División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 1029218
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INFORME FINAL CORREGIDO
Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y
de flexibilidad tarifaria
Informe Nº: 1029218
Fecha: 04 de junio 2012
SUBSECRETARIA DE ENERGÍA
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1. Título del proyecto
Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria
2. Cuerpo del informe 281 hojas
3. Autor(es) Director del proyecto: Sr. David Watts Ingeniero en regulación tarifaria 1: Sr. Danilo Jara Ingeniero en regulación tarifaria 2: Sr. Iván Chaparro Personal de apoyo: Ingeniero coordinador: Sr. Felipe Aspée Ingeniero en regulación tarifaria 3: Srta. Marysol Ayala Economista: Sra. Yarela Flores Consultor asociado: Sr. Nicolás Kipreos Revisor externo part-time: Sr. Hugh Rudnick
4. Contrato
Convenio de prestación de servicios profesionales entre DICTUC S.A. y la Subsecretaría de energía con fecha 13 de octubre de 2011.
5. Nombre y dirección de la organización investigadora DICTUC S.A. Vicuña Mackenna Nº 4860, Casilla 306 – Correo 22, Macul – Santiago
6. Fecha del informe 04 de junio de 2012
7. Antecedentes de la Institución Mandante Nombre : Subsecretaría de energía Dirección : Alameda # 1449, piso 13º RUT : 61.979.830-9 Teléfono : 365-6800/ 367-3726
8. Contraparte técnica Nombre : Sr. Juan Pablo Urrutia Cargo : Jefe División Seguridad y Mercado Eléctrico
9. Resumen El presente estudio se remitió al cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio “Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria”. En éste informe, se revisó la experiencia internacional en flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles en Europa y Estados Unidos. Para el caso europeo, se revisaron Inglaterra, España y Austria. Para el caso norteamericano, se revisaron los Estados de Wisconsin, California, Texas e Illinois. Además, se revisó la situación tarifaria de electricidad chilena actual y se contrastó con la situación existente en el extranjero. También se agregó la experiencia en programas pilotos de tarificación flexible con medición inteligente, describiendo brevemente cuatro casos en Estados Unidos (Washington DC, California, Missouri y Baltimore) y el caso del Telegestore Italiano. Posteriormente, se describe un maro teórico sobre eficiencia económica de las tarifas flexibles, los fundamentos en el diseño de este tipo de tarifas y una reseña sobre tarifas Net Metering. Finalmente, se presenta un análisis de los temas estudiados en conjunto con algunas recomendaciones para un cambio de reglamento y las conclusiones del estudio.
Sr. David Watts Casimis
Prof. Asistente, Ingeniería UC
Director del proyecto
Sr. Felipe Bahamondes Cid
Gerente General
DICTUC S.A.
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Normas Generales
El presente informe Final corregido, muestra la investigación del estudio: “Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria”, desarrollado durante el período del 09 de mayo al 04 de junio de 2012 sobre la estructura tarifaria eléctrica y la existencia de Tarifas Flexibles Reguladas (TFR) en el sector eléctrico en Europa y Estados Unidos. También, se presenta un análisis y caracterización de las tarifas reguladas tradicionales para la electricidad en Chile.
El presente informe, fue preparado por DICTUC S.A. a solicitud de la Subsecretaria de
Energía, para disponer de un análisis en materia de estructura tarifaria y tarifas flexibles.
Para el desarrollo de éste estudio, DICTUC S.A. utilizó la información individualizada en la
sección 9 de referencia del presente informe. Las conclusiones de éste informe, se limitan
a la información disponible para su ejecución. Dicho anexo, identifica, además, las fuentes
que proporcionaron dichos antecedentes.
Las metodologías utilizadas en el desarrollo del trabajo, son propiedad intelectual de
DICTUC S.A. y se basan en las mejores prácticas para estudios de éste tipo, en el actual
estado del arte.
La información contenida en el presente informe, constituye el resultado de una asesoría
que incluyó la realización de un estudio e investigación en materia de tarificación a nivel
mundial, lo que en ningún caso permite al solicitante afirmar que sus productos han sido
certificados por DICTUC S.A.
La Subsecretaria de Energía, podrá manifestar y dejar constancia verbal y escrita frente a
terceros, sean éstas autoridades judiciales o extrajudiciales, que el presente informe fue
preparado por DICTUC S.A. Si la Subsecretaria de Energía decidiera entregar el
conocimiento del presente informe a un tercero, deberá hacerlo en forma completa e
íntegra, y no partes del mismo.
El presente informe es propiedad de la Subsecretaria de Energía, sin embargo, si DICTUC
S.A. recibe la solicitud de una instancia judicial, hará entrega de una copia de éste
documento al tribunal que lo requiera, previa comunicación por escrito a la Subsecretaria
de Energía.
