionamiento del servicio de electricidad o gas natural con alto grado de precisión, toda vez que se asume que los procesos desarrollados en distintos establecimientos pertenecientes a la misma actividad sean similares.

Al igual que en el caso del sector comercial, la metodología de estimación del costo de racionamiento asociada al enfoque de relevamiento adoptado es el de costeo directo.


2.3. REVISIÓN DE LA METODOLOGÍA DE CÁLCULO EMPLEADA A PARTIR DE LOS DATOS PROVENIENTES DE ENCUESTAS A USUARIOS

A continuación se realiza un repaso de la metodología de cálculo utilizada para determinar el costo de racionamiento a partir de la información proveniente de las encuestas efectuadas a usuarios del sector residencial. Para ejemplificar el procedimiento de cálculo aplicado en el estudio anterior se tomará como referencia la determinación de los costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico en la Región Caribe a los efectos de simplificar la presentación y con la seguridad de que el mismo es idéntico al utilizado en los restantes casos.

2.3.1. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE RACIONAMIENTO DEL SECTOR RESIDENCIAL

La metodología diseñada para determinar el costo de racionamiento de electricidad y gas natural durante el estudio anterior está basada en los resultados obtenidos de las encuestas referidos a la disponibilidad a pagar de los usuarios para evitar racionamientos de distintas características. Tal como se mencionó anteriormente, se plantearon distintos escenarios de racionamiento según tipo (programado, no programado), tipo de día (lunes a viernes, sábados, domingos y festivos), horario del día (4 a.m.- 9 a.m., 9 a.m. - 12 a.m., 6 p.m. - 9 p.m.) y duración del corte (15 minutos, 30 minutos, 1 hora).

A partir de los datos provenientes de las encuestas es posible determinar en primer término la disponibilidad media a pagar de los usuarios para evitar racionamientos asociados a cada uno de los escenarios planteados arriba. A los efectos de esta revisión se utilizó la base de datos que contiene la información proveniente de las encuestas y pudo verificarse que la disponibilidad media a pagar estimada en el estudio anterior se obtiene como el promedio simple de las respuestas recogidas en el levantamiento de la información.

En términos generales, de acuerdo a la metodología planteada en el estudio anterior para determinar el costo unitario de racionamiento, el mismo se obtiene como cociente entre la disponibilidad media a pagar por evitar un racionamiento de determinadas características (asumiendo un escenario de racionamiento) y el consumo promedio del energético (electricidad o gas natural) correspondiente al lapso de tiempo considerado.

Así,

donde representa un escenario de racionamiento particular.

Tal como se estableció anteriormente, la información referida a la disponibilidad a pagar por evitar un racionamiento de ciertas características se obtiene a partir de un ejercicio de valoración contingente, donde en primer término se indaga a los usuarios encuestas si estarían dispuestos a pagar una cierta cantidad A preestablecida de antemano.

Se considera un escenario de racionamiento no programado, ocurrido en días entre semana en el horario de 4 a.m. a 9 a.m. con una duración de 15 minutos que afecta hipotéticamente a hogares del estrato socioeconómico más bajo (identificado como bajo-bajo). De acuerdo a la información que proviene de la base de datos de la encuesta y considerando el escenario de racionamiento descripto anteriormente, se partió de un menú inicial de entre 4 y 6 valores propuestos, asignando uno de ellos a cada usuario entrevistado para ofrecerlo como


posibilidad de pago en la primera pregunta del ejercicio. Estos valores, por región son los siguientes6:

− Región Caribe: 14, 17, 18, 29, 52 y 67 pesos (Col$).

− Región Andina Norte: 6, 14, 19, 35, 64 y 66 pesos (Col$).

− Región Andina Centro: 7, 10, 17, 25, 33 y 55 pesos (Col$).

− Región Viejo Caldas: 7, 9, 19 y 27 pesos (Col$).

− Región Antioquia-Chocó: 6, 14, 24, 31, 36 y 50 pesos (Col$).

− Región Andina Sur: 11, 15, 32, 55 y 65 pesos (Col$).

Ante este ofrecimiento, cada usuario tenía la alternativa de aceptar o no la propuesta. De acuerdo a lo información presentada en la base de datos de la encuesta se pudo observar que el 98% de los usuarios no aceptaron pagar el valor propuesto (1,922 usuarios sobre un total de 1,956) mientras que el 2% restante si estaba dispuesto a pagar el monto propuesto por evitar el racionamiento.

Luego, para aquellos que no aceptaron pagar el valor ofrecido, se indagó cuál sería el valor máximo que estarían dispuestos a pagar por evitar la interrupción del servicio, registrándose respuestas más económicas tal como se puede observar en la Figura 4.

Claramente se puede observar que hay una línea imaginaria que acota los resultados presentados en el gráfico (que coincide con una recta de 45°) y que está definida por los valores de disponibilidad a pagar ofrecidos en primera instancia. Luego, la disponibilidad a pagar que los usuarios aceptarían se encuentra por debajo del valor propuesto, observándose una dispersión importante entre ambos valores, la cual aumenta en la medida que la oferta inicial planteada por el encuestador era más alta.

6 Sería interesante poder evaluar la definición de estos valores en relación a la tarifa media vigente al momento de las encuestas en cada región. Este análisis será complementado en el transcurso del estudio.


Figura 4 - Disponibilidad a pagar de los usuarios obtenida a partir de la encuesta. Disponibilidad máxima a pagar para aquellos usuarios que no aceptaron pagar el valor de disponibilidad a pagar propuesto inicialmente

020

4060

80di

spon

ibili

dad

máx

ima

a pa

gar [

Col

$]

0 20 40 60 80disponibilidad inicial a pagar [Col$]

Fuente: Elaboración propia con base en datos provenientes de la encuesta a

usuarios realizada durante el estudio anterior

Por su parte, para aquella minoría de usuarios que estuvieron dispuestos a pagar el monto A ofrecido durante el ejercicio de valoración contingente, se indagó cual sería su disponibilidad a pagar máxima (la cual sería mayor o igual al valor A inicialmente propuesto). Los resultados obtenidos se presentan en la figura 5, que refleja un comportamiento análogo al anterior pero en el sentido contrario. Figura 5 Disponibilidad a pagar de los usuarios obtenida a partir de la encuesta. Disponibilidad

máxima a pagar para aquellos usuarios que aceptaron pagar el valor de disponibilidad a pagar propuesto inicialmente

020

4060

8010

0di

spon

ibili

dad

máx

ima

a pa

gar [

Col

$]

0 20 40 60 80disponibilidad inicial a pagar [Col$]

Fuente: Elaboración propia con base en datos provenientes de la encuesta a

usuarios realizada durante el estudio anterior


Nuevamente los puntos aparecen acotados inferiormente por una recta imaginaria (la recta de 45°) y se observa dispersión entre los valores de disponibilidad a pagar propuestos y aceptados por los usuarios respectivamente.

Los resultados reflejados en las figuras anteriores dan indicios de que existe una baja disponibilidad a pagar por evitar un racionamiento, en cuanto la probabilidad de no aceptar el pago propuesto es muy elevada. A su vez, los resultados de este ejercicio (en términos generales) están afectados por la elección de los valores de disponibilidad a pagar propuestos y planteados en la primera etapa del ejercicio. A partir de los antecedentes disponibles sobre el estudio anterior no fue posible determinar de qué manera se escogieron estos valores iniciales, los cuales determinan de forma clave los resultados finales del mismo ejercicio de valoración contingente. En general se podría inferir que los resultados de este ejercicio serán inferiores al promedio de las propuestas iniciales previstas originalmente. Esto ocurre dado que una vez planteado un cierto valor “A” como pago por evitar un racionamiento, los usuarios no tienen incentivos a indicar una disponibilidad a pagar mayor a la propuesta originalmente.

La metodología de valoración contingente se enfrenta al desafío de tratar de revelar la disponibilidad máxima a pagar de los usuarios, induciéndolos a través del planteo de un escenario hipotético. La forma en que se realizan las preguntas (las palabras utilizadas, la manera en que se plantean los escenarios, etc.) debe diseñarse cuidadosamente y si bien existe literatura sobre los diversos esquemas que pueden aplicarse en la práctica, la recomendación principal es la de realizar encuestas piloto para la prueba de cuestionarios antes de la salida a campo definitiva de la encuesta. Del mismo modo, la elección los valores que serán ofrecidos a los usuarios en el desarrollo de las preguntas deben elegirse cuidadosamente ya que los mismos determinarán los valores de disponibilidad a pagar final que indiquen los usuarios entrevistados.

A modo de ejemplo, se presentan los cálculos correspondientes a la Región Caribe correspondiente al escenario de racionamiento no programado de energía eléctrica ya descripto. Es posible verificar a partir de los datos de la encuesta que la disponibilidad promedio de los usuarios para pagar para evitar un racionamiento de este tipo resulta igual a $11.13, tal como se puede observar a partir de los resultados de la Tabla 12. Este resultado se obtiene al calcular el promedio simple (aritmético) de las respuestas recibidas de por parte de los usuarios al indagar sobre este punto.

Por otro lado, se consideró que el consumo promedio de energía para los usuarios del mismo estrato durante el lapso de 15 minutos es de 0.052 kWh, tal como se presenta en los resultados de la Tabla 13. Finalmente, como cociente entre ambos valores se obtiene que el costo unitario de racionamiento para el escenario planteado resulta igual a 231.8 $/kWh, tal como se presenta en la Tabla 14.

Cabe señalar que el consumo promedio de energía por duración del corte considerado para obtener los costos de racionamiento es el mismo para los distintos momentos del día y tipos de día considerados. Si se dispone de información proveniente de las curvas de carga promedio (por tipo de día) representativas de las modalidades de consumo de los usuarios pertenecientes a los distintos estratos socioeconómicos y regiones del país se podría evaluar si existen diferencias o no en el nivel de consumo según el momento en que se produce el racionamiento. Intuitivamente se puede establecer que la disponibilidad a pagar que declaran los usuarios por evitar un racionamiento de energía eléctrica es una valoración económica de las molestias que produce el mismo y/o de las pérdidas asociadas a las actividades que no pueden desarrollarse durante un corte de suministro. Al indagar a los usuarios en relación con distintos escenarios de racionamiento se permite que haya diferencias en esta valoración económica. Si por su parte se mantiene constante el nivel de consumo a lo largo de todo el día podrían introducirse distorsiones en el cálculo de costos


unitarios de racionamiento. En este sentido, una interrupción del servicio en horas de la madrugada seguramente representará un menor perjuicio a los usuarios en comparación a las que experimentarían si se produce en el horario de 6 de la tarde a 10 de la noche. Claramente el consumo promedio de energía también difiere en ambos momentos del día.

Tabla 12- Disponibilidad media a pagar [Col$] por evitar un racionamiento no programado de

energía eléctrica en el sector residencial. Región Caribe7 Estrato Socioeconómico

Horario del día Tipo de día

Duración del corte Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto

15 minutos 11.13 9.54 14.84 23.98 38.45 55.57 Media hora 18.38 18.48 33.50 47.73 70.61 120.55 Días entre

semana Una hora 31.97 35.89 61.34 91.10 144.88 214.29

15 minutos 8.41 7.97 14.10 22.73 31.29 63.35 Media hora 18.06 17.73 27.69 40.00 73.82 117.73

4 a.m. - 9 a.m.

Domingos y festivos

Una hora 36.22 35.76 56.19 79.51 161.39 238.10


semana Una hora 36.52 34.97 51.76 74.37 150.73 212.51


9 a.m.- 6 p.m.

Domingos y festivos

Una hora 30.21 30.33 42.77 68.10 120.10 190.61


semana Una hora 43.25 52.25 82.31 123.20 189.65 359.31


6 p.m- 10 p.m.

Domingos y festivos

Una hora 47.98 46.30 76.73 115.53 206.55 319.10

Fuente: cálculos propios del Consultor a partir de la base de datos de la encuesta del estudio anterior.

Tabla 13 - Consumo promedio estimado (kWh) en el sector residencial, según duración de la

interrupción del servicio. Región Caribe Estrato Socioeconómico Duración de la

interrupción Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto

15 minutos 0.052 0.063 0.099 0.140 0.170 0.246 Media hora 0.104 0.127 0.199 0.281 0.340 0.492 Una hora 0.208 0.253 0.398 0.562 0.680 0.984

Fuente: Tabla 26 presentada en el documento “Capitulo I Residencial.pdf”.

7 Los resultados de esta tabla coinciden con los reportados en la tabla 18.1 presentada en el documento “Capitulo I Residencial.pdf” entregado como antecedentes del estudio anterior.


Tabla 14 - Costo unitario de racionamiento (Col$/kWh). Escenario de racionamiento no programado de energía eléctrica en el sector residencial. Región Caribe

Estrato Socioeconómico Horario del día Tipo de

día Duración del corte Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto


semana Una hora 153.6 141.7 154.1 162.1 213.1 217.7


4 a.m. - 9 a.m.

Domingos y festivos

Una hora 174.0 141.2 141.2 141.5 237.4 241.9


semana Una hora 175.5 138.1 130.0 132.3 221.7 215.9


9 a.m.- 6 p.m.

Domingos y festivos

Una hora 145.1 119.8 107.5 121.2 176.7 193.7


semana Una hora 207.8 206.4 206.8 219.2 279.0 365.1


6 p.m- 10 p.m.

Domingos y festivos

Una hora 230.5 182.9 192.8 205.6 303.8 324.3

Fuente: Cálculos del consultor que coinciden con los reportados en la Tabla 12.1 presentada en el documento “Capitulo I Residencial.pdf”.

Para finalizar, una vez obtenidos los costos unitarios de racionamientos de 15 minutos de duración producidos en distintos tipo y momentos del día, se obtiene un costo de racionamiento unitario promedio de todos ellos. Este resultado se obtiene calculando el promedio simple (aritmético) de los costos unitarios de racionamiento para escenarios de la misma duración considerados en la etapa anterior.

Tabla 15 - Costo unitario de racionamiento (Col$/kWh) por duración del corte no programado en

el sector residencial, según duración de la interrupción del servicio. Región Caribe Estrato Socioeconómico Duración de

la interrupción Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto

15 minutos 202.3 157.1 163.5 170.7 236.3 259.7 Media hora 197.1 160.1 160.7 164.6 220.7 250.3 Una hora 181.1 155.0 155.4 163.7 238.6 259.8

Fuente: Cálculos del consultor que coinciden con los reportados en la Tabla 12.1 presentada en el documento “Capitulo I Residencial.pdf”

Este mismo procedimiento fue aplicado para obtener los resultados correspondientes a todas las regiones del país.

Finalmente, una vez obtenidos los resultados a nivel regional y desagregados por estrato socioeconómico, se determinaron los costos de racionamiento correspondientes al total del país para cada estrato socioeconómico (agregando a través de las regiones). Para ello es preciso calcular un promedio ponderado de los costos de racionamiento a través de todas las regiones. A diferencia de los promedios calculados en etapas previas del análisis, en este caso se utilizaron factores de ponderación diferenciales por región para obtener los resultados agregados mencionados.


A partir de los resultados presentados en los informes de consultoría del estudio anterior y las planillas de cálculo de apoyo fue posible verificar que las ponderaciones utilizadas para realizar estos cálculos son los pesos relativos de cada región en términos de la cantidad de usuarios con respecto al total, para cada estrato socioeconómico. Este procedimiento de agregación de resultados es consistente con un esquema de muestreo estratificado con asignación proporcional de la muestra. Sin embargo, tal como fue establecido anteriormente el mecanismo de asignación de la muestra en los distintos estratos fue diferente, tomando en cuenta no solo el tamaño de los estratos sino también la variabilidad de la variable de referencia (asignación de Neyman considerando el consumo de energía eléctrica como variable auxiliar para la determinación del tamaño de la muestra).

Del mismo modo, los costos de racionamiento para todos los usuarios de cada región agregando a través de los distintos estratos socioeconómicos también fue calculado a partir de un promedio ponderado de los costos de racionamiento utilizando factores de ponderación que representan el tamaño relativo de los usuarios de cada nivel socioeconómico con respecto al total de usuarios de la región. Nuevamente estos cálculos no son consistentes con la asignación del tamaño de muestra (óptima de Neyman) definida en la etapa de diseño del estudio.

En términos generales no se considera incorrecta la metodología de agregación de los resultados obtenidos para los distintos estratos de muestreo, toda vez que esta sea consistente con las decisiones tomadas al momento de calcular los requerimientos muestrales.

2.3.2. DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE RACIONAMIENTO DEL SECTOR COMERCIAL

La metodología diseñada para determinar el costo de racionamiento de electricidad y gas natural del sector comercial en el estudio anterior está basada en la información de costos y ahorros asociados a racionamientos del servicio obtenidos de las encuestas a usuarios del sector. Para el cálculo de los costos totales de racionamiento se consideró para la definición de escenarios el tipo de día (día de ventas altas, día de ventas normales), el momento del día (mañana, tarde, noche), tipo de racionamiento (programado, no programado). A su vez, para el caso de los costos por racionamientos de energía eléctrica se tuvo en cuenta el tipo de usuario según su nivel de consumo (grandes consumidores con consumo superior a 1,000 kWh/mes, pequeños consumidores con consumo hasta 1,000 kWh/mes).

Los lineamientos generales para determinar los costos unitarios de racionamiento son similares a lo planteado para el sector residencial, como cociente entre el costo total asociado al racionamiento (habiendo descontado los eventuales ahorros que pudieran estar asociados al racionamiento) y el consumo promedio de energía eléctrica (o gas natural) para el período de duración del corte. La principal diferencia con respecto al criterio empleado en el caso del sector residencial es que el numerador utilizado en este cálculo proviene de una estimación de costos mientras que en el caso del sector residencial se infiere a partir de un ejercicio de valoración contingente.

Se revisó la información disponible en la base de datos de la encuesta a usuarios hallándose un total de 1,022 registros, cada uno de los cuales pertenece a un establecimiento encuestado. Aquí se observa una pequeña diferencia con respecto a las 1,034 encuestas realizadas según se señala en el informe de consultoría “Capitulo 2 Comercial.pdf” recibido como antecedente del estudio anterior. En este mismo sentido, a partir de los datos disponibles en la base de datos de la encuesta no es posible reproducir la Tabla 5 presentada en el mencionado informe referida al número de establecimientos por región geográfica y tamaño del usuario. También se realizaron pruebas con el fin de reproducir algunos de los resultados presentados en el informe ya mencionado.


Con respecto a la metodología empleada para la determinación de costos unitarios de racionamiento, la misma se puede describir de manera sintética en los siguientes pasos:

i. Se determina la jornada promedio de trabajo (en horas por mes) de cada empresa.

ii. Se determinan las ventas mensuales de la empresa.

iii. Se determina el consumo mensual del energético considerado (kWh/mes o m3/mes) para cada empresa.

iv. Se determina el consumo por hora de cada establecimiento como cociente entre el consumo mensual y la jornada mensual.

v. Se determina el consumo promedio por empresa del energético durante una hora por región geográfica. Para ellos se divide la suma de los consumos mensuales de las empresas que pertenecen a una determinada región por la suma de las horas de jornada mensual de las empresas.

vi. Del mismo modo, se puede calcular el consumo promedio de energético por empresa a nivel nacional, como así también desagregando en pequeños y grandes consumidores para el caso de energía eléctrica.

vii. Se calculan las pérdidas de ingresos por reducción en las ventas durante el período que dura una interrupción típica (para cada escenario de racionamiento escogido) a partir de las ventas estimadas para el mismo período, multiplicadas por el porcentaje de pérdidas durante la interrupción y multiplicado por el porcentaje de pérdidas que no se recuperan.

viii. Se calculan las pérdidas por daños en equipos no reparables y reparables. Para ello se multiplica el valor unitario de reparación del equipo por la cantidad de equipos, por el porcentaje del valor que no es deducible del seguro y por el porcentaje imputable a una prima por el seguro del equipo.

ix. Se calculan las pérdidas de producto como el valor del producto perdido multiplicado por el porcentaje de pérdida en ventas y por el porcentaje de pérdidas no recuperadas.

x. Se calculan los ahorros en insumos a partir de las pérdidas de ingresos por reducción de ventas multiplicadas por la participación del valor agregado8.

xi. Se calcula el costo por sustitución del energético racionado. Para ello se multiplica el consumo del energético racionado por la participación del consumo del energético en actividades comerciales y por el precio del combustible sustituto.

xii. Se calcula el ahorro por energético racionado como producto entre el consumo del energético racionado por la tarifa actual correspondiente al mismo.

xiii. Como consecuencia de los resultados anteriores es posible calcular el costo total del racionamiento como la diferencia entre la suma de los costos (pérdidas de ingresos por reducción en las ventas, pérdidas por equipos dañados reparables y no reparables, pérdidas del producto, costos por sustitución del energético) y la suma de los ahorros (ahorro en insumos, ahorro en el consumo del energético racionado.)

xiv. Por último, el costo unitario de racionamiento se obtiene como cociente entre el costo total calculado en el paso anterior y el consumo del energético racionado correspondiente al escenario considerado.

8 obtenidos a partir de los resultados de la Encuesta Anual de Comercio 1996-2000 del DANE


A modo de ejemplo, la Tabla 16 ilustra el cálculo de costos los costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para la Región Caribe. Se considera un escenario de racionamiento no programado de 15 minutos de duración ocurrido durante un día de ventas altas, diferenciando interrupciones que ocurren durante la mañana, tarde o noche. Además, se considera por separado a pequeños y grandes consumidores.

Tabla 16 - Cálculo del costo unitario de racionamiento de energía eléctrica para usuarios del

sector comercial en la Región Caribe. Racionamiento no programado de 15 minutos de duración

Grandes consumidores Pequeños consumidoresConcepto de Costos y Ahorros

Mañana Tarde Noche Mañana Tarde Noche

Pérdida de ingresos por reducción de ventas 308 2,656 2,275 193 285 98

Costos de Equipos (no reparables) 100 100 100 584 584 584

Costos de Equipos (reparables) 351 351 351 206 206 206

Valor dde la pérdida de producto 1,625 3,244 361 208 78 195

Costo de energético sustituto 25 27 32 7 8 9

(1) Total de Costos 2,409 6,378 3,119 1,198 1,161 1,092

Ahorro en insumos 212 2,311 1,979 157 237 73

Ahorros en electricidad 370 371 334 78 93 104

(2) Total de Ahorros 582 2,682 2,313 235 330 177

(3) Costo Total del racionamiento - [Col$] (3)=(1)-(2)

1,827 3,696 806 963 831 915

(4) Consumo de electricidad durante el corte [kWh] 2 2 3 1 1 1

(5) Costo unitario de racionamiento [Col$/Kwh] (5)=(3)/(4)

917 1,693 312 1012 797 742

Fuente: resultados extraídos de la tabla 17.1 presentada en el informe “Capitulo 2 Comercial.pdf”. En este cuadro no es posible verificar numéricamente los resultados referidos a costos unitarios de racionamiento debido al redondeo en la presentación del consumo de energía (fila (4)).

Una vez determinado el costo unitario de racionamiento para el escenario planteado para cada una de las regiones consideradas y tomando en cuenta el tamaño del consumidor, se realiza un cálculo para agregar los resultados a nivel nacional. Para ello, se calcula un promedio ponderado de los costos unitarios de racionamiento correspondiente a cada región y los resultados de este procedimiento fueron presentados en la Tabla 12 del informe Capítulo 2 Comercial.pdf que se reproduce parcialmente a continuación.


Tabla 17 - Costo unitario de racionamiento [Col$] para el escenario elegido, según jornada del día y tipo de consumidor. Total nacional

Escenario: Racionamiento No Programado de energía eléctrica de 15 minutos de duración. Clientes que no cuentan con planta de emergencia

Tipo de consumidor Jornada del día Grande Pequeño

Mañana 395 716 Tarde 318 633 Noche 243 593

Fuente: resultados extraídos de la tabla 12 presentada en el informe “Capitulo 2 Comercial.pdf”.

No fue posible reproducir los cálculos que dan por resultado los valores de esta tabla dado que en el informe no se hizo referencia a la metodología empleada como así tampoco se cuenta con las planillas de cálculo asociadas. Tomando como referencia un racionamiento ocurrido durante la mañana que afecta a grandes usuarios, si se calcula un promedio simple de los costos unitarios correspondientes al escenario considerado a través de las distintas regiones se obtiene como resultado un costo de 249.8 Col$ para grandes usuarios, que resulta inferior al valor consignado en la Tabla anterior (395 Col$). Además, se calculó el promedio ponderado de los costos unitarios por región ponderándolos por la proporción de grandes usuarios comerciales de cada región en la muestra total de grandes usuarios obteniéndose un resultado igual a 408.7 Col$, más cercano al reportado en la Tabla 12 del informe de antecedente y reproducido en la tabla 18. Se infiere entonces que las ponderaciones a utilizar para estos cálculos corresponden a la proporción de grandes usuarios comerciales de cada región del país.

Para finalizar, las metodologías de cálculo utilizadas para determinar los costos unitarios de racionamiento para el sector industrial, generación eléctrica, gas natural vehicular y los vinculados al Metro de Medellín serán considerados oportunamente al momento de realizar los cálculos de actualización previstos en este estudio.

3. ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE RACIONAMIENTO

A continuación se resumen los resultados presentados en el estudio anterior y se describe la metodología empleada para llevar a cabo la actualización de los mismos. En términos generales se tomó en cuenta el nivel de desagregación empleado por los consultores del estudio anterior y se determinó la estructura de ponderaciones actuales en base a la información disponible para el año 2009. A su vez, la actualización puntual de costos está basada en la actualización que han experimentado las tarifas de cada energético (electricidad, gas natural) entre el año 2003 y el año 2009.

3.1. SECTOR RESIDENCIAL Tal como fue descripto en el Informe de Avance Nro 1, en el año 2003 se realizaron encuestas a clientes del sector residencial para conocer su disponibilidad a pagar por evitar un racionamiento de determinadas características con el objetivo de estimar el costo unitario de racionamiento. Para el caso de racionamientos de energía eléctrica se consideraron escenarios en función de las siguientes características:




Horario del día: 4 a.m.- 9 a.m., 9 a.m. - 12 a.m., 6 p.m. - 9 p.m.

Duración del corte: 15 minutos, 30 minutos, 1 hora.

Por su lado, los escenarios de racionamiento de gas natural se definen a partir de las siguientes características:



Horario del día: 8 a.m.- 2 p.m., 2 p.m. - 12 p.m., 12 p.m. - 8 a.m.

Duración del corte: 2 horas, 2 a 4 horas, 24 horas, 36 horas.

A seguir se presentan los resultados obtenidos en la oportunidad anterior, los cuales serán actualizados al año 2009.

3.1.1. SECTOR RESIDENCIAL – ENERGÍA ELÉCTRICA Como punto de partida, a continuación se presentan los costos unitarios de racionamiento presentados en las tablas 10 y 11 del Informe de Consultoría “Capitulo 1 Residencial.pdf” del año 2003.

Tabla 18 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial.

Racionamiento no programado. Año 2003 Estrato Socioeconómico

REGION DURACION Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto

Andina Centro 115.5 141.5 198.6 201.4 240.8 255.4 Andina Norte 143.9 185.5 242.1 279.9 297.2 511.4 Andina Sur 237.7 223.3 230.4 231.4 257.7 272.2 Antioquia-Chocó 125.4 138.2 173.3 178.5 210.7 235.1 Caribe 202.3 157.1 163.5 170.7 236.3 259.7 Viejo Caldas

15 minutos

107.6 136.8 172.5 174.4 197.5 197.6 Andina Centro 113.9 145.1 197.3 197.5 243.4 248.3 Andina Norte 150.2 177.5 234.2 277.4 293.2 523.3 Andina Sur 237.2 218.3 222.7 227.6 249.6 270.7 Antioquia-Chocó 126.4 139.9 175.6 179.4 210.0 233.7 Caribe 197.1 160.1 160.7 164.6 220.7 250.3 Viejo Caldas

Media hora


Una hora

106.6 134.5 171.2 177.5 197.0 199.2 Fuente: Informe “Capitulo 1 Residencial.pdf”, tabla 10.


Tabla 19 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2003.

Estrato Socioeconómico REGION DURACION

Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto


15 minutos


Media hora


Una hora

105.8 134.0 168.9 175.4 194.4 251.0 Fuente: Informe “Capitulo 1 Residencial.pdf”, tabla 11.

En primer término se realizó una actualización de estos resultados tomando en cuenta el incremento en la tarifa eléctrica entre los años 2003 y 2009. Este incremento se presenta en la Tabla 20:

Tabla 20 - Incremento de la tarifa eléctrica en el sector residencial, por región y estrato

socioeconómico, entre los años 2003 y 2009 Estrato Socioeconómico

Región Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto Andina Centro 37.4% 40.9% 50.0% 45.6% 45.6% 42.4%Andina Norte 20.8% 20.5% 38.9% 38.2% 37.6% 43.6%Andina Sur 70.4% 50.2% 55.6% 46.0% 47.9% 45.9%Antioquia-Chocó 114.8% 79.8% 66.3% 62.8% 56.4% 54.4%Caribe 31.8% 30.7% 34.5% 39.4% 33.6% 31.5%Viejo Caldas 39.2% 41.4% 57.9% 47.4% 49.2% 37.4%

Fuente: Elaboración propia en base a información proveniente del SUI.

De acuerdo a los resultados de la tabla anterior, se observa que el incremento promedio de tarifas entre el año 2003 y 2009 es del 46.8%, obtenido como promedio de los incrementos de todas las regiones y estratos. Se destacan algunos resultados particulares, como es el caso de la región Andina Norte que presenta los cambios más bajos en los estratos bajo-bajo y bajo con incrementos del 20.8% y del 20.5% respectivamente.

En el otro extremo, la tarifa del sector bajo-bajo correspondiente a Antioquia-Chocó es la que más aumentó, con una tasa del 114.8%.


Tomando en cuenta estos incrementos, y asumiendo que los costos de racionamiento varían en el tiempo en relación a la tarifa, es posible determinar los costos unitarios de racionamiento eléctrico por escenario, los cuales se presentan en las tablas 21 y 22.

Tabla 21 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial.

Racionamiento No Programado. Año 2009 Estrato Socioeconómico



15 minutos


Media hora


Una hora

148.44 190.20 270.40 261.58 293.97 273.67

Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior y datos provenientes del SUI.


Tabla 22 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2009




15 minutos


Media hora


Una hora

147.32 189.49 266.77 258.48 290.09 344.84


En segundo término, una vez actualizados los costos unitarios de racionamiento es posible agregarlos al total nacional considerando la estructura actual del mercado reflejado por la distribución de usuarios del servicio eléctrico por región y estrato socioeconómico al año 2009.

Tabla 23 - Distribución de la cantidad de usuarios del servicio eléctrico por región geográfica

Año 2003 Año 2009Región

usuarios % usuarios %

Andina Centro 2,449,196 34% 3,030,835 30%

Andina Norte 955,824 13% 1,177,129 11%

Andina Sur 877,155 12% 1,731,958 17%

Antioquia-Chocó 1,258,084 17% 1,680,489 16%

Caribe 1,142,904 16% 1,952,750 19%

Viejo Caldas 518,100 7% 663,541 6%

Total Nacional 7,201,263 10,236,702

Fuente: SUI

Se puede destacar que la cantidad de usuarios del servicio eléctrico se ha incrementado en un 42% desde el año 2003 al 2009. A rasgos generales no se observan grandes modificaciones en la distribución de usuarios por región geográfica. Las principales diferencias se observan en la región Andina Centro que en el año 2003 contaba con el 34% de los usuarios y al año 2009 este porcentaje es del 30%; de forma similar el porcentaje de


usuarios pertenecientes a la región Andina Norte cayó del 13% al 11%. Como contrapartida, los usuarios de la región Andina Sur que representaban el 12% en el año 2003, incrementaron su participación en el año 2009 al 17%. En el mismo sentido, los usuarios de la región Caribe incrementaron su participación del 16 al 19%.

En la Tabla 24 se presenta la distribución de usuarios por estrato socioeconómico.

Tabla 24 - Distribución de la cantidad de usuarios del servicio eléctrico por región geográfica.

Años 2003 y 2009 Año 2003 Año 2009 Estrato

Socioeconómico usuarios % usuarios %

Bajo-Bajo 1,332,514 19% 2,702,802 26%Bajo 3,000,981 42% 4,009,700 39%Medio-Bajo 2,007,270 28% 2,314,006 23%Medio 512,836 7% 716,880 7%Medio-Alto 221,758 3% 310,109 3%Alto 125,904 2% 183,205 2%Total Nacional 7,201,263 10,236,702

Fuente: SUI

Al igual que en el caso anterior se observan leves modificaciones en la distribución de usuarios por estrato socioeconómico. En particular, los usuarios del estrato más bajo (Bajo-Bajo) representaban el 19% en el año 2003 mientras que en el año 2009 este porcentaje sube al 26%. En el caso del estrato Bajo, su participación bajó del 42% al 39% mientras que en el caso de los usuarios del estrato Medio-Bajo la participación cayó del 28% al 23%. Finalmente, el porcentaje de usuarios en los restantes estratos se ha mantenido constante.

En la Figura 6 que se presenta a continuación se puede observar el cambio en la composición de los usuarios residenciales del servicio eléctrico por región y estrato.

Figura 6 - Distribución de la cantidad de usuarios (en miles) de energía eléctrica por Región y

Estrato Socioeconómico.

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

ANDINA CENTRO

ANDINA NORTE

ANDINA SUR

ANTIOQUIA‐CHOCO

CARIBE

VIEJO CALDAS

Miles de usuarios

Año 2003

Bajo‐Bajo

Bajo

Medio‐Bajo

Medio

Medio‐Alto

Alto

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

ANDINA CENTRO

ANDINA NORTE

ANDINA SUR

ANTIOQUIA‐CHOCO

CARIBE

VIEJO CALDAS

Miles de usuarios

Año 2009

Bajo‐Bajo

Bajo

Medio‐Bajo

Medio

Medio‐Alto

Alto

Fuente: Elaboración propia en base a información proveniente del SUI


Tomando en consideración la distribución de usuarios por región y por estrato socioeconómico actualizada al año 2009 es posible resumir los costos de racionamiento presentados en las tablas 25 y 26. Los resultados obtenidos se presentan a continuación.

Tabla 25 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) actualizados al año 2009, por región

geográfica. Racionamiento No Programado Racionamiento Programado Región

15 minutos 30 minutos 60 minutos 15 minutos 30 minutos 60 minutosAndina Centro 237.99 238.73 236.96 239.48 239.63 237.28Andina Norte 279.67 273.32 274.14 271.55 271.53 268.22Andina Sur 354.58 346.89 336.04 347.59 331.71 331.05Antioquia-Chocó 271.24 274.01 272.82 268.24 270.05 269.92Caribe 227.09 225.15 218.12 220.75 222.88 214.79Viejo Caldas 220.09 216.81 218.32 220.81 223.08 218.00Total Nacional 264.73 262.79 259.08 261.40 259.60 256.52

Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior e información proveniente del SUI

A modo de ejemplo, los resultados de la Tabla 26 indican que el costo unitario de racionamiento actualizado al año 2009, considerando una interrupción no programada de 15 minutos en la región Andina Centro, es de 238$Col/kWh. Este resultado se obtiene al calcular un promedio ponderado de los costos unitarios de racionamiento correspondientes a esta región para cada uno de los seis estratos socioeconómicos (presentados en la Tabla 22). Las ponderaciones utilizadas son las que se presentan en la tabla 3 del anexo.

3.1.2. SECTOR RESIDENCIAL - GAS NATURAL En este caso se aplicó el mismo procedimiento que para el sector de electricidad. El punto de partida de la actualización de costos está conformado por los resultados presentados en el estudio anterior.

Tabla 26 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial.



Andina Centro 484.4 510.9 697.5 608.4 707.1 685.1Andina Norte 408.7 420.3 462.5 496.5 414.6 623.6Andina Sur --- 452.3 575.1 560.8 788.9 ---Antioquia-Chocó 377.9 353.5 544.0 480.8 430.4 605.3Caribe 561.3 500.9 459.1 512.8 462.1 930.3Viejo Caldas

1 hora

--- 463.5 502.5 --- 453.5 897.9Andina Centro 477.2 511.2 683.0 596.5 746.2 740.9Andina Norte 419.3 423.7 449.1 487.4 416.2 616.8Andina Sur --- 426.9 558.0 626.4 779.0 ---Antioquia-Chocó 391.9 332.6 536.6 487.4 425.0 604.1Caribe 512.7 480.3 443.7 463.6 448.8 828.0Viejo Caldas

2 horas

--- 459.1 492.6 --- 454.8 831.1

Fuente: Informe “Capitulo 1 Residencial.pdf”, tabla 14.


Tabla 27 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2003



Andina Centro 469.4 503.2 658.9 599.6 691.8 680.1Andina Norte 406.3 414.6 477.6 503.3 390.0 616.3Andina Sur --- 446.3 596.8 605.6 759.3 --- Antioquia-Chocó 374.0 352.4 536.6 453.4 425.0 581.6Caribe 487.3 488.3 448.6 504.5 520.2 890.4Viejo Caldas

2 horas

--- 459.1 489.8 --- 454.8 730.9Andina Centro 474.9 510.8 644.6 588.3 721.9 702.3Andina Norte 548.2 583.9 683.0 687.6 557.6 831.3Andina Sur --- 434.8 535.4 572.0 751.1 --- Antioquia-Chocó 376.9 329.4 537.8 425.9 425.0 584.4Caribe 500.7 470.5 484.4 513.9 498.4 851.6Viejo Caldas

2 a 4 horas

--- 473.0 520.7 --- 454.2 785.7Andina Centro 617.2 805.9 970.9 868.8 749.1 516.1Andina Norte 586.7 774.6 721.2 753.5 483.0 481.5Andina Sur --- 758.9 926.0 931.6 921.7 --- Antioquia-Chocó 518.4 596.0 837.9 679.6 536.3 472.7Caribe 1,168.60 1,319.40 1,134.20 1,456.20 838.6 881.6Viejo Caldas

24 horas

--- 738.5 742.4 --- 561.0 511.4Andina Centro 996.0 1,146.70 1,374.70 1,313.90 1,206.30 728.7Andina Norte 861.5 1,340.0 1,081.70 1,263.70 732.7 735.8Andina Sur --- 1,076.40 1,548.60 1,499.30 1,263.70 --- Antioquia-Chocó 778.2 855.2 1,256.40 1,008.80 834.0 724.3Caribe 1,628.20 1,621.30 1,483.70 1,756.30 823.4 1,230.40Viejo Caldas

36 horas

--- 1,107.0 1,185.50 --- 822.7 741.2

Fuente: Informe “Capitulo 1 Residencial.pdf”, tabla 15.

En términos generales las tarifas de gas natural crecieron un 70% del año 2003 al 2009, sin embargo estos incrementos han sido dispares a través de las distintas regiones. Se destaca particularmente el caso de la Región Andina Norte, donde los incrementos son superiores al 120%. En el otro extremo, las tarifas correspondientes a Viejo Caldas son las que presentan los menores incrementos, con tasas del orden del 11% al 22% aproximadamente. Inclusive se registras tasas de variación negativas para los consumos de los dos estratos más bajos. Los cambios en la tarifa de gas natural para el período comprendido entre los años 2003 y 2009 se presentan en la Tabla 28.


Tabla 28 - Incremento de la tarifa de gas natural en el sector residencial, por región y estrato socioeconómico, entre los años 2003 y 2009.