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OBJETIVOS DEL INFORME
A continuación, se detallan los objetivos generales y específicos del segundo informe de avance
correspondiente al estudio de “Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de
flexibilidad tarifaria”.
a. Revisión experiencia internacional:
Analizar la experiencia internacional, asociada a las opciones tarifarias para clientes finales
de empresas distribuidoras y/o comercializadoras, para una muestra de a lo menos 6
países, que sean comparables con la estructura del mercado nacional. Incluyendo la
existencia de flexibilidad tarifaria.
b. Analizar las opciones tarifarias vigentes
Analizar las opciones tarifarias vigentes, incorporadas en el D.S Nº 385 del Ministerio de
Economía, Fomento y Reconstrucción, del año 2009, que fija las fórmulas aplicables a los
suministros sujetos a los precios regulados que señalan, efectuados por las empresas
concesionarias de distribución que se indican, refiriéndose si su configuración, parámetros
y conceptos de costos incluidos otorgan señales de precios adecuadas a los clientes
acogidos a dichas tarifas, tanto en su componente de energía, como de potencia.
c. Análisis de las opciones tarifarias especiales
Analizar las opciones tarifarias especiales, dentro del marco legal, las opciones tarifarias
especiales ofrecidas por algunas distribuidoras. Incorporando en el análisis de lo
establecido en el D.S Nº 385, en relación a estas tarifas, y proponiendo los cambios de ser
necesarios para cautelar, desde el punto de vista el usuario, la no discriminación y acceso
a los planes tarifarios diversos.
d. Nuevas opciones tarifarias reguladas y flexibles
Analizar nuevas opciones tarifarias reguladas a incorporar, como también modificaciones a
las opciones tarifarias actuales, necesarias a los efectos de entregar señal de eficiencia que
permita un uso eficiente del recurso eléctrico, y su infraestructura asociada.
Analizar la conveniencia de impulsar la creación de tarifas flexibles, los incentivos
necesarios para ello, las tecnologías necesarias a implementar para que los usuarios
finales puedan optar a la flexibilización de tarifas.
Analizar posibles mecanismos de control sobre las concesionarias de distribución ante la
creación de tarifas flexibles por iniciativa propia.
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Analizar si es necesario implementar modificaciones a la legislación actual para incorporar
las nuevas opciones tarifarias (tanto reguladas como flexibles). En caso de ser necesario,
proponer las modificaciones.
e. Opciones tarifarias para la inyección de generación distribuida
Analizar una estructura tarifaria para el net-billing que permita un uso eficiente del
recurso eléctrico, y valorización de su infraestructura asociada (incluyendo el equipo de
medición), tanto en el caso de consumo de energía de la red, como en el caso de venta de
los excedentes de energía.
f. Perfiles de consumo
Realizar una revisión internacional de metodologías de agrupación de perfiles, con el fin
de implementar tarifas flexibles. Proponer modificaciones necesarias a la legislación
actual.
ALCANCE DEL INFORME
El presente estudio se remitió al cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio
“Revisión de la estructura tarifaria para clientes regulados y de flexibilidad tarifaria”. En éste
informe se revisó la experiencia internacional en flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles en Europa y
Estados Unidos. Para el caso europeo, se revisaron Inglaterra, España y Austria. Para el caso
norteamericano, se revisaron los Estados de Wisconsin, California, Texas e Illinois. Además, se
revisó la situación tarifaria de electricidad chilena actual y se contrastó con la situación existente
en el extranjero. También se agregó la experiencia en programas pilotos de tarificación flexible con
medición inteligente, describiendo brevemente cuatro casos en Estados Unidos (Washington DC,
California, Missouri y Baltimore) y el caso del Telegestore Italiano. Posteriormente, se describe un
marco teórico sobre eficiencia económica de las tarifas flexibles, los fundamentos en el diseño de
este tipo de tarifas, una reseña sobre tarifas Net Metering y una revisión sobre metodologías de
agrupación para perfiles de consumo. Finalmente, se presenta un análisis de los temas estudiados
en conjunto con algunas recomendaciones para un cambio de reglamento y las conclusiones del
estudio.
ESTRUCTURA DEL INFORME
Se presenta primero un resumen del informe, entregando los principales antecedentes y
conclusiones producto de la investigación. Acto seguido, se presenta la revisión de la experiencia
en Estados Unidos y Europa. Posterior a esto, se presenta una breve revisión de algunos
programas pilotos en tarificación flexible y tecnologías de medición inteligente en Estados Unidos
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y Europa. Luego, se revisa la situación chilena y se compara con el escenario internacional en la
materia. A continuación, se presenta un marco teórico con los temas principales de tarificación
flexibles y se realiza un análisis al respecto. Por último, se presentan las conclusiones del estudio.