Estrato Socioeconómico Región Bajo-Bajo Bajo Medio-Bajo Medio Medio-Alto Alto Andina Centro 97.4% 90.9% 92.2% 93.1% 90.9% 87.0%Andina Norte 134.3% 132.0% 132.1% 142.9% 121.7% 132.2%Andina Sur 33.4% 34.7% 37.5% 36.3% 41.5% 40.1%Antioquia-Chocó 119.8% 58.1% 57.0% 53.4% 56.2% 57.0%Caribe 84.7% 91.8% 87.5% 88.1% 91.0% 90.0%Viejo Caldas -28.9% -18.9% 21.9% 17.5% 14.9% 11.3%

Fuente: Elaboración propia en base a información proveniente del SUI.

Tomando en consideración las tasas de variación anteriores es posible realizar una actualización de los resultados del estudio anterior, los cuales se presentan a continuación.

Tabla 29 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial.




1 hora


2 horas

--- 372.35 600.41 --- 522.36 924.61



Tabla 30 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector residencial. Racionamiento Programado. Año 2003




2 horas


2 a 4 horas


24 horas


36 horas

--- 897.82 1444.95 --- 944.91 824.60

Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior e información proveniente del SUI.

Una vez actualizados los costos unitarios de racionamiento es posible agregarlos a nivel nacional considerando la estructura actual del mercado reflejado por la distribución de usuarios de gas natural por región y estrato socioeconómico al año 2009. En la Tabla 31 se puede observar el cambio en los porcentajes de usuarios por región entre los años 2003 y 2009.

Cabe señalar que en las tablas presentadas arriba se observan algunas regiones para las cuales no se conocen los costos de racionamiento de gas natural para los usuarios en determinados estratos socioeconómicos. Esto se debe a una limitación en la información del estudio anterior, posiblemente ligado a la falta de información proveniente de las encuestas. Dado que no es posible obtener información adicional a la del estudio anterior, una alternativa podría ser imputar estos valores faltantes por el costo promedio de racionamiento en cada estrato socioeconómico.


Tabla 31 - Distribución de la cantidad de usuarios de gas natural por región geográfica Año 2003 Año 2009

Región usuarios % usuarios %

Andina Centro 1,335,836 48% 2,075,366 41%Andina Norte 272,149 10% 469,717 9%Andina Sur 250,549 9% 632,575 13%Antioquia-Chocó 70,512 3% 455,723 9%Caribe 779,281 28% 1,125,776 22%Viejo Caldas 57,632 2% 285253 6%Total Nacional 2,765,959 5,044,410

Fuente: SUI

Se puede destacar que la cantidad de usuarios de gas natural se ha incrementado en un 82% desde el año 2003 al 2009. A rasgos generales el peso relativo de cada región no se ha modificado sustancialmente, si bien se puede destacar que el porcentaje de usuarios de la región Andina Centro representaba el 48% de los usuarios al año 2003, el cual disminuyó al 41% en el año 2009. Del mismo modo el porcentaje de usuarios de la región Caribe disminuyó del 28% al 22% en el mismo período. En sentido contrario, la región Andina Sur contaba con el 9% de los usuarios residenciales de gas natural en 2003, que aumentó al 13% en el año 2009 al mismo tiempo que el porcentaje de usuarios de la región Antioquia-Chocó se incrementó del 3% al 9% y el porcentaje de usuarios de la región Viejo Caldas aumentó del 2% al 6% en el mismo período.

En el otro sentido, la Tabla 32 se presenta la distribución de usuarios por estrato socioeconómico.

Al igual que en el caso anterior se observan leves modificaciones en la distribución de usuarios por estrato socioeconómico. En particular, los usuarios del estrato más bajo (Bajo-Bajo) representaban el 13% en el año 2003 mientras que en el año 2009 este porcentaje sube al 17%. En el caso del estrato Bajo, su participación cambió del 36% al 38% mientras que en el caso de los usuarios del estrato Medio-Bajo la participación cayó del 36% al 30%. Finalmente, el porcentaje de usuarios en los restantes estratos se ha mantenido constante.

Tabla 32 - Distribución de la cantidad de usuarios de gas natural por región geográfica. Años

2003 y 2009 Año 2003 Año 2009 Estrato

Socioeconómico usuarios % usuarios %

Bajo-Bajo 349,397 13% 864,094 17%Bajo 994,054 36% 1,917,720 38%Medio-Bajo 1,003,501 36% 1,499,754 30%Medio 251,538 9% 454,672 9%Medio-Alto 99,611 4% 187,943 4%Alto 67,858 2% 120,227 2%Total Nacional 2,765,959 100% 5,044,410 100%

Fuente: SUI

En la Figura 7 que se presenta a continuación se puede observar el cambio en la composición de los usuarios residenciales del servicio de gas natural por región y estrato.


Figura 7 - Distribución de la cantidad de usuarios (en miles) de gas natural por Región y Estrato Socioeconómico.

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500

ANDINA CENTRO

ANDINA NORTE

ANDINA SUR

ANTIOQUIA ‐ CHOCO

CARIBE

VIEJO CALDAS

Miles de usuarios

Año 2009

Bajo‐Bajo

Bajo

Medio‐Bajo

Medio

Medio‐Alto

Alto

0 400 800 1200 1600

ANDINA CENTRO

ANDINA NORTE

ANDINA SUR

ANTIOQUIA ‐ CHOCO

CARIBE

VIEJO CALDAS

Miles de usuarios

Año 2003

Bajo‐Bajo

Bajo

Medio‐Bajo

Medio

Medio‐Alto

Alto

Fuente: Elaboración propia en base a información proveniente del SUI

Tomando en consideración la distribución de usuarios por región y por estrato socioeconómico actualizada al año 2009 es posible resumir los costos de racionamiento presentados en las tablas anteriores. Los resultados obtenidos se presentan a continuación.

Tabla 33 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) actualizados al año 2009, por región

geográfica Región Racionamiento No Anunciado Racionamiento Anunciado 1 hora 2 horas 2 horas 2 a 4 horas 24 horas 36 horasAndina Centro 1136.08 1127.26 1098.65 1096.56 1613.86 2340.27Andina Norte 1037.71 1030.49 1043.59 1465.48 1674.49 2702.68Andina Sur 621.02 607.72 632.84 592.79 1005.37 1559.41Antioquia-Chocó 720.04 707.14 709.26 692.25 1095.43 1619.13Caribe 949.65 900.19 918.20 929.61 2324.29 2942.12Viejo Caldas 396.06 388.98 385.48 404.17 579.67 898.26Total Nacional 941.30 922.72 919.33 954.80 1596.43 2263.72


3.2. SECTOR COMERCIAL Los costos unitarios de racionamiento correspondientes al sector comercial, tal como se presentaron en el año 2003, han sido calculados con base en la información proveniente de encuestas a usuarios del servicio eléctrico y de gas natural, la cual estuvo referida a los costos y ahorros de los usuarios debido a racionamientos del servicio. De este modo los costos de racionamiento se determinaron aplicando la metodología de costeo directo. Los resultados obtenidos se encuentran desagregados por región geográfica, tamaño del establecimiento, tenencia de planta de autogeneración, tipo de racionamiento (anunciado o no anunciado) y escenario, caracterizados según tipo de día (ventas normales o ventas altas), momento del día (mañana, tarde o noche) y duración.

La actualización de costos de racionamiento sigue los mismos lineamientos empleados para el sector residencial. Para comenzar se presentan los resultados obtenidos en el Estudio del Año 2003. Luego, se presentan la evolución de las tarifas entre los años 2003 y 2009, como así también la distribución de usuarios del sector por región geográfica. Con todos estos elementos se obtienen los costos de racionamiento actualizados al año 2009.


3.2.1. SECTOR COMERCIAL – ENERGÍA ELÉCTRICA En primer término se presentan los costos unitarios de racionamiento a precios del año 2003.

Tabla 34 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento no programado,

establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003 CARIBE ANDINA NORTE ANDINA CENTRO VIEJO CALDAS ANTIOQUIA-CHOCO ANDINA SUR

Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor DURACION DEL RACIONAMIENTO

JORNADA DEL DIA

Grande Pequeño Grande Pequeño Grande Pequeño Grande Pequeño Grande Pequeño Grande Pequeño VENTAS ALTAS

Mañana 917 1012 49 932 170 797 0 60 361 176 1549 615 Tarde 1693 797 82 1335 152 632 0 54 325 159 651 602 15 MINUTOS

Noche 312 742 22 528 116 709 0 45 274 314 658 440


Noche 407 664 51 398 45 450 0 19 153 387 437 325


Noche 345 1543 91 855 25 1224 453 520 262 773 325 191 24 HORAS 2909 1691 1885 2978 200 836 0 1752 12 113 1531 220 VENTAS NORMALES


Noche 623 569 32 495 163 575 0 52 376 179 703 469 Mañana 1265 733 122 824 365 500 0 32 655 169 941 605 Tarde 2307 716 72 585 159 429 0 28 378 228 450 607 30 MINUTOS

Noche 2079 463 123 281 220 463 0 23 613 189 964 287


Noche 2273 370 58 317 72 566 264 2255 259 803 448 174

24 HORAS 2401 1258 661 2763 244 559 0 1019 18 30 1488 143

Fuente: Informe “Capitulo 2 Comercial.pdf”, tabla 13.



establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003 CARIBE ANDINA NORTE ANDINA CENTRO VIEJO CALDAS ANTIOQUIA-CHOCO ANDINA SUR


JORNADA DEL DIA








Noche 91 55 61 149 162 1.13 583 83 443 0 172 65 Mañana 25 130 8 149 96 54 583 83 91 0 49 69 Tarde 42 261 53 149 100 54 583 83 147 0 47 69 60 MINUTOS

Noche 31 55 22 149 123 592 583 83 192 0 741 65 24 HORAS 22 428 379 124 86 317 542 66 22 0 316 67



Tabla 36 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003

CARIBE ANDINA NORTE ANDINA CENTRO VIEJO CALDAS ANTIOQUIA-CHOCO ANDINA SUR Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor

DURACION DEL RACIONAMIENTO

JORNADA DEL DIA









Noche 142 1197 0 38 0 100 147 565 68 98 99 31 24 HORAS 2403 1329 287 2819 5 324 22 2659 13 25 211 132



Tabla 37 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2003



JORNADA DEL DIA









Noche 10 56 4 135 88 427 542 72 107 0 178 57 24 HORAS 20 293 329 124 91 452 542 66 22 0 26 67



A partir de los resultados anteriores, se realiza la actualización de costos considerando el incremento que ha registrado la tarifa de energía eléctrica para el sector comercial desde el año 2003 al año 2009. La Tabla 38 presenta la evolución de la tarifa eléctrica.

Tabla 38 - Incremento en la tarifa eléctrica del sector comercial entre

los años 2003 y 2009, por región geográfica Tarifa [$/kWh] Región

Año 2003 Año 2009 Tasa de

variación [%]

Andina Centro 220.07 308.47 40%

Andina Norte 165.32 275.79 67%

Andina Sur 198.59 282.18 42%

Antioquia-Chocó 171.09 316.40 85%

Caribe 123.33 193.31 57%

Viejo Caldas 205.88 315.12 53%

TOTAL 192.67 255.54 33% Fuente: SUI. En términos generales la tarifa eléctrica tuvo un incremento del 33%, si bien se observan algunas diferencias a nivel regional. Llama la atención el resultado correspondiente a la Región Antioquia – Chocó que señala una disminución de la tarifa del 46%. En las restantes regiones los incrementos registrados oscilan entre el 40% y 67%.

Tomando en consideración la evolución de la tarifa eléctrica se actualizaron los resultados de las tablas correspondientes al estudio del año 2003. Los resultados obtenidos se presentan en las Tabla 39 y siguientes.

Una vez actualizados los costos unitarios para los distintos escenarios y categorías de comercio, es posible agregar los resultados regionales para obtener costos unitarios de racionamiento promedio a nivel nacional.



establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009 CARIBE ANDINA NORTE ANDINA CENTRO VIEJO CALDAS ANTIOQUIA-CHOCO ANDINA SUR


JORNADA DEL DIA


Mañana 1437.3 1586.2 81.7 1554.8 238.3 1117.2 0.0 91.8 667.6 325.5 2201.0 873.9 Tarde 2653.7 1249.2 136.8 2227.0 213.1 885.9 0.0 82.7 601.0 294.0 925.0 855.4 15 MINUTOS

Noche 489.0 1163.0 36.7 880.8 162.6 993.8 0.0 68.9 506.7 580.7 935.0 625.2 Mañana 2081.5 732.0 40.0 1334.6 110.7 742.9 0.0 41.3 377.3 197.9 2907.2 561.3 Tarde 3459.3 813.5 66.7 2293.8 117.7 536.9 0.0 36.7 332.9 266.3 595.4 549.9 30 MINUTOS


Noche 540.8 2418.5 151.8 1426.3 35.0 1715.7 693.3 795.9 484.5 1429.5 461.8 271.4 24 HORAS 4559.6 2650.5 3144.5 4967.9 280.3 1171.8 0.0 2681.6 22.2 209.0 2175.4 312.6 VENTAS NORMALES




Noche 3562.8 579.9 96.8 528.8 100.9 793.4 404.1 3451.4 479.0 1485.0 636.6 247.2 24 HORAS 3763.4 1971.8 1102.7 4609.2 342.0 783.6 0.0 1559.7 33.3 55.5 2114.3 203.2



Tabla 40 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento no programado, establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009.



JORNADA DEL DIA









Noche 48.6 86.2 36.7 248.6 172.4 829.8 892.3 127.0 355.1 0.0 1052.9 92.4 24 HORAS 34.5 670.9 632.2 206.9 120.5 444.3 829.6 101.0 40.7 0.0 449.0 95.2



Tabla 41 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos sin planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009.



JORNADA DEL DIA









Noche 222.6 1876.2 0.0 63.4 0.0 140.2 225.0 864.8 125.8 181.2 140.7 44.0 24 HORAS 3766.5 2083.1 478.8 4702.6 7.0 454.2 33.7 4069.8 24.0 46.2 299.8 187.6



Tabla 42 - Costos unitarios de racionamiento del servicio eléctrico ($/kWh) para el sector comercial. Racionamiento programado, establecimientos con planta de generación, por región geográfica y tipo de día. Año 2009.



JORNADA DEL DIA









Noche 15.7 87.8 6.7 225.2 123.4 598.5 829.6 110.2 197.9 0.0 252.9 81.0 24 HORAS 31.3 459.3 548.8 206.9 127.6 633.6 829.6 101.0 40.7 0.0 36.9 95.2



Una vez actualizados los resultados de las tablas 22 a 25, es posible agregar los resultados a nivel nacional. Este cálculo se efectuó a través de un promedio ponderado de los costos obtenidos para cada escenario y región geográfica. Las ponderaciones representan el porcentaje de usuarios comerciales en cada región, las cuales se han modificado levemente desde el año 2003 al 2009, tal como se puede observar en los resultados de la tabla 26 y la figura 3. Tabla 43 - Porcentaje de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y 2009.

Año Región Geográfica 2003 2009

Andina Centro 44% 38% Andina Norte 9% 12% Andina Sur 21% 13% Antioquia-Chocó 7% 17% Caribe 10% 12% Viejo Caldas 8% 7%

Fuente: SUI Rápidamente se puede observar que la Región Andina Centro ha disminuido su peso relativo, que en el año 2003 era del 44% y en el año 2009 resultó del 38%, en el mismo sentido la importancia relativa de la región Andina Sur también disminuyó del 21% en el año 2003 al 13% en el año 2009. Como contrapartida, las regiones Andina Norte, Antioquia-Chocó y Caribe registraron al año 2009 un mayor peso relativo, incrementándose sus ponderaciones en 3, 10 y 2 puntos porcentuales respectivamente. Figura 8 Distribución porcentual de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y

2009

44%

38%

9%

12%

21%

13%

7%

17%

10%

12%

8%

7%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

2003

2009

Andina Centro Andina Norte Andina Sur

Antioquia‐Chocó Caribe Viejo Caldas


Tabla 44 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector comercial.

Racionamiento No Programado, por tenencia de planta de emergencia, tipo de consumidor, y escenario de racionamiento. Año 2009.

TOTAL CON PLANTA SIN PLANTA

TOTAL

Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Duración del

Racionamiento Jornada del día

Grande Pequeño Grande Pequeño Grande PequeñoVENTAS ALTAS

Mañana 136.22 93.15 676.34 987.56 225.50 825.06 Tarde 143.79 93.52 636.30 933.52 225.20 780.91 15 MINUTOS Noche 168.41 164.54 334.05 814.40 195.79 696.33 Mañana 143.58 93.52 743.81 648.58 242.79 547.74 Tarde 158.48 97.42 597.57 707.23 231.05 596.44 30 MINUTOS Noche 174.18 247.78 240.17 631.21 185.09 561.55 Mañana 164.37 93.90 484.03 825.60 217.21 692.67 Tarde 170.86 140.99 536.13 699.90 231.23 598.36 60 MINUTOS Noche 247.36 423.39 289.13 1455.91 254.27 1268.32

24 HORAS 236.00 271.78 1329.87 1651.58 416.80 1400.90 VENTAS NORMALES


24 HORAS 255.78 296.05 1000.35 1255.49 378.85 1081.19 Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior e información proveniente del SUI En las tablas 45 y 46 además de presentar los costos de racionamiento tomando en cuenta la tenencia de planta de emergencia y tamaño del usuario, las últimas dos columnas reflejan los costos unitarios de racionamiento totales. Para ello se utilizaron ponderaciones que reflejan el porcentaje de usuarios, grandes y pequeños, que al momento de la encuesta tenían o no planta de emergencia. Dado que no se cuenta con información de registros que permita actualizar estos valores, se han utilizado las mismas ponderaciones que en el estudio del año 2003.


Tabla 45 - Costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica para el sector comercial. Racionamiento Programado, por tenencia de planta de emergencia, tipo de consumidor, y escenario de racionamiento. Año 2009

TOTAL CON PLANTA SIN PLANTA

TOTAL

Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor Duración del

Racionamiento Jornada del día

Grande Pequeño Grande Pequeño Grande PequeñoVENTAS ALTAS


24 HORAS 183.16 313.95 718.68 1432.95 271.67 1229.66 VENTAS NORMALES


24 HORAS 192.92 343.87 553.84 1332.68 252.58 1153.04 Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior e información proveniente del SUI


3.2.2. SECTOR COMERCIAL – GAS NATURAL Los resultados obtenidos en el estudio anterior se presentan a continuación.

Tabla 46 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector comercial. Racionamiento programado, por tipo de consumidor,

región geográfica y tipo de día. Año 2003. REGION

CARIBE ANDINA NORTE ANDINA CENTRO VIEJO

CALDAS ANTIOQUIA-CHOCO ANDINA

SUR Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor consumidor Tipo de consumidor consumidor


JORNADA DEL DIA

Grande Pequeño Grande Pequeño Grande Pequeño Pequeño Grande Pequeño Pequeño VENTAS ALTAS

1 HORA Mañana 80 1351 0 280 188 434 64 1118 223 986 Tarde 75 1413 0 327 339 1261 168 1118 149 986 Noche 74 1152 0 318 169 588 58 1118 876 1006 2 HORAS Mañana 230 2324 67 429 448 648 147 1163 581 1298 Tarde 225 1942 67 471 656 1579 245 1163 2704 126 Noche 224 1659 67 465 465 831 136 1163 1234 1271 24 HORAS 87 714 0 267 167 1490 315 666 0 830

VENTAS NORMALES 1 HORA Mañana 73 459 0 280 165 323 48 1,118 113 956 Tarde 73 660 0 323 136 555 84 1118 991 958 Noche 76 497 0 304 159 303 45 1118 0 915 2 HORAS Mañana 223 760 67 398 378 436 126 1163 403 1218 Tarde 223 1.022 67 441 323 771 191 1163 212 1212 Noche 226 711 67 416 357 402 166 1163 251 1165 24 HORAS 75 639 0 251 129 1401 274 579 0 728



Los costos de racionamiento calculados en el estudio anterior han sido actualizados tomando en cuenta el incremento en la tarifa de gas natural desde el año 2003 al 2009. Las variaciones de precio registradas durante ese período se pueden observar en la tabla 30. Tabla 47 - Incremento en la tarifa de gas natural del sector comercial entre los años 2003 y

2009, por región geográfica. Tarifa [$/m3] Región


variación [%]

Andina Centro 551.82 842.29 53%

Andina Norte 488.14 779.77 60%

Andina Sur 564.38 795.03 41%


Caribe 512.94 792.58 55%

Viejo Caldas 573.73 762.89 33%

TOTAL 535.95 814.33 52% Fuente: SUI. En términos generales la tarifa de gas natural tuvo un incremento del 52%, si bien se observan algunas diferencias a nivel regional. La región de Viejo Caldas es la que ha registrado el aumento de tarifas más bajo, con una variación del 33%, seguido por las regiones Andina Sur y Antioquia – Chocó con incrementos del 41% y 43% respectivamente. Luego, las tarifas en la región Andina Centro se incrementaron un 53%, en la región Caribe un 55% y el mayor incremento es del 60%, registrado en la región Andina.

Tomando en consideración la evolución de la tarifa de gas natural se actualizaron los resultados de la Tabla 46, cuyos resultados se presentan en la Tabla 48.

Una vez actualizados los costos unitarios para los distintos escenarios y categorías de comercio, es posible agregar los resultados regionales para obtener costos unitarios de racionamiento promedio a nivel nacional. Las ponderaciones utilizadas para efectuar este procedimiento están basadas en la cantidad de usuarios comerciales al año 2009.


Tabla 48 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural para el sector comercial. Racionamiento programado, por tipo de consumidor, región geográfica y tipo de día. Año 2009.

REGION

CARIBE ANDINA NORTE ANDINA CENTRO VIEJO

CALDAS ANTIOQUIA-CHOCO ANDINA

SUR Tipo de consumidor Tipo de consumidor Tipo de consumidor consumidor Tipo de consumidor consumidor


JORNADA DEL DIA

Grande Pequeño Grande Pequeño Grande Pequeño Pequeño Grande Pequeño Pequeño VENTAS ALTAS

1 HORA Mañana 123.61 2087.53 0.00 447.28 286.96 662.46 85.10 1601.78 319.50 1388.95 Tarde 115.89 2183.33 0.00 522.36 517.45 1924.79 223.39 1601.78 213.48 1388.95 Noche 114.34 1780.04 0.00 507.99 257.96 897.52 77.12 1601.78 1255.06 1417.12 2 HORAS Mañana 355.39 3590.98 107.03 685.30 683.83 989.11 195.47 1666.25 832.41 1828.45 Tarde 347.66 3000.72 107.03 752.39 1001.32 2410.19 325.78 1666.25 3874.07 177.49 Noche 346.12 2563.44 107.03 742.81 709.78 1268.44 180.84 1666.25 1767.97 1790.42 24 HORAS 134.43 1103.25 0.00 426.52 254.91 2274.34 418.86 954.19 0.00 1169.19

VENTAS NORMALES 1 HORA Mañana 112.48 708.67 0.00 447.98 252.61 492.47 63.72 1601.88 162.41 1346.60 Tarde 112.80 1019.81 0.00 515.97 207.59 847.15 111.70 1601.78 1419.82 1349.50 Noche 117.43 767.95 0.00 485.62 242.70 462.50 59.84 1601.78 0.00 1288.93 2 HORAS Mañana 344.57 1174.33 107.03 635.78 576.98 665.51 167.54 1666.25 577.39 1715.76 Tarde 344.57 1579.17 107.03 704.47 493.03 1176.85 253.98 1666.25 303.74 1707.30 Noche 349.21 1098.62 107.03 664.54 544.93 613.61 220.73 1666.25 359.61 1641.10 24 HORAS 115.89 987.36 0.00 400.96 196.91 2138.49 364.34 829.54 0.00 1025.51

Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior e información proveniente del SUI.


Las ponderaciones representan el porcentaje de usuarios comerciales en cada región, las cuales se han modificado levemente desde el año 2003 al 2009, tal como se puede observar en los resultados de la tabla 32 y la figura 4. Tabla 49 - Porcentaje de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y 2009.

Año Región Geográfica 2003 2009

Andina Centro 42% 49% Andina Norte 16% 12% Andina Sur 9% 11% Antioquia-Chocó 2% 6% Caribe 28% 17% Viejo Caldas 3% 5%

Fuente: SUI Los cambios más significativos se observan en la Región Andina Centro que ha aumentado su peso relativo del 42% en el año 2003 al 49% en el año 2009. En sentido contrario, la región Caribe contaba con el 28% de los usuarios comerciales en el año 2003 mientras que al año 2009 este porcentaje disminuyo al 17%. También cayó el peso relativo de los usuarios de la región Andina Norte que representaban el 16% en el años 2003 y cayó al 12% en el 2009. En las restantes regiones también se observan leves modificaciones. Los usuarios comerciales de la región Antioquia-Chocó representaban el 2% en 2003 y aumentaron su ponderación al 6% en 2009, en la región Andina Sur la ponderación aumentó del 9 al 11% y en la región Viejo Caldas la ponderación aumentó del 3% al 5%. Figura 9 Distribución porcentual de usuarios comerciales por región geográfica, años 2003 y

2009

42%

49%

16%

12%

9%

11%

2%

6%

28%

17%

3%

5%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

2003

2009



Tomando en consideración los resultados de la Tabla 48 y la distribución porcentual de usuarios comerciales por región para el año 2009, fue posible actualizar el cálculo de los costos unitarios de racionamiento de gas natural promedio para el total del país, cuyos resultados se presentan en la Tabla 50.


Tabla 50 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural

para el sector comercial. Racionamiento Programado, por tipo de consumidor, y escenario de racionamiento. Año 2009

Tipo de consumidor Duración del racionamiento

Jornada del día Grande Pequeño

VENTAS ALTAS Mañana 252.54 909.61 Tarde 364.07 1554.16 1 hora Noche 236.76 1035.64

Mañana 502.66 1437.22 Tarde 656.79 2036.73 2 horas Noche 513.79 1454.54

24 horas 201.87 1504.14 VENTAS NORMALES

Mañana 233.83 577.55 Tarde 211.84 886.50 1 hora Noche 229.81 561.59

Mañana 448.51 833.98 Tarde 407.41 1149.35 2 horas Noche 433.61 781.27

24 horas 163.24 1396.02 Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior e información proveniente del SUI

3.3. SECTOR INDUSTRIAL Tal como fue descripto en el Informe de Avance Nro 1, el cálculo de los costos de racionamiento del sector industrial se llevó a cabo a partir de la información recogida a través de visitas técnicas realizadas a un conjunto de 169 establecimientos. La selección de las industrias que participaron del Estudio estuvo basada en un criterio de homogeneidad de procesos. Se asumió que los procesos utilizados por las empresas para elaborar los productos de una misma actividad industrial son aproximadamente los mismos, las diferencias regionales que inciden en los costos de racionamiento de electricidad y gas natural se concentran principalmente en los costos de la energía (eléctrica, gas natural y otros combustibles) y, en algunos casos, en el costo de otros factores utilizados por la empresa como materias primas y mano de obra. En términos generales los costos de racionamiento fundamentalmente varían entre regiones en función de los costos de la energía y de los costos de otros insumos en la región, y las dependencias frente a las características del proceso mismo son menores.

En función de lo anterior y dado que el alcance del presente estudio no involucra la realización de nuevas encuestas o visitas a usuarios, la metodología de actualización de los costos de racionamiento en el sector industrial sigue los lineamientos utilizados para los sectores residencial y comercial, tomando en cuenta la variación registrada por el precio del energético (energía eléctrica, gas natural) entre los años 2003 y 2009. Sin embargo, la principal diferencia se encuentra en el nivel de desagregación de los resultados manteniéndose el criterio del Estudio inicial. En esa oportunidad los resultados fueron presentados a nivel de cada establecimiento visitado indicando la rama de actividad industrial correspondiente y la región donde se encuentra ubicado el establecimiento, criterio que se mantiene en esta oportunidad. Sin embargo, una dificultad que se presenta al momento de agregar los resultados por actividad es que se ha realizado una actualización


del Nomenclador de Actividades Industriales. En el año 2003 la clasificación de industrias corresponde a la CIIU Rev.29 y los datos utilizados para efectuar la selección de industrias que participaron del estudio, como así también la estructura de la industria colombiana por actividad estuvo basada en los datos de la Encuesta Industrial del año 2000 (DANE). Actualmente la clasificación utilizada es la que corresponde a la CIIU Rev.3 adaptada a Colombia y la correspondencia entre ambos clasificadores no es unívoca. Por lo tanto, no se realizará una agregación de resultados a nivel regional o de toda la industria dado que no es posible actualizar la estructura de ponderaciones de la Industria.

La próxima etapa del estudio, una vez actualizados los costos unitarios de racionamiento, es la determinación de la curva de costos mínimos de racionamiento a partir de la utilización de un aplicativo en Access que actualmente se encuentra en ajuste y revisión. Este aplicativo fue desarrollado en el marco del estudio anterior y en esta oportunidad se actualizarán los datos de entrada del modelo para actualizar los resultados. Una vez revisado este programa se verificará el nivel de desagregación de la información de entrada para sector industrial y se realizarán las adecuaciones del caso.

En función de lo anterior, y considerando las dificultades mencionadas se presentarán a modo ilustrativo los resultados de la actualización de costos de racionamiento para un subconjunto de las industrias que participaron del estudio anterior. La totalidad de los resultados de esta sección se pueden encontrar en el archivo Excel “Industrial – Actualización MEC 2009.xlsx” que acompaña este informe.

3.3.1. SECTOR INDUSTRIAL – ENERGÍA ELÉCTRICA En primer lugar se presentan los costos de racionamiento de energía eléctrica al año 2003 para una muestra de las empresas visitadas durante el estudio anterior.

Los resultados corresponden a racionamientos programados y no programados de energía eléctrica de distinta duración o profundidad del racionamiento. Tabla 51 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento no

programado. Muestra de industrias, año 2003. Duración del racionamiento

CIIU Rev. 2 Región 5 minutos 30 minutos 1 hora 4 horas

Referencia del estudio anterior: Tabla 14 Tabla 15 Tabla 16 Tabla 17 3211 ACEN 121,581 20,874 10,737 2,872 3231 ACEN 5,825 5,780 5,775 5,772 3217 ACEN 2,374 2,863 2,535 2,392 3134 ACEN 3,003 3,137 3,001 2,985 3112 ACEN 65,669 34,727 28,951 13,853 3116 ACEN 10,847 11,507 11,177 11,177 3116 ACEN 23,812 25,626 24,719 24,719 3116 ASUR 21,904 24,174 23,039 23,039 3904 ACEN 32,000 32,000 41,187 41,187 3116 ASUR 11,471 11,874 11,672 11,672 3116 ACEN 12,692 14,584 13,638 13,638 3117 ACEN 196,700 58,293 30,239 16,628 3119 ACEN 64,677 64,676 58,993 50,467

Continúa para el resto de industrias visitadas…

Fuente: Resultados del Estudio anterior. Archivo Excel “Industrial.xls”

9 CIIU Rev. 2: Clasificación Internacional Industrial Uniforme, Revisión Nro 2. Naciones Unidas.


Tabla 52 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento

programado. Muestra de industrias, año 2003. Profundidad del racionamiento

CIIU Rev. 2 Región 5% demanda 10% demanda 15% demanda 20% demanda

Referencia del estudio anterior: Tabla 18 Tabla 19 Tabla 20 Tabla 21 3211 ACEN 1,265 1,169 1,183 1,199 3231 ACEN 1,737 1,737 1,737 1,737 3217 ACEN 1,099 619 684 1,001 3134 ACEN 5,041 4,692 4,516 4,427 3112 ACEN 3,817 2,959 3,091 3,222 3116 ACEN 3,254 3,254 3,254 3,254 3116 ACEN 7,143 7,143 7,143 7,143 3116 ASUR 6,571 6,571 6,571 6,571 3904 ACEN 8,000 8,000 8,000 8,000 3116 ASUR 3,441 3,441 3,441 3,441 3116 ACEN 3,807 3,807 3,807 3,807 3117 ACEN 1,750 1,648 1,676 1,666 3119 ACEN 7,313 7,231 7,204 7,189



Los resultados de las tablas anteriores se actualizan tomando en cuenta el incremento en la tarifa de energía eléctrica del sector industrial entre los años 2003 y 2009. Los resultados se presentan a continuación en la Tabla 53.

En términos generales la tarifa eléctrica se incrementó un 39%, si bien se observan algunas diferencias a nivel regional. Las regiones Andina Norte y Antioquia-Chocó presentaron los incrementos más bajos, con variación 12% y 16% de variación para el período considerado. En el caso de las regiones Andina Sur y Caribe, el incremento de tarifas se ubica en un nivel cercano al promedio, con aumentos del 37% y 39% respectivamente. Por último, las regiones que registraron los aumentos de tarifa más elevados son Andina Centro y Viejo Caldas, con incrementos del 52% y 58% respectivamente.

Tabla 53 - Incremento en la tarifa eléctrica del sector industrial entre

los años 2003 y 2009, por región geográfica Tarifa [$/kWh] Región


variación [%]

Andina Centro 169.98 257.64 52%

Andina Norte 166.56 186.56 12%

Andina Sur 159.45 218.34 37%


Caribe 124.33 171.29 38%

Viejo Caldas 146.45 231.69 58%

TOTAL 152.19 211.51 39% Fuente: SUI


Los costos unitarios de racionamiento de energía eléctrica actualizados al año 2009 se presentan a continuación para una muestra de los establecimientos visitados.

Tabla 54 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento no

programado. Muestra de industrias, año 2009 Duración del racionamiento

CIIU Rev. 2 Región 5 minutos 30 minutos 1 hora 4 horas

3211 ACEN 184,283 31,640 16,274 4,353 3231 ACEN 8,829 8,761 8,754 8,749 3217 ACEN 3,598 4,339 3,843 3,625 3134 ACEN 4,552 4,755 4,549 4,524 3112 ACEN 99,536 52,636 43,882 20,997 3116 ACEN 16,441 17,442 16,941 16,941 3116 ACEN 36,093 38,841 37,467 37,467 3116 ASUR 29,993 33,102 31,547 31,547 3904 ACEN 48,503 48,503 62,428 62,428 3116 ASUR 15,707 16,259 15,983 15,983 3116 ACEN 19,237 22,105 20,671 20,671 3117 ACEN 298,142 88,357 45,834 25,203 3119 ACEN 98,032 98,031 89,417 76,494


Fuente: Elaboración propia en base a resultados del Estudio anterior e información proveniente del SUI.

Tabla 55 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica. Racionamiento no


CIIU Rev. 2 Región 5% demanda 10% demanda 15% demanda 20% demanda

3211 ACEN 1,918 1,772 1,793 1,818 3231 ACEN 2,634 2,634 2,634 2,634 3217 ACEN 1,666 939 1,036 1,518 3134 ACEN 7,641 7,112 6,844 6,710 3112 ACEN 5,786 4,485 4,684 4,883 3116 ACEN 4,932 4,932 4,932 4,932 3116 ACEN 10,827 10,827 10,827 10,827 3116 ASUR 8,997 8,997 8,997 8,997 3904 ACEN 12,125 12,125 12,125 12,125 3116 ASUR 4,712 4,712 4,712 4,712 3116 ACEN 5,771 5,771 5,771 5,771 3117 ACEN 2,653 2,498 2,540 2,526 3119 ACEN 11,085 10,961 10,919 10,897


Fuente: Elaboración propia en base a resultados del Estudio anterior e información proveniente del SUI.

Para finalizar, si bien no serán consideradas en esta oportunidad, a continuación se presentan la distribución de usuarios industriales por región geográfica para los años 2003 y


2009, que refleja la evolución del sector en cuanto a la cantidad y distribución de los usuarios de energía eléctrica.

Tabla 56 - Cantidad de usuarios industriales de energía

eléctrica por región geográfica, años 2003 y 2009 Año Región Geográfica

2003 2009 Andina Centro 36910 43211 Andina Norte 6740 10524 Andina Sur 7716 7842 Antioquia-Chocó 4880 14933 Caribe 3196 2822 Viejo Caldas 3297 3608

Total 62739 82940

Fuente: SUI

Figura 10 Distribución porcentual de usuarios industriales por región geográfica,

años 2003 y 2009

59%

52%

11%

13%

12%

9%

8%

18%

5%

3%

5%

4%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

2003

2009



A nivel nacional, la cantidad de usuarios industriales creció un 32%. Las regiones que registraron los cambios más notables son Andina Centro, que en el año 2003 representaba el 59% de los usuarios industriales de Colombia y al año 2009 esa ponderación cayó al 52%; en sentido contrario la región Antioquia-Chocó representaba en el año 2003 el 8% de la industria mientras que en el año 2009 su ponderación subió al 18%. En el resto de los casos las ponderaciones han sufrido pequeños cambios que no superan los dos puntos porcentuales.


3.3.2. SECTOR INDUSTRIAL - GAS NATURAL Siguiendo los mismos lineamientos del apartado anterior, a continuación se presentan los resultados de la actualización de costos unitarios de racionamiento de gas natural. El punto de partida viene dado por los resultados del estudio anterior.

Tabla 57 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural. Racionamiento


CIIU Rev. 2 Región 4 horas 12 horas 24 horas 168 horas

Referencia del estudio anterior: Tabla 22 Tabla 23 Tabla 24 Tabla 25 3114 CAR 4,642.3 4,642.3 4,642.3 4,642.3 3114 CAR 4,433.8 1,821.8 1,168.8 609.1 3115 ACEN 485.9 347.1 312.4 282.6 3115 ASUR 1,512.7 1,003.4 836.9 694.2 3122 ACEN 166.5 99.9 83.2 69.0 3211 ACEN 951.4 347.5 196.5 67.1 3211 ACEN 151.7 76.7 57.9 41.8 3217 ACEN 277.1 154.0 123.2 96.8 3211 ACEN 136.4 75.8 60.6 47.6 3231 ACEN 211.2 140.8 123.2 108.1 3411 ASUR 483.0 338.7 302.6 271.7 3411 ASUR 610.6 595.1 573.5 413.3



Entre los años 2003 y 2009 la tarifa de gas natural reflejó un incremento del orden del 61%, con algunas diferencias según región geográfica. Por ejemplo, las regiones Andina Centro y Antioquia-Chocó mostraron incrementos del 48% y 46% respectivamente, por debajo del incremento promedio señalado inicialmente. Las regiones Andina Sur y Viejo Caldas sufrieron un incremento del 56% y 59% respectivamente mientras que las regiones Andina Norte y Caribe reflejaron los incrementos más altos, con variaciones del 78% y 90% respectivamente.

Tabla 58 - Incremento en la tarifa eléctrica del sector comercial entre los años 2003 y 2009, por

región geográfica. Tarifa [$/m3] Región


variación [%]

Andina Centro 496.61 733.72 48%

Andina Norte 438.01 778.89 78%

Andina Sur 459.68 718.87 56%


Caribe 320.54 609.29 90%

Viejo Caldas 451.15 716.78 59%

TOTAL 431.45 696.49 61% Fuente: SUI.


Como resultado de la aplicación de estos incrementos de tarifas, en la Tabla 59 se presentan los costos unitarios de racionamiento de gas natural actualizados al año 2009 para una muestra de las 87 industrias que utilizaban gas natural como insumo al momento de la visita técnica.