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ÍNDICE
Objetivos del informe .......................................................................................................................... 4
Alcance del informe ............................................................................................................................ 5
Estructura del informe ........................................................................................................................ 5
Índice ................................................................................................................................................... 7
1 Resumen .................................................................................................................................... 11
2 Introducción .............................................................................................................................. 15
3 Revisión Internacional de Tarificación Flexible ......................................................................... 17
3.1 Desarrollo histórico de programas de tarifas flexibles en Estados Unidos y Europa ........ 22
3.2 Experiencia Estados Unidos en tarificación flexible de electricidad ................................. 26
3.2.1 Tarifas eléctricas en California .................................................................................. 27
3.2.2 Tarifas eléctricas en Wisconsin ................................................................................. 35
3.2.3 Tarifas eléctricas en Texas ......................................................................................... 46
3.2.4 Tarifas eléctricas en Illinois ....................................................................................... 50
3.3 Experiencia europea en tarificación flexible de electricidad ............................................ 52
3.3.1 Tarifas eléctricas en Inglaterra .................................................................................. 53
3.3.2 Tarifas eléctricas en España ...................................................................................... 59
3.3.3 Tarifas eléctricas en Austria ...................................................................................... 69
3.4 Medición inteligente y la importancia en la implementación de tarifas flexibles ........... 71
3.4.1 Tecnologías de comunicación para medidores inteligentes ..................................... 73
3.4.2 Medidores inteligentes ............................................................................................. 82
3.4.3 Interfaz del usuario ................................................................................................... 92
3.5 Experiencia Internacional en Smart Meter ....................................................................... 94
3.5.1 Experiencia en Smart Meter en Estados Unidos ....................................................... 97
3.5.2 Evaluación de Medidores Inteligentes en Canadá (BC Hydro) .................................. 99
3.5.3 Experiencia en Smart Meter en Europa .................................................................. 102
3.5.4 Medidores inteligentes en Australia: El caso de Victoria ........................................ 107
3.5.5 Desarrollo de programas de medición inteligente en Latinoamérica. .................... 108
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3.5.6 Desarrollo de medición inteligente en Chile ........................................................... 110
3.6 Tarifas flexibles basadas en medición inteligentes ......................................................... 119
3.6.1 Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos .................................................... 121
3.6.2 Programa telegestore – Italia .................................................................................. 129
3.6.3 Costos y beneficios observados en la tarificación flexibles según experiencia en
programas pilotos ................................................................................................................... 131
3.6.4 Cobros asociados a redes inteligentes y tarifas flexibles ........................................ 132
4 Marco referencial para la discusión sobre Tarificación Flexible en Chile ............................... 135
4.1 Análisis Económico de Peak Load Pricing ........................................................................ 138
4.1.1 La curva de carga y la curva de duración ................................................................ 138
4.1.2 Teoría del Peak load Pricing .................................................................................... 142
4.2 Análisis Económico de tarifas Time Of Use ..................................................................... 150
4.3 Fundamentos a considerar en el Diseño de Tarifas Flexibles ......................................... 153
4.3.1 Atributos de un programa de tarificación flexible exitosa ...................................... 154
4.3.2 Tarifas Time Of Use (TOU) ....................................................................................... 156
4.3.3 Real Time Pricing (RTP) ............................................................................................ 158
4.3.4 Critical Peak Pricing (CPP) y Peak Time Rebate (PTR) ............................................. 160
4.3.5 Tarifas de Bloques Escalonados .............................................................................. 164
4.3.6 Tarifas estacionales ................................................................................................. 167
4.4 Nuevos desafíos para los esquemas tarifarios de la electricidad: La necesidad de un
esquema tarifario más flexible .................................................................................................... 168
4.4.1 Respuesta de la demanda, elasticidad precio y tarificación flexible ....................... 169
4.4.2 Costos, beneficios y barreras para la tarificación flexible ....................................... 171
4.5 Net Metering y tarificación eléctrica ............................................................................... 180
4.5.1 Cantidades de energía, valorización y Costos comprometidos en la medición neta
181
4.5.2 Tarifas aplicables en la medición neta .................................................................... 183
4.5.3 Experiencia internacional en medición neta ........................................................... 184
4.6 Metodologías de diseño de Perfiles de Consumo ........................................................... 189
4.6.1 Métodos de “load profiling” .................................................................................... 194
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4.6.2 Metodologías de diseño de estudios de perfiles de carga ...................................... 196
4.6.3 Algunas referencias de Load Profiling ..................................................................... 201