Tabla 59 - Costos unitarios de racionamiento ($/m3) de gas natural. Racionamiento

programado. Muestra de industrias, año 2009. Duración del racionamiento

CIIU Rev. 2 Región 4 horas 12 horas 24 horas 168 horas

3114 CAR 8,824 8,824 8,824 8,824 3114 CAR 8,428 3,463 2,222 1,158 3115 ACEN 718 513 461 418 3115 ASUR 2,366 1,569 1,309 1,086 3122 ACEN 246 148 123 102 3211 ACEN 1,406 513 290 99 3211 ACEN 224 113 86 62 3217 ACEN 409 227 182 143 3211 ACEN 202 112 90 70 3231 ACEN 312 208 182 160 3411 ASUR 755 530 473 425 3411 ASUR 955 931 897 646



Al igual que en caso de los resultados correspondientes a usuarios de energía eléctrica, a continuación se presentan los cambios en la distribución porcentual de usuarios de gas natural en la industria entre 2003 y 2009. Si bien estas ponderaciones no se utilizan en esta oportunidad, las mismas serán consideradas al determinar las curvas de costos mínimos de racionamiento.

Tabla 60 - Cantidad de usuarios industriales de gas natural por región geográfica, años 2003 y

2009. Año Región Geográfica

2003 2009 Andina Centro 562 505 Andina Norte 127 82 Andina Sur 187 153 Antioquia-Chocó 353 941 Caribe 580 769 Viejo Caldas 58 109

Total 1867 2559

Fuente: SUI

A nivel nacional, los usuarios industriales de gas natural se incrementaron un 37%, alcanzando un total de 2559 usuarios al año 2009. Con respecto a la distribución porcentual de usuarios por región, la Figura 11 muestra algunos cambios importantes. Se destaca


particularmente el caso de la región Andina Centro que en 2003 representaba el 30% de los usuarios industriales de gas natural y al año 2009 ese porcentaje bajó al 20%. En sentido contrario, la participación de los usuarios de Antioquia-Chocó aumentó del 19% en el año 2003 al 37% en el año 2009.

En menor cuantía, también se modificó la participación porcentual de los usuarios de las regiones Andina Norte y Andina Sur. En el primer caso la participación porcentual bajó del 7% en el año 2003 al 3% en el año 2009 mientras que en el segundo caso la disminución fue del 10% al 6% respectivamente. Finalmente, el peso de los usuarios industriales de las regiones Caribe y Viejo Caldas se han modificado apenas en un punto porcentual.

Figura 11 - Distribución porcentual de usuarios industriales por región geográfica, años 2003 y

2009

30%

20%

7%

3%

10%

6%

19%

37%

31%

30%

3%

4%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

2003

2009



3.4. GAS NATURAL VEHICULAR Los costos de racionamiento para el caso del gas natural vehicular se determinaron a partir de dos enfoques. Por un lado se consideró el caso de los vehículos que pueden utilizar algún combustible sustituto, por ejemplo ACPM o gasolina. En este caso el costo de racionamiento refleja el sobrecosto por utilizar el combustible sustituto. Los resultados hallados en el estudio anterior se presentan a continuación:


Tabla 61 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural para vehículos que pueden utilizar combustible sustituto. Año 2003

ACPM ($/m3) Gasolina corriente ($/m3) Ciudad

Máximo (1) Mínimo (2) Máximo (1) Mínimo (2)

Bogotá 251 132 432 314

Medellín 192 113 397 318

Cali 268 133 456 321

Barranquilla 255 95 471 311

Bucaramanga 285 95 501 311

Santa Marta 263 109 467 313

Villavicencio 247 148 428 330

Cartagena 250 95 466 311

Montería 243 96 462 314

Sincelejo 243 96 462 314

Armenia 272 113 477 318

Dos quebradas 272 113 477 318

Neiva 268 133 456 321 (1) Con precios reales (2) Con precios máximos del GNV (60% del precio de la gasolina corriente) De acuerdo a los resultados presentados en el Informe de consultoría correspondiente al estudio anterior no fue posible replicar los cálculos que dan origen a esta tabla. Con respecto a los resultados de la Tabla 61 se estableció lo siguiente: “Para los vehículos que pueden consumir un combustible sustituto (gasolina o ACPM), el costo de racionamiento corresponde al sobrecosto originado por el cambio de combustible. Se ha supuesto que la mejor eficiencia energética utilizando el sustituto se compensa con el incremento en costo de aceite y mantenimiento, como lo indican las publicaciones especializadas en el tema”.

Sin embargo la simple comparación de precios entre el GNV y el combustible sustituto no coincide con estos valores.

Por lo anterior, la metodología que se utilizó en esta oportunidad para actualizar los costos de racionamiento al año 2009 es una aproximación. Se considera que el costo de racionamiento debe reflejar el cambio en los precios relativos entre GNV y el combustible sustituto. De esta manera, si ambos combustibles registraron incrementos similares entre los años 2003 y 2009, entonces la actualización se realizó considerando el incremento en el precio del GNV. Por otro lado, cuando el combustible sustituto registró un incremento de precios diferente al del GNV la actualización se realizará considerando el cambio de precio en el combustible sustituto. Si el precio del combustible sustituto tuvo un incremento inferior al del GNV, entonces en el año 2009 es un sustituto más económico de lo que era en el año 2003. En el caso contrario, si el combustible sustituto aumentó en mayor medida que el GNV entonces la sustitución es más cara y el costo de racionamiento debe reflejar un incremento superior al del precio del gas. La Tabla 62 presenta la evolución en los precios de los combustibles entre los años 2003 y 2009.

Finalmente, los costos de racionamiento actualizados se presentan en la Tabla 63.


Tabla 62 - Incremento en el precio de combustibles entre los años 2003 y 2009. GNV ACPM Gasolina corriente

Ciudad 2003 2009 % 2003 2009 % 2003 2009 %

Bogotá 678 1,407 107.5% 3,035 5,968 96.6% 4,337 7,232 66.8%

Medellín 730 1,219 67.0% 3,012 6,021 99.9% 4,402 7,198 63.5%

Cali 680 1,418 108.5% 3,097 6,158 98.8% 4,438 7,427 67.4%

Barranquilla 630 1,407 123.4% 2,891 5,855 102.5% 4,302 7,298 69.6%

Bucaramanga 600 1,373 128.8% 2,891 5,931 105.2% 4,303 7,300 69.6%

Santa Marta 640 1,435 124.2% 2,951 5,936 101.2% 4,324 7,545 74.5%

Promedio 660 1,376 108.7% 2,980 5,978 100.6% 4,351 7,333 68.5% Fuente: UPME, Boletín mensual de estaciones de servicios. Noviembre de 2003, Diciembre de 2009. Tabla 63 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural para vehículos que pueden utilizar

combustible sustituto. Año 2009. ACPM ($/m3) Gasolina corriente ($/m3)

Ciudad Maximo (1) Mínimo (2) Maximo (1) Mínimo (2)

Bogotá 494 260 720 523

Medellín 385 226 648 519

Cali 534 265 764 538

Barranquilla 519 193 795 525

Bucaramanga 565 188 849 527

Santa Marta 534 221 818 548

Villavicencio 494 296 721 556

Cartagena 500 190 785 524

Montería 486 192 778 529

Sincelejo 486 192 778 529

Armenia 544 226 804 536

Dos quebradas 544 226 804 536 Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior y UPME. En segundo término se consideró el cálculo de los costos de racionamiento para vehículos dedicados, que son aquellos que no tienen la capacidad de sustituir el gas natural vehicular por combustible líquido. En estos casos el costo de racionamiento refleja las diferencias entre los ingresos y ahorro de costos por operación del vehículo. En este caso la actualización de los costos de racionamiento toma en cuenta la variación en el precio del combustible. Los resultados se presentan a continuación.


Tabla 64 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural vehicular para vehículos dedicados. Hora pico, año 2003

Ciudad Taxi Buseta Bus urbano Bus interurbano

Camión grande

Camión pequeño Transmileno

Bogotá 2,920 3,978 4,536 3,807 3,813 4,054 3,454

Medellín 2,938 4,016 4,574 3,846 3,851 4,092

Cali 2,920 3,978 4,536 3,807 3,813 4,054

Barranquilla 2,903 3,940 4,498 3,769 3,775 4,016

Bucaramanga 2,892 3,917 4,475 3,747 3,752 3,993

Santa Marta 2,906 3,948 4,505 3,777 3,783 4,024

Villavicencio 2,941 4,024 4,581 3,853 3,859 4,100

Cartagena 2,905 3,944 4,501 3,773 3,779 4,020

Montería 2,910 3,956 4,513 3,785 3,790 4,031

Sincelejo 2,910 3,956 4,513 3,785 3,790 4,031

Armenia 2,910 3,956 4,513 3,785 3,790 4,031

Dos quebradas 2,910 3,956 4,513 3,785 3,790 4,031

Neiva 2,920 3,978 4,536 3,807 3,813 4,054 Fuente: Resultados del estudio anterior Los resultados correspondientes a las horas de valle y promedio se presentan en el Anexo. Tabla 65 - Costo de racionamiento ($/m3) de gas natural vehicular para vehículos dedicados.

Hora pico, año 2009 Ciudad Taxi Buseta Bus urbano Bus

interurbano Camión grande

Camión pequeño Transmileno

Bogotá 6,050 8,241 9,398 7,887 7,900 8,399 7,156

Medellín 4,906 6,706 7,638 6,422 6,431 6,833

Cali 6,087 8,293 9,456 7,936 7,949 8,451

Barranquilla 6,485 8,801 10,047 8,419 8,432 8,971

Bucaramanga 6,618 8,963 10,240 8,574 8,586 9,137

Santa Marta 6,516 8,852 10,101 8,469 8,482 9,023

Villavicencio 6,171 8,444 9,613 8,085 8,098 8,604

Cartagena 6,096 8,276 9,445 7,917 7,930 8,436

Montería 6,106 8,301 9,470 7,943 7,953 8,459

Sincelejo 6,106 8,301 9,470 7,943 7,953 8,459

Armenia 6,106 8,301 9,470 7,943 7,953 8,459

Dos quebradas 6,106 8,301 9,470 7,943 7,953 8,459

Neiva 6,127 8,348 9,518 7,989 8,001 8,507 Fuente: Resultados del estudio anterior Los resultados correspondientes a las horas de valle y promedio se presentan en el Anexo.

3.5. METRO DE MEDELLÍN De acuerdo a lo establecido en el estudio anterior, el principal costo en que incurre el metro por un corte de electricidad es la pérdida de ingresos debida a la decisión de los usuarios de utilizar otro medio. Esta pérdida depende de la duración del corte.

Los resultados presentados en aquella oportunidad correspondían a costos de racionamientos de energía eléctrica programados y no programados, vistos desde el lado de la empresa, como así también los costos de racionamiento desde el punto de vista de los usuarios que ante la interrupción del servicio del metro por falta de suministro eléctrico deben utilizar un medio de transporte alternativo.


En el primer caso, los costos de racionamiento desde el punto de vista de la empresa, la actualización se llevó a cabo siguiendo la metodología planteada para los otros sectores y está basada en el incremento de la tarifa eléctrica por kWh.

En el caso de los costos de racionamiento desde el punto de vista de los usuarios del Metro, la actualización tomará en cuenta la evolución del salario mínimo. Este cálculo daría un límite inferior10 de los costos de racionamiento para los usuarios y está basado en el supuesto de que la utilización de otro medio de transporte alternativo (bus) implica un mayor tiempo de viaje, junto con el tiempo adicional que se requiere para tomar el servicio de bus urbano. Este tiempo adicional se ha valorado al equivalente a un salario mínimo, como así también se ha tenido en cuenta el sobrecosto de la tarifa.

En función de los comentarios señalados, a continuación se presentan los resultados pertinentes. Las tablas 66 y 67 presentan los resultados obtenidos en el estudio anterior.

Tabla 66 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de

vista de la empresa. Racionamiento no programado, por tipo de día, momento y duración. Año 2003

Duración Tipo de día Momento del día 5 minutos 30 minutos 1 hora 4 horas

hora pico 1 4,455 5,359 6,177 6,945

hora pico 2 5,637 6,743 7,773 8,817 Laborable Resto de horas 3,783 4,565 5,269 5,978

hora pico 1 5,869 6,964 8,010 9,016

hora pico 2 2,278 2,791 3,254 3,948 Sábado

Resto de horas 3,292 3,950 4,564 5,270

hora pico 1,686 2,051 2,396 3,112 Domingos y festivos

Resto de horas 1,437 1,724 2,009 2,572

Fuente: Resultados del estudio anterior. Tabla 6 del informe “Capítulo 6 Metro de Medellín.pdf”.

Tabla 67 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de vista de la empresa. Racionamiento programado, por tipo de día, momento y porcentaje de demanda racionado. Año 2003

Porcentaje de demanda racionada Tipo de día Momento del día 5% 10% 15% 20%

hora pico 1 4,625 4,611 4,606 4,603

hora pico 2 5,804 5,786 5,780 5,777 Laborable Resto de horas 764 761 760 760

hora pico 1 6,002 5,984 5,978 5,974

hora pico 2 2,390 2,383 2,380 2,379 Sábado

Resto de horas 3,394 3,383 3,380 3,378


Resto de horas 1,461 1,456 1,455 1,454


10 Tal como fue señalado por los consultores que realizaron el estudio anterior, la subvaloración vendría dada por lo siguiente: (i) se supone que el servicio público alternativo es el bus y que hay una oferta suficiente para transportar los usuarios del metro afectados por el corte, lo cual no corresponde a la realidad, (ii) el mayor tiempo de transporte se valora a costo de salario mínimo, (iii) se desprecia el impacto de a paralización del metro sobre las rutas integradas al metro.


La actualización de costos de racionamiento considera un incremento de la tarifa eléctrica del 64%. Estos resultados surgen de considerar la tarifa media por kWh correspondiente a Empresas Públicas de Medellín para el total de sus usuarios, que al año 2002 era de 127 Col$ mientras que en el año 2009 resultó igual a 209Col$. Se consideran los datos correspondientes al año 2002 dado que no se encontró información en el SUI para el año 2003. Al mismo tiempo, se considera el incremento promedio de la tarifa global de la empresa como una aproximación a la evolución de la tarifa puntual que corresponde al Metro.

Tabla 68 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de

vista de la empresa. Racionamiento no programado, por tipo de día, momento y duración. Año 2009.

Duración Tipo de día Momento del día 5 minutos 30 minutos 1 hora 4 horas

hora pico 1 7,307 8,789 10,131 11,391


hora pico 1 9,626 11,422 13,137 14,787

hora pico 2 3,736 4,578 5,337 6,475 Sábado

Resto de horas 5,399 6,478 7,485 8,643


Resto de horas 2,357 2,828 3,295 4,218

Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior y datos provenientes del SUI y CREG.

Tabla 69 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica desde el punto de vista de la empresa. Racionamiento programado, por tipo de día, momento y porcentaje de demanda racionado. Año 2009.

Porcentaje de demanda racionada Tipo de día Momento del día 5% 10% 15% 20%

hora pico 1 7,585 7,563 7,554 7,549


hora pico 1 9,844 9,814 9,805 9,798

hora pico 2 3,920 3,908 3,903 3,902 Sábado

Resto de horas 5,567 5,548 5,544 5,540


Resto de horas 2,396 2,388 2,386 2,385

Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior y datos provenientes del SUI y CREG.

A continuación se presentan los cálculos efectuados desde el punto de vista del usuario del Metro. En la tabla 53 se presentan los resultados correspondientes al año 2003 y en la tabla 54 los correspondientes a la actualización al año 2009. En este caso se consideró el incremento del salario mínimo mensual, que en 2003 era de 332,000 Col$, que registró un incremento de casi el 50% al año 2009 hasta alcanzar los 496.9 Col$.


Tabla 70 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica para los usuarios. Racionamiento de 5 minutos, por tipo de día y momento. Año 2003

tipo de día momento del día

Racionamiento de 5 minutos

hora pico 1 13,649

hora pico 2 17,062 Laborable

Resto 17,316

hora pico 1 17,608

hora pico 2 19,334

Sábado

Resto 20,608

hora pico 18,449 Domingos y festivos Resto 16,454


Tabla 71 - Costos unitarios de racionamiento ($/kWh) de energía eléctrica para los usuarios. Racionamiento programado, por tipo de día y momento. Año 2009.

tipo de día momento del día

Racionamiento de 5 minutos

hora pico 1 20,428

hora pico 2 25,536 Laborable

Resto 25,917

hora pico 1 26,354

hora pico 2 28,937

Sábado

Resto 30,844

hora pico 27,612 Domingos y festivos Resto 24,626

Fuente: Elaboración propia en base a resultados del estudio anterior y datos provenientes de la DANE.

4. ACTUALIZACIÓN DE LOS COSTOS DE RACIONAMIENTO PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA A GN

5. DETERMINACIÓN DE LA CURVA DE COSTOS MÍNIMOS DE RACIONAMIENTO (PARA EE Y GN)

5.1. ANÁLISIS DEL MODELO PARA DETERMINAR CURVAS DE RACIONAMIENTO A partir de la información remitida por la UPME referente al aplicativo que permite el cálculo de las curvas de costo de racionamiento mínimos agregados, tanto de electricidad como para gas natural, era necesario realizar un conjunto de tareas que permitiera a la UPME contar con la información fiable, siendo las mismas las siguientes:

• Control del aplicativo, verificación funcional


• Control de la información contenida en el aplicativo

• Control de los resultados

• Actualización de los costos de racionamiento

• Desarrollo de los reportes actualizados, limitados a los que emite el aplicativo

Para dichas tareas se recibieron los archivos siguientes:

• Base de datos Access denominada costos de racionamiento

• Archivos Excel utilizados por el aplicativo para el cálculo de la curva de racionamiento, Costo de racionamiento.xls, Curvas.xls, Ajuste de curva individuales.xls

• Manual del aplicativo

5.2. Desarrollo de las tareas 5.2.1. CONTROL DEL APLICATIVO

Fue necesario realizar varias pruebas para poner en funcionamiento del sistema, debido a programas o funciones que eran convocados pero no se encontraban producto de la corrupción del archivo. Como resultado se logró reproducir un ambiente en el cual el aplicativo es ejecutado sin errores, debiéndose recurrir a los elementos siguientes:

• Virtual PC: Se generó un ambiente en una máquina virtual, implementando Windows XP y Office 2000 requerimiento básicos para el aplicativo

• Inicialmente en el Excel del office 2000 no se encuentran implementados los complementos para el análisis de datos, los cuales fueron necesario instalar ya que son requisito esencial para que el aplicativo arroje resultados.

• En la base de datos “Costos de Racionamiento.mdb”, se cuenta con un conjunto de funciones o programas que permiten realizar diferentes cálculos. Para ello se utilizan unas librerías que son referenciadas en el entorno de programación, como es el caso de la MSOWC.dll. Esta librería debe agregarse manualmente.

5.2.2. INFORMACIÓN CONTENIDA EN EL ARCHIVO

El desarrollo de esta tarea trata de interpretar el conjunto de instrucciones que se indican en el manual del usuario.

En muchos casos la información contenida en el manual no es completa debiendo recurrir al análisis de los programas para determinar la correcta ejecución.

Es posible realizar una simplificación respecto al uso general del aplicativo de la forma siguiente:

Figura A

Carga de Costos de Racionamiento Cálculo de las Curvas Agregadas

Calculo Costos Promedios de

Racionamiento

Calculo Costos de Marginales

Racionamiento

Excel

Costo de Racionamiento

.xls

Selección de Curva a Agregar

Optimización de las Curvas Agregadas

Excel

Curvas.xls

RegCtoRacionamiento.XLS


La información es administrada o manipulada por la base de datos Access denominada Costo de Racionamiento, realizando los cálculos a través de planillas Excel. En la figura se presentan dos grandes procesos correspondientes a la carga de los costos de racionamiento y el cálculo de las curva agregas.

La carga de la información se realiza de la forma siguiente:

hay una selección válida?

Selección de: EnergéticoRegiónSector

Segmento

Verifica que haya datos para tipo de día 2 y la suma de sus tn sea 1

Verifica que haya datos para tipo de día 3 y la suma de sus tn sea 1

Exporta Costo de Racionamiento - los datos a Excel (Hoja de Selección de Datos)

Costo de Racionamiento – Calculo del CPE y CME

Importa la información desde la Planilla Excel

Si

No

Para verificar el método utilizado para determinar los costos promedios y costos marginales es necesario remitirse a la metodología de cálculo desarrollada por el consultor del estudio anterior en el manual metodológico.

En forma similar se desarrolla el cálculo óptimo de racionamiento.


5.2.3. CONTROL DE LOS RESULTADOS

Una vez que se interpreta el modo de operar el aplicativo se realiza la ejecución completa para verificar la información contenida y la concordancia con los informes desarrollados.

En este caso y al no contar con información detallada de los intervalos y costos asociados del racionamiento para su control, se buscó la forma de reproducir los reportes del informe citado anteriormente.

Como base se tomó la información de la tabla RE2 correspondiente a Costos de racionamiento de energía eléctrica promedios (CPE $/kWh). Mercado agregado nacional, sin incluir efectos macroeconómicos.

Para ello se tom[o la información de la base de datos remitida y se realizaron los pasos siguientes:

• Recálculo de los Costos de Racionamiento promedios y marginales

• En el botón agregación de dos o más curvas, se seleccionó la información del caso

o Energético: Energía Eléctrica

o Región: Todas (la tabla precedente corresponde a la información del SIN)

o Sector: Todos

o Segmento: Todos

• Selección de cada uno de los casos para realizar un comparativo con la tabla indicada.


Tabla 72 - Comparación entre los Costos de racionamiento de energía

eléctrica ($/kWh). Mercado agregado nacional del informe Volumen IV y los resultados de la Base de Datos

Caso 1 Caso 2 Caso 3 Nivel de racionamiento

2003 Cálculo

2010 2003 Cálculo

2010 2003 Cálculo

2010 1% 159.86 132,97 797.68 0 260.79 253,05 2% 180.39 172,85 814.74 0 291.17 209,47 3% 188.63 185,36 829.17 0 305.25 283,71 4% 194.05 191,51 841.60 0 317.64 301,94 5% 198.56 196,52 852.58 0 333.22 280,05 6% 201.73 200,34 862.64 0 356.63 295,76 7% 204.13 203,08 872.26 0 381.26 329,39 8% 205.93 205,15 881.85 0 399.27 320,87 9% 207.70 206,75 891.81 0 403.08 352,04 10% 209.44 208,59 902.48 0 424.82 378,16 11% 213.42 211,47 914.15 0 450.79 396,03 12% 217.14 215,54 927.11 0 476.72 415,56 13% 220.02 218,67 941.57 0 521.80 438,98 14% 223.36 221,76 957.75 0 555.39 444,00 15% 226.39 224,99 975.80 0 590.75 462,94 16% 228.63 227,28 995.87 0 631.72 453,52 17% 232.09 230,65 1,018.08 0 669.89 449,67 18% 235.37 233,83 1,042.50 0 709.20 473,98 19% 238.48 237,18 1,069.20 0 763.18 523,12 20% 242.17 240,21 1,098.22 0 787.67 604,61 21% 247.24 244,67 1,129.58 0 822.71 599,58 22% 252.30 249,89 1,163.29 0 862.92 594,10 23% 258.59 255,50 1,199.32 0 907.94 521,41 24% 265.64 261,93 1,237.65 0 949.71 500,37 25% 274.10 270,09 1,278.23 0 997.70 587,77 26% 283.54 278,85 1,321.01 0 1,063.92 612,28 27% 292.35 287,81 1,365.90 0 1,121.27 695,46 28% 301.64 296,92 1,412.84 0 1,169.40 835,03 29% 311.14 306,57 1,461.73 0 1,222.88 984,68 30% 321.57 316,42 1,512.47 0 1,293.70 1046,98 31% 332.11 327,04 1,564.97 0 1,342.05 997,32 32% 343.26 337,72 1,619.11 0 1,395.24 939,89 33% 355.05 349,41 1,674.77 0 1,453.53 867,06 34% 367.63 361,50 1,731.85 0 1,509.30 842,79 35% 380.34 373,97 1,790.22 0 1,562.89 811,52 36% 393.42 386,89 1,849.76 0 1,624.20 717,00 37% 406.35 400,04 1,910.35 0 1,682.50 761,31 38% 418.55 412,80 1,971.88 0 1,746.39 726,09 39% 431.25 425,04 2,034.21 0 1,808.54 709,12 40% 445.10 438,31 2,097.24 0 1,867.47 680,99

Los resultados obtenidos no se corresponden con los del informe, lo cual induce a pensar que la base de datos enviada no fue la utilizada para el desarrollo de los cálculos.


En el caso 1 los valores son similares a los publicados en el informe, pero en el caso 2 no se obtuvieron resultados. Además es posible que las curvas utilizadas no sean las correspondientes al informe, debido a las inconsistencias que presentan las mismas al presentar R2 erróneos.

Región Sector R2 Andina Centro Grandes industriales -380826,123

dina Norte Grandes industriales -609785,657 Antioquia - Chocó Grandes industriales -5327329,38

Caribe Grandes industriales -61103,3082 Andina Sur Grandes industriales -829125,476

Viejo Caldas Grandes industriales -422989,838

Como es posible malinterpretar el nombre de la Tabla RE2, cuyo contenido indica como mercado agregado nacional, mientras que en el inicio del informe se describe como R2 al Sector Residencial agregado nacional se desarrolló la ejecución de la aplicación tomando como restricción solamente al sector residencial, obteniéndose para el caso 2 resultados nulos.

Adicionalmente se realizó la comprobación a nivel región para determinar un detecto global de cálculo o información desactualizada, pudiéndose comprobar que las diferencias se generan a través de esta última, ya que los resultados a este nivel son comparables.

Andina Centro Nivel de

Racionamiento Caso 1 Caso 2 Caso 3 1% 199.96 196,39 552.77 548,52 397.46 387,362% 202.49 201,67 574.68 570,37 442.07 430,663% 203.33 203,02 593.50 589,05 462.40 450,404% 203.76 203,58 609.92 605,25 474.04 460,905% 206.16 205,12 624.57 619,60 487.39 473,556% 207.99 207,27 638.02 632,67 504.67 486,257% 209.34 208,77 650.80 644,99 523.89 504,728% 210.41 209,93 663.38 657,04 538.10 517,229% 211.22 210,97 676.19 669,24 551.37 527,0710% 213.57 211,85 689.63 682,00 570.36 543,5611% 217.71 215,96 704.05 695,67 622.13 598,4512% 221.00 219,45 719.74 710,54 638.54 612,6113% 223.65 222,37 736.98 726,92 656.36 628,1014% 226.04 225,32 756.01 745,02 675.84 645,1515% 228.21 227,56 777.03 765,07 697.18 663,9616% 229.80 229,11 800.22 787,23 720.58 684,7217% 230.86 229,85 825.70 811,66 746.19 707,5718% 234.08 232,63 853.61 838,47 794.09 759,6919% 236.80 235,85 884.02 867,76 841.86 784,9720% 239.22 238,21 917.00 899,60 864.36 838,9521% 241.70 240,71 952.60 934,04 896.11 856,8722% 243.99 242,88 990.82 971,10 931.19 888,1323% 246.19 245,28 1,031.68 1010,78 970.31 922,8124% 248.02 247,39 1,075.15 1053,09 1,022.87 978,2325% 249.84 249,00 1,121.21 1097,98 1,066.39 1017,8726% 252.67 250,84 1,169.80 1145,41 1,112.67 1060,23


27% 256.45 254,75 1,220.86 1195,34 1,161.64 1105,2728% 260.00 258,33 1,274.31 1247,68 1,221.50 1167,5029% 266.41 262,74 1,330.08 1302,36 1,274.93 1216,8130% 275.07 270,94 1,388.06 1359,29 1,334.54 1268,5131% 286.75 281,33 1,448.16 1418,37 1,392.26 1328,5232% 300.05 293,01 1,510.26 1479,49 1,449.17 1378,6533% 316.88 307,30 1,574.24 1542,54 1,511.11 1436,1234% 334.65 324,49 1,639.98 1607,40 1,574.98 1495,5035% 356.06 345,05 1,707.37 1673,94 1,642.92 1556,7036% 379.22 367,99 1,776.25 1742,04 1,709.69 1622,8537% 408.89 400,74 1,846.52 1811,58 1,777.99 1686,3138% 434.72 423,68 1,918.03 1882,42 1,847.71 1751,1939% 463.71 450,85 1,990.65 1954,43 1,918.69 1817,3840% 488.98 482,20 2,064.25 2027,48 1,990.82 1884,75

5.2.4. ACTUALIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Sobre una base de datos independiente y cuyo contenido se obtuvo de la base de datos original, se realizó la actualización de los costos y la participación del racionamiento de cada región en el SIN, considerándose innecesario realizar presentación de resultados, debido a las dudas sobre la información básica de la base de datos.

5.3. CURVAS DE CARGA INDIVIDUALES Las curvas de racionamiento individuales se definen considerando las siguientes variables:

• Clase de Energético: Energía Eléctrica (EE) o Gas Natural (GN)

• Región: Andina Centro (AC), Andina Norte (AN), Antioquia-Chocó (AT), Caribe (CA), Andina Sur (SU) y Viejo Caldas (VC)

• Clase de Usuario: Residencial, Comercial, Industrial y Transporte

• Día: Hábil, Sábado y Domingo y Feriado

De esta manera existirá para cada una de las alternativas anteriores una curva de costos, que en el caso de usuarios residenciales se desagrega en seis estratos, el comercial y el industrial en dos y una única curva para el transporte.

En la siguiente gráfica se muestra un esquema de la curva de carga y los principales parámetros:


Figura 12 Curva de carga típica

0.0000

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

tn

Intervalo n

La gráfica de la figura anterior representa la curva de carga típica para una determinada clase de usuario, tipo de día, región y estrato. La variable tn corresponde a la fracción de demanda de energía racionada en el intervalo n de media hora, con lo cual para un día típico se tendrán 48 valores de tn, cumpliéndose la siguiente expresión:

A cada bloque o intervalo de energía de la curva, le corresponderá un determinado costo de racionamiento, el cual será determinado en función de las encuestas utilizadas para evaluar dicho costo, y luego asignarlo a cada uno de los bloques horarios.

Dado que uno de los objetivos del modelo es determinar la curva de mínimos costos de racionamiento para un segmento o un grupo de ellos, es de importancia contar con curvas que representen las modalidades de consumo actuales de los distintos sectores.

En los últimos años, con la utilización masiva del aire acondicionado, y el esfuerzo que realizan los países para orientar el consumo hacia un escenario de eficiencia energética, las curvas de carga se han modificado respecto de las que existían en el pasado reciente. Por ejemplo, en el caso de las curvas de carga de uso residencial, puede darse el caso que la en los bloques horarios diurnos se evidencie un incremento de la demanda por la utilización del aire acondicionado y un descenso respectivo de la demanda en punta por la utilización de iluminación eficiente de bajo consumo, haciendo que la curva residencial resulte más plana mejorando el factor de carga.


5.3.1. CURVAS DE CARGA DE LA REGIÓN ANDINA CENTRO

Figura 13 Curva de carga Residencial – Región AC

‐

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

E1

E2

E3

E4

E5

E6

Figura 14 Curva de carga Comercial – Región AC

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn GC

PC

Figura 15 Curva de carga Industrial – Región AC

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

GI

PI

TR


5.3.1. CURVAS DE CARGA DE LA REGIÓN ANDINA NORTE

Figura 16 Curva de carga Residencial – Región AN

‐

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

0.0450

0.0500

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

E1

E2

E3

E4

E5

E6

Figura 17 Curva de carga Comercial – Región AN

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn GC

PC

Figura 18 Curva de carga Industrial – Región AN

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

GI

PI

TR


5.3.1. CURVAS DE CARGA DE LA REGIÓN ANTIOQUIA - CHOCÓ

Figura 19 Curva de carga Residencial – Región AC

‐

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

E1

E2

E3

E4

E5

E6

Figura 20 Curva de carga Comercial – Región AC

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn GC

PC

Figura 21 Curva de carga Industrial – Región AC

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

GI

PI

TR


5.3.1. CURVAS DE CARGA DE LA REGIÓN CARIBE

Figura 22 Curva de carga Residencial – Región CA

‐

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

E1

E2

E3

E4

E5

E6

Figura 23 Curva de carga Comercial – Región CA

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn GC

PC

Figura 24 Curva de carga Industrial – Región CA

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

GI

PI

TR


5.3.1. CURVAS DE CARGA DE LA REGIÓN ANDINA SUR

Figura 25 Curva de carga Residencial – Región SU

‐

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

E1

E2

E3

E4

E5

E6

Figura 26 Curva de carga Comercial – Región SU

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn GC

PC

Figura 27 Curva de carga Industrial – Región SU

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

GI

PI

TR


5.3.1. CURVAS DE CARGA DE LA REGIÓN VIEJO CALDAS

Figura 28 Curva de carga Residencial – Región VC

‐

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

E1

E2

E3

E4

E5

E6

Figura 29 Curva de carga Comercial – Región VC

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn GC

PC

Figura 30 Curva de carga Industrial – Región VC

0

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

tn

GI

PI

TR


5.4. COSTOS DE RACIONAMIENTO DE ENERGÍA (EE) 5.4.1. COSTOS DE RACIONAMIENTO DE ENERGÍA INDIVIDUALES

El paso previo a agregar curvas de costos de racionamiento de energía de distintas regiones, sectores o sistemas, consiste en construir las curvas individuales de cada uno de ellos, partiendo de los costos índices calculados para cada sector. Como resultado de esta etapa se obtiene una función de los costos promedios y marginales óptimos de racionamiento en función del porcentaje de energía cortada.

Como se mencionó anteriormente, las curvas de costo de racionamiento se construyen a partir de las curvas individuales presentadas en el punto anterior, asignándole a cada bloque n el costo de racionamiento por la energía no suministrada en ese bloque.

Si se grafica en un eje el porcentaje de energía racionada en cada bloque de la curva promedio (tn) y por otro lado el costo de la energía no suministrada de cada bloque K(tn), se obtiene lo siguiente:

Figura 31 Fracción de demanda y costo de racionamiento

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

0.0000

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

K(tn)

tn

Intervalo n

El racionamiento óptimo, considerando la curva individual, corresponderá a aquel en el que para un determinado porcentaje de racionamiento se cumpla que:

(1)

Siendo n’ la ubicación del bloque n una vez reordenado en forma creciente respecto de K(tn), según la condición anterior. El gráfico se puede re expresar de la siguiente manera.


Figura 32 Ordenamiento de los bloques según el costo de racionamiento

‐

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

0.0000

0.0050

0.0100

0.0150

0.0200

0.0250

0.0300

0.0350

0.0400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47

K(tn)

tn

Intervalo n'

Para la determinación del costo promedio el procedimiento es el siguiente; sea Tn la fracción acumulada de la demanda de energía racionada hasta el intervalo n y sea CPE(Tn) el costo promedio unitario asociado al bloque racionado:

La base temporal para la determinación de las curvas promedio es la semana, ya como conclusión del desarrollo de distintas campañas de caracterización de la carga, se demuestra que el comportamiento de una semana se repite con algunas variaciones no significativas, en el resto de las semanas del año. Cabe aclarar, que en el caso de existir consumos estacionales, pueden existir diferencias significativas entre el consumo de una semana típica de verano o de invierno, como así también en el costo de racionamiento en función de las horas según sea verano o invierno.

Para la determinación del costo promedio, se considera que la unidad mínima de cálculo es la semana, por lo tanto se deben ponderar los costos correspondientes a cada día típico en función de la cantidad de cada uno de ellos en la semana, es decir, 5/7 días hábiles, 1/7 sábado y 1/7 domingo.

Representando gráficamente CPE(Tn) vs. Tn se obtiene la curva de racionamiento de energía buscada.


Figura 33 Curva de Costos Promedio en función del porcentaje de racionamiento

‐

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

1% 3% 5% 6% 9% 11%

14%

17%

21%

25%

29%

33%

37%

42%

46%

52%

57%

62%

67%

73%

78%

84%

90%

97%

Costo Prom

edio

CPE(Tn)

Para calcular la curva de costos marginales CME(Tn), es necesario determinar primero los costos totales CTE(Tn) y realizar el siguiente cálculo:

Reemplazando las ecuaciones se obtiene que:

La derivada del Costo Promedio respecto de Tn se puede aproximar de la siguiente manera:

Reemplazando en la fórmula anterior se obtiene:


Reemplazando CPE nuevamente dentro del paréntesis se llega a la siguiente expresión:

Simplificando los términos se obtiene la función de Costo Marginal siguiente:

Tanto los Costos Promedio como Marginales quedan expresadas como costos unitarios en función del nivel de racionamiento Tn, y no dependen de la pérdidas de ingresos o incremento de costos visto del lado de la demanda en el caso de los sectores comercial e industrial, como así tampoco está asociado a aspectos relacionados con la pérdidas del bienestar, principalmente en el sector residencial.

Graficando el CME(Tn) respecto de Tn se obtiene la segunda gráfica buscada: Figura 34 Curva de Costos Marginales en función del porcentaje de racionamiento

‐

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

1% 3% 5% 6% 9% 11%

14%

17%

21%

25%

29%

33%

37%

42%

46%

52%

57%

62%

67%

73%

78%

84%

90%

97%

Costo Marginal

CME(Tn)

Las gráfica anteriores permiten identificar rápidamente para un sector de consumo, cuál es el costos promedio y marginal para un determinado porcentaje de reacionamiento. En el ejemplo planteado se evidencia que hasta un 10% de racionamiento de energía, los costos unitarios resultan bajos, siendo que para valores mayores, el crecimiento es de tipo exponencial.


5.4.2. AGREGACIÓN DE CURVAS DE DISTINTOS SECTORES

Una vez resultas las curvas de costos unitarios en función del porcentaje de racionamiento para cada sector o grupo analizado, resulta necesario identificar cuál es el costo de racionamiento de un conjunto de sectores. Para resolver este problema, es necesario agregar las curvas individuales determinadas en el punto anterior, considerando más de un sector o una determinada región en la que coinciden todos los sectores.

La agregación de las curvas individuales se puede realizar de distintas maneras, en función de las hipótesis de partida o restricciones que se impongan en cuanto a los sectores a los porcentajes de racionamiento de cada sector, que pueden variar desde no imponer restricciones de ninguna índole a la demanda cortada y priorizar sólo en función del mínimo costo, o suponer igual racionamiento en forma porcentual para todos los sectores, sin importar sus costos individuales.

El modelo de cálculo analizado plantea los casos del ejemplo anterior como Caso 1: Sin restricciones y Caso 2: Igual porcentaje de corte. Ambos casos resultan en situaciones extremas respecto de las hipótesis de restricciones. El primero conducirá a costos mínimos de racionamiento, pero tiene el inconveniente que resulta muy dificultosa su aplicación, ya que el mix de sectores a cortar puede resultar imposible de implementar desde el punto de vista de la operación. El segundo caso puede resultar más aplicable desde el punto de vista de la operación, pero producirá mayores costos de racionamiento, al no considerar a la variable costos unitarios individuales como parte de la optimización.