5 Revisión de la tarificación eléctrica en Chile ........................................................................... 202
5.1 Clasificación de los clientes finales en Chile .................................................................... 204
5.2 Descripción de la estructura tarifaria regulada en Chile ................................................. 205
5.2.1 Tipos de tarifas reguladas existentes ...................................................................... 205
5.2.2 Obligaciones y derechos de las tarifas reguladas .................................................... 211
5.3 Descripción de las tarifas especiales en Chile ................................................................. 212
5.3.1 Descripción de la legislación de tarifas flexibles ..................................................... 212
5.3.2 Descripción Tarifa Horaria Residencial (THR) .......................................................... 212
6 Análisis de la estructura tarifaria chilena para la electricidad: discusión de tarifas tradicionales
y flexibles en Chile ........................................................................................................................... 215
6.1 Eficiencia económica y coherencia de costos en la estructura tarifaria tradicional para la
electricidad .................................................................................................................................. 218
6.1.1 La importancia del costo de suministro .................................................................. 220
6.2 Análisis de las tarifas especiales ofrecidas por las distribuidoras ................................... 221
6.3 Posibles modificaciones al esquema tarifario regulado chileno ..................................... 222
6.3.1 Modificaciones a las tarifas reguladas existentes y nuevas opciones tarifarias ..... 223
6.3.2 Estructura tecnológica y operacional necesaria para la implementación de tarifas
flexibles 227
6.4 Posibles modificaciones a la reglamentación actual de tarifas flexibles ........................ 231
6.4.1 Incentivos para la implementación de Tarifas Flexibles ......................................... 234
6.5 Tarificación para netmetering ......................................................................................... 234
7 Conclusiones............................................................................................................................ 237
7.1 Desarrollo en tarificación flexible en el mundo .............................................................. 237
7.1.1 ¿Qué pasa en Chile en materia de tarificación flexible? ......................................... 238
7.1.2 ¿Qué pasa en el mundo en materia de tarificación flexible? .................................. 239
7.2 Medición inteligente y programas pilotos de tarifas inteligentes .................................. 240
7.2.1 ¿Qué pasa en Chile en el campo de la medición inteligente? ................................ 241
7.3 Marco teórico y origen del concepto de tarifa flexible ................................................... 242
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7.4 Beneficios e incentivos de la tarificación flexible............................................................ 243
7.5 Desarrollo de tarifas flexibles en Chile ............................................................................ 244
7.6 Principales problemas y propuestas para el sistema tarifario Chileno ........................... 245
8 Lista de términos relevantes ................................................................................................... 247
9 Referencias .............................................................................................................................. 249
10 Anexos ............................................................................................................................... 7.6-1
10.1 Índices de clustering para load profiling ..................................................................... 10.1-1
10.2 Descripción de Redes Inteligentes (SmartGrid) .......................................................... 10.2-3
10.2.1 Características de una Red Inteligente ................................................................ 10.2-4
10.2.2 Principales elementos de una red inteligente ..................................................... 10.2-5
10.2.3 Experiencia internacional en redes inteligentes – Casos de estudio ................ 10.2-10
10.3 Cálculo de precio de nudo a nivel de subtransmisión y distribución eléctrica ......... 10.3-13
10.4 Caso de estudio: Instalación de Medidores Inteligentes en Santiago de Chile ........ 10.4-16
10.4.1 Costos de la Instalación de Medidores Inteligentes en Santiago ...................... 10.4-17
10.4.2 Ahorros por la instalación de medidores inteligentes ...................................... 10.4-18
10.4.3 Beneficios Sociales por reducción de consumo eléctrico ................................. 10.4-20
10.5 WI Low-Income Assistance Fee ................................................................................. 10.5-23
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1 RESUMEN
El desarrollo observado en tarificación flexible y medición inteligente es amplio y variado. Estos
dos conceptos se encuentran muy ligados en el último tiempo, debido a las facilidades que
brindaría un sistema de medición avanzado a la implementación de un esquema de tarificación
flexible. Sin embargo, la discusión sobre implementación de tarifas flexibles y los subsecuentes
costos asociados, por ejemplo, el costo de medición, se ha llevado discutiendo por décadas en el
mundo desarrollado. Durante los años `70 se realizaron análisis de costo – beneficio, buscando
estimar la ganancia o pérdida de beneficio debido a la implementación de estas tarifas. Los
resultados obtenidos por los estudios desarrollados durante los años `70 y `80 concluyeron que
los beneficios de estas tarifas eran positivos para la mayoría de los clientes. Debido a la existencia
de estos clientes menos flexibles y no beneficiados con tarifas tipo Time – of – Use, la posición de
los reguladores, que inicialmente se inclinaba a implementar las tarifas Time of Use de forma
obligatoria en los clientes regulados, terminó inclinándose hacia una obligación de las empresas a
implementar las tarifas, pero quedando estas a elección voluntaria de los clientes.
En Estados Unidos, los estados de California y Wisconsin presentan la experiencia de un sector de
distribución eléctrica eminentemente privado. Las empresas presentan un nutrido pliego tarifario
aunque regulado y fijado por las comisiones reguladoras (Public Utility Comission, Public Service
Comission). Aquí, es importante destacar que hay incentivos para la creación de tarifas flexibles.
Políticas de desacople (revenue decoupling) e incentivos al desempeño (performance incentives)
que eliminan desincentivos a las tarifas que promuevan la eficiencia energética.
En Europa se observa un mercado de la comercialización más desarrollado, como por ejemplo en
países como Reino Unido y España. En estos países la principal tarea del regulador es monitorear
el mercado, aplicando fuertes sanciones a quienes incumplan las condiciones establecidas y
provoquen abusos a los consumidores. Un punto importante de mencionar es la existencia de
herramientas de comparación online para el uso de los clientes, las cuales les asisten a la hora de
determinar la mejor opción de suministro para sus hogares. Además, el suministro eléctrico es
considerado un servicio más, por lo que es monitoreado por el organismo de derechos al
consumidor pertinente.
En España, donde existe una tarifa fijada por el regulador denominada Tarifa de Último Recurso,
se ha visto que el cambio de los clientes a tarifas flexibles creadas por las distribuidoras ha sido
bajo. En parte esto se explica por la creencia de los clientes, no siempre cierta, de que está tarifa
siempre es la opción de menor costo y por su incapacidad/desinterés en gestionar su consumo y
dedicar tiempo a la comparación de opciones tarifarias.
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En los casos revisados, en general, se vio que la tarifa en mayor uso entre las opciones flexibles era
la tarifa tipo Time-of-Use (TOU), tanto en su versión más tradicional con valores fijos de la energía
por bloque entre invierno y verano, como en versiones más dinámicas donde el valor de la
electricidad en los bloques horarios puede cambiar en el tiempo.
Junto al desarrollo de tarifas flexibles, se ha observado un importante desarrollo en el ámbito de la
medición inteligente, como plataforma habilitadora para estas tarifas. Actualmente países como
Italia, Estados Unidos, Francia, España y Australia, entre otros, se encuentran en el proceso de
implementación de programas de medición inteligente a gran escala y buscando establecer
estándares que permitan una mayor interoperabilidad y menores costos.
Uno de los puntos de mayor importancia en medición inteligente es la infraestructura y protocolos
de comunicación utilizados. En Estados Unidos la tendencia observada es al uso de la radio
frecuencia en junto a tecnología de comunicación celular (GSM/GPRS). En Europa por otro lado, la
tecnología Power Line Carrier (PLC) en conjunto a tecnología GPRS es la de más extenso uso.
Además, para la comunicación entre el medidor y los artefactos en el hogar existe aún
discrepancia de acuerdo a los estándares que se adoptarán, siendo el ZigBee uno de los protocolos
que se perfila de manera importante.
La medición inteligente en Chile se encuentra en una etapa de desarrollo muy temprana, con sólo
pequeños desarrollos realizados por la empresa Chilectra. Hoy en día, existe un piloto desarrollado
por esta empresa denominado “Smart City” emplazado en la Ciudad Empresarial de la comuna de
Huechuraba. A diferencia de lo observado en Europa y Estados Unidos, donde la medición
inteligente se enmarca principalmente en el desarrollo del concepto de “smart grid”, para Chile y
otros países latinoamericanos, según la opinión de la industria, el objetivo principal es lograr una
mayor automatización de la red y la reducción de costos operativos para las empresas. Estos
costos pueden corresponder a labores como la medición, el corte y reposición de suministro y la
reducción de los, aún importantes, niveles de hurto de electricidad1. De esta forma, el concepto de
“medidor inteligente”, así como los costos asociados, pueden diferir entre países desarrollados y
países en desarrollo, según el enfoque y tecnología utilizada, hablándose a nivel de la industria de
una “chilenización” de la medición inteligente. Actualmente Chilectra cuenta con un gran parque
de medidores que podrían cumplir con estas labores de agregárseles sistemas de comunicación2.
1 Si bien las empresas distribuidoras han hecho un esfuerzo importante para reducir el hurto de electricidad
en sus redes, es la opinión de la industria que la reducción de medio a un punto porcentual es de importancia y representa un ahorro suficiente para incentivar el desarrollo en medición inteligente. Esto se suma al alto costo de la electricidad que vuelve incluso más atractiva la implementación de medición inteligente en un futuro próximo. 2 Información no actualizada indica que hace algunos años, 16.150 clientes de Chilectra ya contaban con
medidores antirrobos, los cuales tenían funcionalidades de lectura remota, almacenamiento de datos de consumo, corte/reposición de suministro remoto, detección de fraude/robo y capacidad multi – tarifa.
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Una de las barreras más importantes para el desarrollo de esta tecnología en Chile son los altos
costos tecnológicos para desarrollar esta tecnología en el país. Para mitigar esta barrera de alto
costo y poder acceder a los beneficios de la medición inteligentes se requiere tener acceso a
precios mayorista gracias al volumen de compra que alcanzaría el país. Para esto es necesaria la
estandarización de protocolos e infraestructura de medición, de manera de poder organizar
grandes licitaciones conjuntas entre empresas distribuidoras y comprar un gran número de
medidores para abastecer todo el país.