La situación real, resulta aquella en la que se pueden definir ciertas restricciones en la aplicación de las políticas de racionamiento, que pueden variar según los diferentes sectores. Por lo tanto, el problema se puede como la función mínima de Z(r) de la siguiente manera:

Los costos de racionamiento buscados serán aquellos que minimicen la función Z(r) sujeto a que las restricciones h(rj) y la siguiente condición:

Planteado el problema de esta manera, el usuario podrá definir las restricciones que consideren situaciones físicas, como la imposibilidad de dirigir el racionamiento hacia un sector dado independientemente de los demás, situaciones de tipo operativo que comprometan la seguridad y estabilidad del sistema, o situaciones políticas como el prestigio de las empresas de energía o la inconveniencia de concentrar excesivamente los racionamientos en determinados sectores de consumo.

El procedimiento más práctico para la determinación de la función mínima, consiste en que una vez determinados los niveles de restricciones para los distintos sectores h(rj) se ordenen de manera creciente los Costos Marginales de los distintos sectores en función de las restricciones que se impongan a cada uno de ellos.


Con r1, …., rNS alrededor de rT, y dado que los CME(rj) son crecientes, se deberá tener el óptimo:

Esto significa que para un dado racionamiento rT total de la demanda, entre más barato sea el costo de racionamiento de un sector de consumo, mayor deberá ser el racionamiento porcentual que se aplique para obtner el costo óptimo agregado.

Las restricciones por lo tanto, se pueden formular de la siguiente manera:

.

.

.

Donde las constantes aj deben satisfacer que aj > 1 para j =2,…, NS y se debe cumplir que:

El valor A representa la relación entre los porcentajes de racionamiento de los sectores más baratos y más caros respectivamente:

Las constantes a2, …aNS y A constituyen parámetros exógenos que deben calcularse de acuerdo con los costos de racionamiento de los sectores individuales. Se demuestra que para un determinado nivel de racionamiento rT, se cumple lo siguiente:

.


.

.

En donde,

pj representa la participación de los sectores en la demanda total.

Los costos promedio y marginales estarán dados por:

5.5. COSTOS DE RACIONAMIENTO DE POTENCIA (EE) Como en el caso de la agregación de costos de racionamiento de energía, para la potencia se presenta la metodología para estimar las curvas de costos de racionamiento se realiza en dos pasos. El primero es la construcción, a partir de los datos de costos unitarios obtenidos para cada tipo de consumidor, de las curvas de costos de racionamiento de potencia para cada grupo o sector de consumidores, como función del porcentaje de la demanda de potencia racionada, y el segundo paso consiste en construir las curvas de costos de racionamiento de potencia/ de dos o más grupos o sectores de consumo que participan en un determinado racionamiento, a partir de sus respectivas curvas de carga y sus respectivos costos unitarios.

5.5.1. COSTOS DE RACIONAMIENTO DE POTENCIA INDIVIDUALES

La curva de racionamiento individual de potencia es la misma que la de energía, ya que en términos horarios, la energía es equivalente a la potencia.


Figura 35 Curva de Carga individual – Nivel de racionamiento

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

Potencia

Intervalo n

r1

r2

r3

τ1

τ2 τ2τ3


ANEXOS

1. REVISIÓN DE LA LITERATURA DE COSTOS DE RACIONAMIENTO

1.1. MARCO CONCEPTUAL DE LA DETERMINACIÓN DEL COSTO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

La calidad del servicio en el sector eléctrico (como así también para el caso de gas natural) es un resultado de múltiples facetas que comprende dimensiones técnicas y no técnicas, y los aspectos que usualmente se regulan se refieren a tres aspectos principales: calidad comercial, calidad del voltaje y continuidad y/o confiabilidad del servicio.

Desde un punto de vista regulatorio, los aspectos vinculados a la continuidad del servicio se manifiestan a través de dos dimensiones:

− la disponibilidad de energía para uso por parte de usuarios (o bien la ausencia de interrupciones): puede medirse a través de distintos indicadores tales como la cantidad de tiempo de corte, el número de interrupciones o la energía no suministrada.

− Las preferencias de los usuarios sobre la calidad del servicio: una manera de revelar estas preferencias es a través de la disponibilidad a pagar por un cierto nivel de calidad del servicio, o visto en el sentido inverso, el costo de interrupción en que incurren los usuarios debido a una mala calidad del servicio.

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

Cabe destacar que en los mercados de algunas materias primas (ej. petróleo) no existe un concepto similar al de ENS que se aplica al consumo de electricidad. En esos mercados, ante la falta de oferta, aumenta el precio del producto y la cantidad demandada se ajusta automáticamente, retirándose de la demanda en primer lugar aquellos consumidores con menor utilidad o excedente del consumidor, lo cual es económicamente eficiente, minimizándose así la reducción del beneficio social.

Los costos económicos que pueden afectar a la sociedad en su conjunto cuando no está disponible el suministro de electricidad son de diversa índole, y pueden ser evaluados en varias formas, pero esencialmente es necesario distinguir entre:

• Visto desde el lado de la oferta de energía: la reducción de la ENS tiene costos para el prestador del servicio. Corresponde al costo en que debe incurrir el suministrador para evitar la pérdida de una unidad de energía. El costo de evitar un déficit en la oferta depende si se trata de un déficit de “capacidad” o de “energía”.

• Visto desde el lado de la demanda (los consumidores): el racionamiento o las interrupciones forzadas de suministro de electricidad usualmente llevan a pérdidas en el bienestar del usuario y afectan las actividades productivas. Si bien hay varias metodologías para medir estos costos, sólo son consistentes con la teoría microeconómica clásica, las que lo interpretan a través de la pérdida del excedente del consumidor o del productor, que también podría medirse como el monto máximo que cada usuario estaría dispuesto a pagar si la electricidad estuviese disponible.


Cuando se realizan estudios sobre costos de racionamiento con el fin de adoptarlos en la regulación, el principal desafío que se enfrenta es el de definir una referencia adecuada, específica del país, sobre el nivel socialmente deseado para la continuidad del servicio en lugar de alinear las medidas regulatorias para maximizar nivel de calidad. En otras palabras, el objetivo no debiera estar puesto en maximizar la calidad del servicio sino que la meta debería ser alcanzar un nivel de calidad que se encuentre alineado con el nivel socialmente deseado. De este modo, el objetivo regulatorio será armonizar los incentivos de ganancia de las empresas con la eficiencia económica y las preferencias de los usuarios en términos de continuidad del servicio.

Desde el punto de vista del operador de la red, la provisión del servicio para un cierto nivel de calidad “c” tiene un costo, tanto en la forma de costos de capital (CAPEX) como en costos de operación y mantenimiento (OPEX). Estos costos totales (TOTEX) se incrementan a medida que aumenta el nivel de calidad del servicio, haciendo que las mejoras marginales sean cada vez más costosas cuando el nivel de calidad de servicio es alto. Por su parte, los beneficios de los usuarios también se incrementan (o bajan los costos asociados a una calidad pobre del servicio) cuando el nivel de calidad es más alto.

Desde la perspectiva social, y reflejando los cálculos de optimización integrados tanto de los usuarios como de las compañías, el nivel de calidad óptimo se encuentra en el punto donde el beneficio marginal de los usuarios por un incremento en la calidad iguala el costo marginal de ofrecerlo. Es decir, el nivel óptimo de calidad del servicio que debiera fijarse como objetivo regulatorio corresponde al mínimo de una función de costos totales que incorpora tanto los costos de la compañía para proveer calidad del servicio como los costos experimentados por los usuarios debido a una pobre calidad del servicio.

Esta función de costos que refleja una optimación conjunta de la oferta y la demanda a través del trade-off entre CENS y TOTEX es la función de costos sociales totales (SOTEX) de la provisión del servicio. Figura 6: Optimización de los SOTEX

Fuente: C. Growitsch et al. / Energy Policy 38 (2010)

Cuanto mayor sea la inversión del operador en confiabilidad de la provisión para reducir el CENS, mayores serán los TOTEX. Sin embargo en algún punto se alcanzará el nivel de calidad óptimo tal que los beneficios marginales del consumidor y del operador por una mejora adicional de calidad iguala el costo marginal de proveerla (Figura 6). Así, los operadores de la red sólo incrementarán la calidad del servicio en la medida que ello conduzca a una reducción en los SOTEX o lo que es equivalente, hasta que el costo marginal de proveer mayor calidad iguale la reducción en el costo de racionamiento por parte de los usuarios.


Estas consideraciones económicas implican la necesidad de distinguir cuidadosamente entre máximo nivel de calidad del servicio, que constituye solamente una optimización unilateral ya sea vista desde el lado de los consumidores o de los operadores de la red, y el nivel socialmente óptimo para ambos agentes, que representa el punto en el cual la oferta y la demanda se encuentran coordinadas.

Más allá de las consideraciones teóricas antes presentadas, en la práctica se observa que no hay un único costo de racionamiento, sino que éste depende de:

• El tipo de corte, programados o intempestivos: o Intempestivos (no programados): al ser sorpresivos no permiten que los

consumidores modifiquen sus hábitos de consumo y por lo tanto sus costos son en general elevados. La única manera de mitigarlos es con la adquisición de equipos de emergencia, como sistemas UPS o plantas diesel de arranque rápido.

o Programados: dado que se anuncian, permiten un grado importante de reprogramación de las actividades normales de los consumidores y por lo tanto sus costos son inferiores a los racionamientos intempestivos.

• El momento en que se produce el desabastecimiento (la época del año; hora, día, estación en que ocurre la falla). Por ejemplo, los consumidores residenciales probablemente valoren a un precio muy alto la energía en las primeras horas de la noche, y muy poco durante la madrugada. Los industriales se ven muy poco impactados por cortes de suministro en horas en que sus industrias no están produciendo.

• La duración del corte. En general, dependiendo del tipo de carga que se desconecta, el costo de racionamiento es creciente con la duración del mismo. En consumos residenciales, a medida que se prolonga el corte se incrementa el perjuicio. En cambio, en algunos procesos industriales se asigna mucho valor a interrupciones de muy corta duración, ya que esto les significa tener que reiniciar el proceso productivo con pérdidas significativas de insumos y productividad.

• El tipo de consumidor afectado. Ante interrupciones de similar magnitud ocurridas en el mismo momento, las distintas clases de usuarios experimentarán costos eventualmente muy diferentes. Por ejemplo, un corte no programado de 1% de la demanda en un distrito financiero, en horas de trabajo, impacta de manera muy diferente a las instituciones financieras que a los hogares localizados en esa zona.

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

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

Es posible distinguir dos componentes en los costos de la demanda asociados a racionamiento:

• el componente de corto plazo asociado con el impacto directo de la falla, en el que por los tiempos involucrados hay pocas alternativas de mitigación de costos, y

• el componente de largo plazo, que permite tomar decisiones de inversión tendientes a disminuir los efectos de la falta del suministro y por lo tanto a disminuir el valor esperado de los costos futuros en los cuales se tendría que incurrir en caso de


prolongación en el tiempo de los problemas de continuidad de suministro. Por otra parte, desde el punto de vista del impacto de un corte o racionamiento sobre la demanda, se pueden considerar:

• Los costos macroeconómicos: estos costos se refieren a los efectos multiplicadores o efectos residuales que puede tener el racionamiento eléctrico sobre todos los sectores de la economía.

• Los costos directos y adicionales para los usuarios industriales y comerciales: son los costos directos de corto plazo, por tener recursos inactivos (trabajo, capital) y pérdidas en materias primas y de inventario en proceso, daño en equipos, costos de reinicio, etc. y los de largo plazo que abarcan un abanico de medidas que van desde inversión en equipos electrógenos de respaldo, conversión de la tecnología para utilizar energéticos sustitutos, equipos de regulación de voltaje, inversión en sistemas de cogeneración de electricidad, redefinición de la gestión de los procesos productivos, renegociación de los contratos de suministro a mayores niveles de stock. También en este caso los costos se pueden resumir en: costos directos, cuando las industrias pueden reemplazar la utilidad perdida adquiriendo un producto sustituto (su propio generador, por ejemplo), ó como una pérdida del excedente del productor, cuando las restricciones de energía eléctrica producen pérdidas en la producción de las industrias.

• Los costos para los usuarios residenciales: si no pueden adoptar una alternativa al uso de energía en el período de impacto de una falla habrá una pérdida de utilidad. También pueden haber costos reales para ellos como el uso de otros combustibles más caros para calefacción, hielo para refrescarse, etc.

Dadas las diversas dimensiones que adopta el problema de la determinación del Costo de Racionamiento es claro que la tarea de valorizar el costo de la energía no servida es compleja, pues existe una variedad de factores que condicionan su valor. Las principales dificultades se plantean por las siguientes razones:

• La relación cuantitativa que vincula falla en el suministro e impacto económico de la falla no es evidente para muchos consumidores.

• En muchas aplicaciones, la energía eléctrica produce un aumento en la calidad de vida; sin embargo, y quizá en la mayoría de las veces, eso no puede considerarse como algo económicamente transable ni cuantificable.

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

• El costo de suministro con una calidad determinada tampoco es fácilmente determinable y tiene un margen de error que se adiciona al provocado por las otras consideraciones.

1.2. METODOLOGÍAS EMPLEADAS PARA ESTIMAR EL CENS En términos generales, dentro de la literatura económica se distinguen dos grandes metodologías para medir los costos de la energía no suministrada: métodos indirectos y métodos basados en encuestas.

1.2.1. MÉTODOS INDIRECTOS Los métodos indirectos apelan a información disponible para inferir el CENS, están en general basados en estudios de índices macroeconómicos, series de demanda histórica, e información sobre costos de generación de respaldo.

Se pueden mencionar los siguientes abordajes indirectos:

• Estimación por aproximaciones. También denominado Método Agregado, este


método recurre a información indirecta (en general se emplea información estadística macroeconómica) para inferir los CENS. Por ejemplo, se usa la función que vincula el producto interno bruto (PIB) con la energía consumida para derivar un valor máximo del CENS. Otra opción es recurrir al total de salarios en lugar del PIB, para obtener un límite inferior. Para el caso de los usuarios del sector residencial, es común el uso del salario para estimar la sustitución entre salario y ocio11. Para el sector industrial se estima el valor medio del impacto de la interrupción del suministro sobre un consumidor relacionando, por ejemplo, el volumen de producción con el consumo de energía eléctrica. Este enfoque se basa en la hipótesis que existe una relación tecnológica estricta entre el consumo de energía eléctrica y la variable macroeconómica. Por otro lado, asume que existe absoluta falta de selectividad (capacidad de cortar el suministro eléctrico por orden creciente de ENS) en las restricciones eléctricas (esto es cercano a la realidad en restricciones importantes, pero lejano cuando se trata restricciones pequeñas).

• Método del excedente del consumidor. Los métodos basados en el excedente del consumidor determinan el CENS a partir de las curvas de demanda de energía eléctrica en función del precio de la misma. La idea es que la voluntad de pago (WTP, willingness-to-pay) depende en buena medida del grado en que el consumo de cada unidad energética puede ser diferido para otro momento. Cuando la elasticidad de la demanda es baja, los consumidores no pueden o no desean diferir su consumo para otro momento y como consecuencia su disposición a pagar para evitar una interrupción del servicio es mayor, es decir que los costos de la interrupción son mayores. La diferencia entre el excedente del consumidor perdido y el costo evitado de la factura eléctrica da una medida del costo de la interrupción para los usuarios. Para esto, en general se utilizan métodos de evaluación analítica, mediante la construcción de modelos econométricos de la demanda de energía eléctrica de lo cual resulta la elasticidad-precio de la demanda y el valor del CENS.

• Costo de la generación de respaldo. El CENS también puede definirse como el costo adicional por unidad de energía incurrido por los usuarios, al no disponer de energía, y tener que obtenerla con generadores de emergencia, si así conviniera. Este método se basa en el principio de la preferencia revelada, donde el costo de una interrupción puede ser inferido a partir de las acciones tomadas por los usuarios para mitigar las pérdidas inducidas por la electricidad no suministrada, acciones tales como la inversión en capacidad de generación de reserva. La decisión de adquirir o alquilar generación alternativa de reserva es un ajuste de largo plazo. La compra de un generador puede ser vista como el pago de una prima sobre una póliza de seguro contra el riesgo de interrupciones del servicio. Los daños absolutos debidos a una interrupción, en el caso de un seguro incompleto, pueden ser vistos como el deducible sobre la póliza. Además de los costos de capital, el uso de dicho equipo implica un gasto adicional de combustible para la operación y puede involucrar costos en divisas.

1.2.2. MÉTODOS DIRECTOS (ENCUESTAS)

Estos métodos están basados en encuestas y obtienen información sobre el CENS a través de la consulta directa a los usuarios. Los métodos de encuestas se dividen en ex post y ex ante en función si el análisis se refiere a una falla concreta en el servicio o a una falla hipotética12.

11 Ver, por ej., Nooij, M. de, C. Koopmans, C. Bijvoet (2007)

12 Ver, por ej. Ajodhia, Gemert and Hakvoort (2002) y Hsu, Chang and Chen (1994)


• Relevamiento ex post del impacto de una falla en el servicio. Este método recurre a casos de cortes totales de suministro (apagones o racionamiento) para estimar el costo de los mismos13.- Una forma de evaluar el costo de falla es estudiar una interrupción del suministro eléctrico que haya tenido gran impacto en las actividades industriales y sociales de una comunidad (apagón o racionamiento prolongado). Esto se efectúa mediante la realización de un caso de estudio poco tiempo después del hecho, identificando y evaluando los costos directos e indirectos del corte de suministro14.

• Encuestas ex ante a usuarios. Costos Directos. Este método se basa en el uso de una encuesta, aplicada en forma directa o indirecta (vía teléfono o vía un medio electrónico), para conocer la estimación de los costos de pérdida o de oportunidad incurridos por parte de distintas categorías de consumidores debido a problemas de suministro eléctrico de distinta duración, profundidad y periodicidad en el tiempo. Es una metodología de uso frecuente a nivel internacional, particularmente para recoger información del CENS para consumidores industriales15. Su conveniencia radica en el hecho de que recoge directamente la información proporcionada por los usuarios afectados por las interrupciones parciales o totales de suministros, que son quienes mejor pueden realizar la evaluación y valorización del CENS que directa o indirectamente afecta sus procesos productivos o actividades cotidianas. Además, los consumidores directamente afectados pueden evaluar en forma más certera las decisiones de inversión o cursos de acción a ser adoptados para hacer frente a las interrupciones de suministro de largo plazo.

Una de las grandes ventajas de este método radica en que permite procesar los resultados para obtener una información particular necesaria para un análisis específico, por ejemplo el CENS en función de su profundidad y de la clasificación de consumidores en una zona geográfica determinada. La desventaja en comparación a otras metodologías, es la necesidad de emplear una mayor cantidad de recursos y coordinación para la aplicación y procesamiento de la información de la encuesta.

La gran mayoría de las experiencias internacionales de evaluación del CENS a través de encuestas apuntan a la determinación del CENS de corto plazo, con horizontes que van desde una hora a no más allá de uno o días de interrupción. En cualquier

13 Ver, por ej., Survey Research Center (1997) para un estudio de la falla ocurrida en California en agosto de 1996. 14 En el contexto internacional, es de interés mencionar la experiencia de interrupción de larga duración en el suministro de electricidad resultado del extenso corte ocurrido en Buenos Aires en 1999. En las primeras horas luego del corte, 155,000 usuarios quedaron sin servicio, restableciéndose el mismo al 60% de ellos unas horas después, pero demorando la normalización plena para el resto de los consumidores hasta 10 días después. En promedio, unos 50,000 usuarios no recibieron el servicio a lo largo de 11 días. En dicha oportunidad, el Regulador estableció una penalidad extraordinaria, adicional a la prevista en el contrato de concesión, destinada a los usuarios afectados. La compensación fijada para los usuarios fue igual a 90 USD si carecieron del servicio entre 10 y 24 horas, o 100 USD más 3.75 USD/hora sin servicio cuando el corte tuvo una duración superior a las 24 horas (los 100 USD corresponderían a la pérdida de alimentos luego de las 24 horas sin suministro eléctrico). El Regulador adujo “que la cantidad de usuarios afectados y el larguísimo término de la interrupciones ponen en evidencia que el presente constituye un hecho extraordinario que supera las pautas previstas contractualmente y que indudablemente merece un tratamiento distinto y especial”. 15 Ver, por ej., Energy Research Institute (2001) para una aplicación en Tailandia, o CEIDS (2001) para un estudio de EE UU.


caso, esas experiencias igual sirven para ilustrar metodológicamente los esquemas de encuestas a usuarios del suministro eléctrico.

• Encuestas ex ante a usuarios. Valuación contingente y análisis conjunto. En el método de valuación contingente, los consumidores son encuestados acerca del valor que le darían a la confiabilidad del sistema si hubiese un mercado para ella. Se les pide a los usuarios encuestados que indiquen su voluntad de pago (willingness-to-pay, WTP) por mayores niveles de confiabilidad, y su voluntad de aceptar menores niveles de confiabilidad (willingness-to-accept. WTA). El método de análisis conjunto o de tipo “menú”, es similar al de valuación contingente, con la salvedad que las estimaciones son derivadas en forma indirecta. Se les solicita a los usuarios encuestados que ordenen, de acuerdo a su preferencia, diferentes combinaciones excluyentes de precio y confiabilidad o calidad. Este método fue aplicado recientemente por el regulador de Gran Bretaña (OFGEM).

1.3. REVISIÓN DE LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL El Anexo 3 resume las características y resultados de una serie de estudios de CENS realizados en diversos países. En términos generales se observa que, dadas las múltiples dimensiones del CENS, hay una gran diversidad de métodos de cálculo y una gran dispersión en los resultados encontrados. En buena medida, los problemas de homogenización se asocian a las carencias en asignar el CENS a una dimensión definida.

1.3.1. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS a) Sector residencial

La Tabla 19 presenta un resumen de los estudios reseñados en el Anexo 3 para el caso del sector residencial. Se agrega en la última columna el PIB per cápita correspondiente al año de determinación del CENS para facilitar la comprensión del entorno económico en que se realizó el cálculo. De la misma pueden extraerse las siguientes conclusiones:

• Existe una gran dispersión de los valores obtenidos, probablemente debido a las diferentes expresiones que caracterizan al CENS. El rango de valores obtenidos es muy amplio, como por ejemplo en el caso del estudio realizado en Argentina en 1988, en el que los autores llegan a la conclusión de que el CENS puede variar entre 0.7 USD/kWh y 4 USD/kWh dependiendo del horario, la región, los modelos de consumo familiar, entre otros. No obstante, cuando se comparan valores que refieren al mismo contexto (tipo de usuario, tipo de corte programado o no programado, etc.) esa divergencia disminuye notablemente.

• Para cortes de 1 hora, el costo ante interrupciones no programadas es al menos un 50% superior al costo ante interrupciones programadas, tal como se observa del estudio realizado en Suecia en el año 2005 y otros estudios en la región. Sin embargo, para cortes de 24 hrs. de duración, los individuos consultados en el mismo estudio demostraron ser más insensibles a diferencias entre cortes programados o no programados, siendo la variación entre un costo y otro de menos del 20%. Adicionalmente, los individuos valoran muy alto un corte de 24 hrs., con relación al costo para 1 hora de corte. La evaluación de CENS para fallas de muy larga duración da valores muy superiores a los de corto plazo.

• La mayoría de los valores de CENS para cortes programados de gran escala están en el entorno de 1 USD/kWh a 3 USD/kWh, no observándose relación directa con el nivel de ingresos per cápita de las economías relevadas. Lo anterior puede verse en la Figura 7, dónde se excluye el caso de Suecia por una cuestión de escala. Es de notar que los estudios que se han hecho para evaluar el CENS para pequeñas


cantidades de ENS (cortes menores al 10% de la demanda) arrojan resultados mucho menores que los valores indicados.

• La relación entre cortes programados y no programados parece ser muy diferente en distintos sistemas, quizás debido a la forma de asignación de los cortes en la programación. El CENS es mucho menor cuando se raciona en forma eficiente (el racionamiento se anuncia con anticipación y se administra de forma tal que dejan de consumir energía eléctrica los consumidores que asignen menor valor a la interrupción) que cuando se hace a través de cortes no previstos, tal como se extrae del análisis reciente efectuado en Chile por Benavente et al. (2005). Asimismo, cuando el corte es anticipado, dado que los consumidores pueden decidir qué demanda reducir, el CENS aumenta con la profundidad del corte, porque primero se sacrifican los usos de menor valor. Para una restricción del 1%, el CENS para cortes no programados es casi 6 veces mayor al CENS para cortes anticipados; sin embargo, si se considera una restricción de 10% esta diferencia disminuye a 2.

Tabla 73 - Resumen de resultados de estudios de CENS para el Sector Residencial

Estudio Método Valor (USD/kWh) Año

PIB per cápita (USD

corrientes) Comentario

Argentina – AyE

Encuestas, Métodos

Agregados (PIB per cápita).

Pérdida de Producción

0.70- 4.0 1988 4,047

Estimación del valor de los cortes no programados. El

rango muestra los valores para

distintos tipos de usuarios

Argentina – PISD Encuestas por muestreo 2.34 - 3.30 1989 2,565

Estimación del valor de los cortes no

programados

Argentina – ME Métodos indirectos 1.42-2.72 2005 4,745 Cortes no

programados Brasil –

Munasinghe Encuesta:

tasa salarial 1.95- 3.00 1977 984 Cortes no programados

El Salvador Encuestas 2.45 2000 2,094 Cortes no programados

Guatemala – ME Encuestas (Valuación

contingente) 1.116 2001 1,714 Cortes no

programados

0.40–12.00 2007

Cortes programados. El valor más bajo

corresponde a un corte de 1 hora. El más alto a uno de

24 hrs. Suecia Encuestas

(Disposición a pagar)

0.60-14.13

42,383 Cortes no programados. El valor más bajo

corresponde a un corte de 1 hora. El más alto a uno de

24 hrs.





0.11-0.38

Cortes programados y selectivos. El valor

más bajo corresponde a un racionamiento de

1%, y el más alto a uno de 10%.

Chile – Benavente (2005)

Curva de demanda

0.62

2005 7,351

Cortes no programados y

equiproporcionales de pequeña magnitud.

Guatemala – ME Métodos Indirectos 1.87 2001 1,714

Cortes no programados. Visto

del lado de la demanda.

Figura 7 – Resultados de Estudios de CENS para el Sector Residencial

Argentina - AyE (encuestas)

Argentina – PISD (encuestas)

Argentina - ME (indirecto)

Brasil - Munasinghe(encuesta)

El Salvador (encuesta)

Guatemala - ME (encuesta)

Chile - Jaramillo/Skoknic(indirecto)

Guatemala - ME (indirecto)

Chile – Benavente, etc. (indirecto)

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

CENS(USD/Kwh)

PBI (USD/per capita) b) Sector Industrial

La Tabla 20 resume los resultados de los estudios reseñados para el sector industrial. El estudio realizado en Chile en 1997 es el único para cortes programados. Se pueden extraer las siguientes conclusiones:

• Existe, como en otros casos, una gran dispersión de valores obtenidos, mayor incluso que en el caso del sector residencial, debido a las diferentes características


de las industrias involucradas. En el caso del estudio realizado en Argentina en 1988, los autores llegan a la conclusión de que el CENS puede variar entre 2 USD/kWh a 7 USD/kWh. En el estudio realizado por Munasinghe en Cascavel, Brasil, se obtiene un rango con similar dispersión: de 1.5 USD/kWh a 7.1 USD/kWh. En Chile, según el análisis efectuado por Jaramillo y Skoknic (1973), el rango es 1.5 – 6.0 USD/kWh.

• El CENS depende del tipo de industria. En algunos procesos industriales se asigna mucho valor a interrupciones de muy corta duración, ya que esto les significa tener que reiniciar el proceso productivo con pérdidas significativas de insumos y productividad. Esto indicaría que una restricción equiproporcional para todas las industrias puede ser ineficiente.

• En términos generales, exceptuando los valores superiores de los intervalos mencionados en el párrafo anterior, el CENS se encuentra en general en el entorno de 1.0 a 3 USD/kWh.

• En este caso resulta evidente que no existe una relación directa entre los valores hallados por los distintos estudios y los ingresos per cápita de los países respectivos, dada la diferente característica de las industrias.

• Como era previsible, el CENS es mucho menor cuando se raciona en forma eficiente y con anticipación, como lo demuestran los resultados para Chile.

Tabla 74 - Resumen de los valores de CENS en estudios para el Sector Industrial




Argentina - AyE

Encuestas, Métodos



2.0-7.0 1988 4,047 Cortes no programados

Argentina – PISD Encuestas por muestreo

1.18-2.80-3.62 1989 2,565

Cortes no programados. El

valor mayor corresponde a

clientes industriales pequeños.

Argentina - ME Métodos indirectos 1.93-3.14 2005 4,745 Cortes no

programados

Brasil – Munasinghe

Encuesta: costo de producto

1.50-7.12 1977 984 Cortes no programados

Chile – Serra/Fierro Encuestas 0.032-0.220 1997 5,663

Cortes programados de corte plazo. El valor más bajo

corresponde a una restricción

selectiva. El más alto a una

equiproporcional. El Salvador Encuestas 1.60 2000 2,094 Cortes no





programados

Chile – Jaramillo/Skoknic

Método Agregado

(PIB, elasticidad ingreso) /

Matriz Insumo Producto

1.50-6.00 1973 1,822 Cortes no programados

Guatemala - ME Encuestas (Valuación

contingente) 3.083 2001 1,714

Cortes no programados.

Visto del lado de la demanda.

Guatemala - ME Métodos Indirectos 2.33 2001 1,714



c) Sector comercial La Tabla 21 resume los resultados de CENS indicados en los estudios reseñados para el caso del sector comercial. De la misma se pueden extraer las siguientes conclusiones:

• No se observa relación entre los valores de CENS hallados por los distintos estudios y los ingresos per cápita de los países respectivos, pero se observa una menor dispersión de los mismos en cada caso.

• El promedio de los valores obtenidos se ubica entorno a 2 USD/kWh. • En el caso del estudio realizado para El Salvador en el año 2000, el valor obtenido

para el sector comercial es menor que el resultante para el industrial, e incluso para el residencial. No obstante, el estudio llevado a cabo en Guatemala (Lavalín) concluye que el sector comercial tiene un CENS más alto que el sector industrial.

• En Argentina, los dos estudios que estimaron el CENS para el sector comercial arriban a resultados similares al CENS del sector industrial.

Tabla 75 - - Resumen de los valores de CENS en estudios para el Sector Comercial

Estudio Método Valor (USD /kWh) Año



Argentina – PISD Encuestas por muestreo 2.74 1989 2,565 Cortes no

programados

Argentina - ME Métodos indirectos 1.59-3.33 2005 4,745 Cortes no

programados


Guatemala - ME Encuestas (Valuación

contingente) 2.907 2001 1,714 Cortes no

programados

Guatemala - ME Métodos 2.15 2001 1,714 Cortes no





Indirectos programados

d) Valores medios del CENS para toda la demanda La Tabla 22 resume los valores de CENS resultantes de los estudios reseñados en el Anexo 3. Se pueden extraer las siguientes conclusiones:

• Existe una gran dispersión de valores medios del CENS, y no parece haber una correlación entre los resultados obtenidos y el PIB per cápita de los países seleccionados.

• Resultan relevantes las diferencias en el CENS que se obtienen cuando el racionamiento es realizado en forma eficiente en lugar de hacerlo en forma indiscriminada. Al respecto se destaca el análisis realizado por la UPME en Colombia, donde se simularon distintas opciones, según resulte posible o no asignar el racionamiento entre los distintos sectores. Para un nivel de racionamiento de 1%, el racionamiento indiscriminado da como resultado un CENS casi cinco veces más alto que el del corte más eficiente. A medida que aumenta la profundidad del corte estas diferencias son cada vez menores, llegando a la misma conclusión que el mencionado estudio para Chile.

• En general, el CENS varía considerablemente entre sectores, regiones y a lo largo de la semana. También se encuentran diferencias entre sectores de consumo, así como con la duración de la interrupción y el momento del día en el cual ésta ocurra.

• Por otro lado, incluso dentro del mismo sector existen diferencias considerables. Considerando esto, parece difícil, aún mejorando las metodologías, acotar la dispersión de los valores obtenidos de CENS, teniendo en cuenta que se está valorizando un bien sin valor de mercado como es la calidad de servicio. En este sentido, para seleccionar el valor a ser aplicado, parece conveniente utilizar más de una metodología, de manera de obtener un conjunto de valores que den las condiciones de contorno del buscado.

Tabla 76 - Resumen de los valores de CENS de la experiencia internacional, Valor medio




Argentina – AyE

Encuestas, Métodos



1.0 1988 4,047 Cortes no programados

Argentina – ME Métodos indirectos 1.56-3.13 2005 4,745 Cortes no

programados





0.081-0.225

Cortes programados según costos

unitarios. El valor más bajo

corresponde a un racionamiento de 1%, y el más alto

a uno de 40%.

0.132-0.943

Cortes programados

según una política racional y viable. El valor más bajo corresponde a un racionamiento de 1%, y el más alto

a uno de 40%.

Colombia Encuestas (Valuación

contingente)

0.403-1.059

2004 2,163

Cortes no programados. El valor más bajo

corresponde a un racionamiento de 1%, y el más alto

a uno de 40%.


7.34-12.71 1991 23,663


corresponde a un corte de 4 horas. El más alto a uno

de 1 hora.

Estados Unidos – PG&E

Estados Unidos

Encuestas (Valuación

contingente)

2.66-5.34 1998 31,689



de 1 hora.

Estados Unidos – CRRI Encuestas 5.29-14.61 1986 18,549



de 1 hora.

Uruguay Encuestas 3.32 2005 5,274 Cortes no

programados. Valor medio a





aplicar en el Mercado Mayorista

Guatemala – ME Métodos Indirectos 2.08 2001 1,714



1.3.2. VALORES DE CENS APLICADOS EN LA DETERMINACIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS

La Tabla 23 y la Figura 8 muestran los valores de CENS aplicados en algunos países de América Latina y su relación con el PIB per cápita y la tarifa media16. En este caso, y en lo que refiere al CENS del primer escalón de falla, sí parece haber cierta correlación entre los valores aplicados y el PIB per cápita. Se puede observar gráficamente que, con base en esa correlación, el valor de México sería cercano a 3 USD/kWh.

En la Figura 9 se muestra la relación existente entre el PIB per cápita y el CENS aplicado en algunos países de la Unión Europea. Se incluye el CENS resultante en Estados Unidos (promedio de los tres estudios presentados). El valor aplicado por el regulador de Italia se encuentra muy por encima del resto de los países considerados. Estados Unidos y Suecia tienen valores normalizados muy similares. El resto de los países forman el tercer grupo, con valores parecidos, según el siguiente orden de mayor a menor (normalizados): Noruega, Gran Bretaña, Irlanda y Portugal. Con las salvedades mencionadas para los países de América Latina seleccionados, un análisis similar sugiere que la elasticidad ingresos también se ubica en el entorno de 1.117. Desde el punto de vista microeconómico esto sugiere un comportamiento tipo de un bien de lujo o superior, es decir que al crecer el ingreso, la demanda por calidad crece aun más (coeficiente mayor que 1).

Por último, en la Figura 10 se muestran todos los países analizados. Nuevamente, una rápida inspección sugiere la existencia de cierta correlación entre las dos variables. Se puede observar que si se hace una extrapolación a México, el valor del CENS se ubicaría cercano a 3 USD/kWh.

16 Cabe mencionar que para el caso de Colombia no se incluyó el valor correspondiente al último escalón, dado que no parece razonable la profundidad de corte propia de dicho escalón, por encima del 90% de la demanda.

17 1,1037( 9,7049)t tCENS Exp PIB= − ∗


Tabla 77 - Resumen de valores aplicados de CENS en países de América Latina

País CENS [USD /kWh]


corrientes 2006)

Tarifa Media (USD /MWh)

2006 Comentarios Aplicación CENS

Argentina 1.50 5,432 40 Mercado Mayorista (+ 10% demanda) Chile 3.00 8,864 126 Mercado Mayorista (SING)

Colombia 0.88 2,888 112 Mercado Mayorista (5-90% demanda) Uruguay 2.00 6,007 131 Mercado Mayorista (+ 20% demanda)

Brasil 2.62 5,717 169 Mercado Mayorista (+ 20% demanda) Panamá 1.20 5,208 113 Mercado Mayorista

Nota: Tarifas sin impuestos, valores en dólares corrientes al 2006 Fuentes: PIB per cápita: International Monetary Fund

Tarifas: CIER, excepto El Salvador, Guatemala y Panamá, extraídos del sitio web de ENEE (Honduras)

Figura 8 – Relación entre CENS aplicados y PIB per cápita – América Latina

Argentina

Chile

Colombia

Brasil

Uruguay

Panamá

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

- 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000

PIB per cápita [USD]

CEN

S [U

SD/K

Wh]


Figura 9 – Relación entre CENS y PIB per cápita – Países Desarrollados

Gran Bretaña

Irlanda

Italia

Portugal

Suecia

Estados Unidos

Noruega

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000


CEN

S [U

SD/k

Wh]

Figura 10 – Relación entre CENS y PIB per cápita – Todos los países

Gran Bretaña

Irlanda

Italia

Portugal

Suecia

Estados Unidos

Argentina

Chile

Uruguay

Noruega

Colombia

Brasil

Panamá

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000


CEN

S [U

SD/k

Wh]


Es de notar que en algunos casos existen importantes diferencias entre los valores hallados en los estudios disponibles y los adoptados finalmente por los reguladores. Los valores aprobados por los reguladores muestran cierta consistencia entre ellos, tienen habitualmente relación con las tarifas y alcanzan valores de CENS ubicados por debajo de la mitad de los valores para los que es posible encontrar soluciones de reemplazo.

También es de resaltar que el CENS para restricciones de suministro de pequeña magnitud suele estar muy diferenciado del CENS medio considerado. En la Tabla 24 se reseñan los valores actualmente aplicados por los organismos reguladores de los países seleccionados (no se incluyen los países de la Unión Europea) para el primer escalón de falla. Se agrega a modo de referencia el PIB per cápita y la tarifa media al consumidor final.

Tabla 78 - Resumen Valores Aplicados CENS – Primer escalón de Falla

País CENS [USD /kWh]

Tarifa Media [USD /MWh] -

2006

PIB per cápita [USD

corrientes 2006]

Comentarios Aplicación CENS

Argentina 0.170 40 5,432 Mercado Mayorista (1.6-5% demanda)

Chile 0.327 126 8,864 Mercado Mayorista (hasta 5% de la demanda)

Colombia 0.503 112 2,888 Mercado Mayorista (hasta 1.5% de la demanda)

Uruguay 0.250 131 6,007 Mercado Mayorista (hasta 5% demanda)

Brasil 0.512 169 5,717 Mercado Mayorista (hasta 5% de la demanda)

El Salvador 0.173 117 2,664 Mercado Mayorista

Bolivia 0.114 64 1,125 Reglamento de Calidad de Distribución

Panamá 0.357 113 5,208 Mercado Mayorista (hasta 5% de la demanda)

Nota: Tarifas sin impuestos Fuentes: PIB per cápita: International Monetary Fund

Tarifas: CIER, excepto El Salvador, Guatemala y Panamá, extraídos del sitio web de ENEE (Honduras)

Debe aclararse que los distintos valores de CENS no son necesariamente comparables, porque para cortes pequeños el CENS depende esencialmente de la forma en que se programan los mismos y qué demanda afectan. Por ejemplo, la pérdida de reserva, que es el primer escalón de falla, tiene en general un costo cercano a cero.

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