Evaluar la implementación de un sistema de tarificación flexible requiere considerar los beneficios,
costos y barreras que este tipo de programas puede enfrentar. A diferencia de lo que se podría
pensar en una primera iteración, los principales ahorros y beneficios producidos no se deben a
ahorros de energía consumida, sino que al uso de menor capacidad, postergando la instalación de
nuevas inversiones en infraestructura hacia el futuro. Esto puede generar en el largo plazo,
menores precios de la electricidad debido a la reducción del valor de la componente por capacidad
en las tarifas eléctricas. Además, al reducir la demanda de capacidad, en el corto plazo, el sistema
se vuelve más confiable debido a una mayor disponibilidad de reservas.
En Chile, la regulación (actualmente Decreto Tarifario 385/2009) establece diferentes opciones
tarifarias para clientes residenciales pequeños y clientes de baja y media tensión. El esquema de
tarificación considera en su estructura cargos fijos, cargos por consumo de energía y cargos por
demanda de potencia. Estas tarifas se encuentran diseñadas para ser coherentes con los costos
del sistema y el pago de las inversiones y costos de operación y mantención del sistema, agrupado
esto en la componente por cobro de potencia en la tarifa.
En un inicio estas tarifas estaban fuertemente alineadas con los resultados del problema clásico el
peak load pricing y tenían una coherencia con la estructura de costos, entregando las señales
adecuadas para estimular la expansión del sistema. Sin embargo, actualmente con el
establecimiento de un nuevo modelo de licitaciones para el abastecimiento de las demandas de
electricidad, las señales se ven debilitadas de forma importante.
Si bien el pliego tarifario Chileno actual presenta varias opciones tarifarias, estas tienen una
estructura muy similar en su cálculo. Todas ellas, para una misma empresa, área típica y nivel de
voltaje, valorizan la energía a un mismo precio, independiente del horario y/o condición de
operación del sistema. Para los clientes con una mayor flexibilidad, las tarifas tradicionales son
insuficientes para traspasar información de las condiciones de operación del sistema y la
estructura de costos correspondiente, de manera que estos puedan beneficiarse de su elasticidad
– precio. Esto se traduce en que, en la práctica, cada sector de la economía tiene una tarifa de
preferencia y desviaciones de la misma obedecen muchas veces a condiciones especiales de
consumo o simplemente a una opción tarifaria mal elegida. Así, es posible ver una falta de
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diversidad de tarifas que sean capaces de reflejar condiciones a las cuales clientes puedan
responder en el corto plazo.
Según lo observado en la revisión internacional y el estudio de la situación chilena se propone
como opción tarifaria a implementar la tarifa Time – of –Use. La experiencia internacional
revisada muestra esta tarifa como recurrente y a veces obligatoria para los clientes servidos por
las distribuidoras.
Así mismo, es importante considerar la infraestructura de medición necesaria para implementar
esta tarifa. La instalación de medidores TOU, ya sean estos tradicionales o más avanzados debiera
ser parte de una política de desarrollo, debiendo instalarse este tipo de medidores para nuevos
clientes, clientes que requieran aumento de capacidad y clientes de gran envergadura, de manera
de aprovechar las economías de escala de estos medidores (de masificarse, el costo de estos
medidores se vería muy reducido). Junto a esto, la educación a los clientes es otro elemento que
no puede dejarse de lado. No existe utilidad real en implementar tarifas que requieran gestión de
la demanda si los consumidores no conocen la estructura de su tarifa, la forma de su consumo y
las maneras de gestionarlo. Para esto es bueno mirar hacia la experiencia internacional donde los
programas de eficiencia energética y tarificación flexible han incluido diversas formas de entregar
información a la población y educarlas como páginas web de fácil acceso y contenidos
simplificados, asesoría telefónica, información educativa en las cuentas mensuales por correo,
manuales on – line con formas de gestionar el consumo y reducirlo, etc.
Sin embargo, a diferencia de países desarrollados donde existen implementadas políticas de
desacople de los ingresos, en Chile no existen incentivos importantes a la creación de tarifas
flexibles. En estos países con desacople, los ingresos de las distribuidoras son revisados y de existir
excedentes/déficit a lo esperado estos son devueltos/cobrados a los clientes. En Chile no existe un
desacople de los ingresos con las ventas de energía y escasos incentivos a la implementación de
tarifas flexibles y programas de medición inteligente, estando estos contenidos principalmente en
intentar captar la ventaja comparativa en el creciente mercado de la eficiencia energética y no en
el ahorro de capacidad o energía. De manera de implementar adecuadamente este tipo de
programas es necesario establecer las bases regulatorias y los incentivos adecuados sobre los
cuales estas iniciativas puedan desarrollarse.
En términos de modificación a la regulación actual los temas de mayor relevancia y no tratados en
el reglamento son la elección de la tarifa de referencia, facultades de eliminación de tarifas
flexibles por parte de la distribuidora, reajuste y modificación de las tarifas flexibles, (actualmente
Decreto Tarifario 385/2009, asociación de tarifas flexibles a inmueble o a cliente considerando
migración, y tarifas flexibles y medición neta.
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2 INTRODUCCIÓN
Como antecedente inicial a la discusión de la investigación, es necesario establecer la diferencia
entre dos conceptos que en una primera instancia, parecieran ser similares. Estos son: la
flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles. La flexibilidad tarifaria, hace referencia a la libertad que
pueden tener los suministradores de electricidad (distribuidoras, comercializadoras), para definir
de forma autónoma opciones tarifarias que puedan ser utilizadas por sus clientes, sin que el
organismo regulador defina la estructura de las tarifas ni sus valores. Por otra parte, las tarifas
flexibles, pueden entenderse como tarifas que reflejan más fielmente las condiciones de
operación y los consiguientes costos del sistema, traspasando la señal de escasez o abundancia
relativa de la electricidad al cliente final, así como también los requerimientos de infraestructura
necesarios para su suministro.
Debido a las grandes reformas que se implementaron en el sector eléctrico (desregulación e
introducción de mercados competitivos) y los requerimientos, cada vez más estrechos, que se
están imponiendo sobre los sistemas eléctricos del mundo, el concepto de flexibilidad tarifaria ha
ganado terreno en los sistemas de suministro eléctrico a clientes finales. De ésta forma,
distribuidoras y comercializadoras han ganado facultades para diseñar de manera autónoma sus
propios esquemas tarifarios, de manera de crear un abanico más variado de opciones tarifarias en
países como Estados Unidos, Inglaterra, España, entre otros.
Es importante mencionar Inglaterra como uno de los casos más extremos y emblemáticos en tema
de flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles. En el mercado Inglés, a nivel de suministro minorista de
electricidad, no existe fijación de precio y el regulador se remite a una función de monitor y
promotor de la competencia. Otros países, como el caso de España, se encuentran en una etapa
de transición, coexistiendo la tarifa regulada tradicional con las tarifas flexibles definidas
típicamente por las comercializadoras.
En éste contexto, las reformas tarifarias han permitido la proliferación de un amplio pliego
tarifario en los países donde han sido implementadas, coexistiendo tarifas tradicionales, con
tarifas flexibles tipo Time Of Use, tarifas orientadas a usos o clientes específicos (tarifas para
iluminación, tarifas para clientes con calentadores de agua, etc.) y mas recientemente con tarifas
Critical Peak Pricing y Time Of Use con una mayor frecuencia de actualización de sus precios y
horarios gracias a los medidores inteligentes y sus capacidades de comunicación.
Debido al surgimiento de las tecnologías de medición inteligente, se han desarrollado diversos
programas pilotos que buscan implementar y evaluar esquemas tarifarios aún más flexibles y
complejos, basados en el uso de tecnologías de medición inteligente. Esto les permite traspasar al
consumidor final información sobre la operación del sistema con una mayor frecuencia y
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traspasarle los costos que su consumo impone en el mismo. Con esto, se generan cambios
conductuales en el consumidor, los cuales se traducen principalmente en ahorros de
infraestructura (generación, transmisión y distribución) y en menor medida, en reducciones del
consumo de energía.
Sin embargo, el éxito en la implementación de tarifas flexibles y sistemas de medición inteligentes
requiere el compromiso de todos los actores involucrados y la implementación de políticas
públicas orientadas a introducir los incentivos adecuados para la proliferación de las tarifas
flexibles y el desarrollo de medidores inteligentes. En este ámbito, es necesario generar el
ambiente regulatorio de manera que las empresas distribuidoras se transformen en empresas
promotoras de la eficiencia energética y tengan los incentivos para crear tarifas flexibles. Además,
es importante acceder a precios competitivos de la plataforma tecnológica necesaria para optar a
los beneficios que brindan las tarifas flexibles. Así, la medición avanzada e inteligente se vuelve
fundamental, siendo necesario definir requerimientos y protocolos, de manera de optar a grandes
licitaciones de compra de equipos que permiten reducir los costos de la tecnología.
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3 REVISIÓN INTERNACIONAL DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE
La experiencia internacional muestra un desarrollo importante en materia de flexibilidad tarifaria,
tarifas flexibles y más recientemente en medición inteligente. Estos dos últimos conceptos muy
ligados en el último tiempo, debido a las facilidades que brindaría un sistema de medición más
avanzado en la implementación de un esquema de tarificación flexible. Los medidores inteligentes
de común uso en varios países desarrollados permiten ofrecer múltiples tarifas a través del mismo
medidor, permiten al usuario cambiarse de tarifas con facilidad y bajo costo y permiten a las
empresa distribuidoras ofrecer tarifas que cambian a lo largo del día y que reflejan mas fielmente
las condiciones de oferta y demanda de electricidad y de su infraestructura asociada y sus costos.
La discusión sobre el beneficio de implementar tarifas flexibles, como la tarifa Time of Use (ToU),
se ha desarrollado intensamente desde la décadas de los 70. Durante estos años se realizaron
análisis de costo-beneficio, intentando evaluar si la implementación de estas tarifas generan un
beneficio social (welfare) positivo, así como estimar los cambios en la demanda y el cálculo de su
elasticidad. En general, los estudios que se desarrollaron durante la década de los ’70 y ’80
concluyeron que, para la mayoría de los clientes, la implementación de tarifas flexibles era
beneficiosa, ya sean estas tarifas “medianamente flexibles” como tarifas tipo Peak Load Pricing
(PLP) / ToU tradicional o tarifas un poco más elaboradas y cercanas a reflejar en parte los precios
en tiempo real (Electricitè de France). Cabe notar que el alza de costo del suministro eléctrico de
varios “utilities” en Estados Unidos que utilizaban tarifas invariantes y los éxitos europeos en
PLP/ToU llevó a la implementación masiva de estas tarifas en Estados Unidos. El costear
apropiadamente el suministro eléctrico y asignar eficientemente sus costos eran claves para el uso
racional de la energía.
En esta época la posición de los reguladores fue migrando en el tiempo, pasando de una intensión
de implementar tarifas TOU en forma mandatoria a todos los clientes a la posición actuadejándose
deja la opcionalidad al cliente. Los programas pilotos de la época fueron revelando que las tarifas
eran beneficiosas para la sociedad, pero no para todos los clientes. Clientes residenciales con bajo
consumo difícilmente pagaría el sistema de medición de esa época, aunque muchos de los clientes
residenciales mas grandes de la época si.
Así, países y estados con experiencia en la implementación de múltiples opciones tarifarias,
muchas de las cuales están adaptadas a los diferentes perfiles de consumo de sus clientes, se
encuentran incursionando hoy en día en importantes programas de medición inteligente. Tal es el
caso de algunos estados como California en Estados Unidos y países como Italia, Inglaterra,
España, entre otros.
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En materia de tarificación flexible, en Estados Unidos los casos revisados muestran diversas
experiencias. Por una parte, los estados de California y Wisconsin presentan la experiencia de un
sector de distribución eléctrica eminentemente privado, ligado a las tareas de suministro y
comercialización de la electricidad. Las empresas presentan un nutrido pliego tarifario con
múltiples opciones orientadas a diferentes tipos de clientes. Si bien estas opciones son
mayoritariamente diseñadas por las distribuidoras, están deben ser aprobadas, modificadas y
fijadas por el regulador, en este caso las Public Utility Comission (PUC) o Public Service Comission
(PSC). Pese a esto, pueden existir casos en que el regulador exija la implementación de una tarifa
específica, como la tarifa Time-of–Use o Peak Load Pricing para algún grupo de clientes en
específico o incluso para todos los clientes.
En California y Wisconsin, las principales tarifas se pueden agrupar en tarifas por bloque, tarifas
por temporada, tarifas time of use, tarifas para generación distribuida y tarifas tipo peak load
pricing. Además existen programas de Real Time Pricing y Critical Peak Pricing principalmente
concentrados en clientes de mayor tamaño (comerciales e industriales). En estos estados existe
discriminación tarifaria, donde las tarifas se diseñan apuntando a las necesidades y capacidades de
ciertos grupos de clientes que comparten un perfil de consumo similar. Así, se identificaron grupos
de clientes que varían según distribuidora y estado, aunque es posible observar la tendencia a
establecer grupos de residenciales, comerciales e industriales, iluminación y otros usos específicos
como calefacción, entre otros.
En estos casos, donde las distribuidoras son las encargadas del suministro y comercialización
eléctrica, es importante destacar que comúnmente hay incentivos para la creación de tarifas
flexibles. En primer lugar, las ventas se encuentran desacopladas de los ingresos que las empresas
de distribución perciben, mediante programas de “revenue decoupling” los cuales se encuentran
en vigor desde hace ya varias décadas. De esta forma no existen desincentivos a la
implementación de tarifas que reduzcan el consumo energético de los clientes. Existen además,
incentivos al desempeño, donde se fijan metas de eficiencia energética entre el regulador y las
empresas, existiendo premios por cumplimiento y multas por incumplimiento de dichas metas. En
este escenario, las tarifas flexibles se ven como un medio para cumplir estas metas.
En Texas existe el comercializador minorista de electricidad. La implementación de este agente
trajo consigo costos que los clientes debieron asumir viéndose reflejados en una componente del
cobro total en las cuentas de electricidad (lo cual también se observa en otros lugares donde
existe el comercializador como en Inglaterra y España). Estos costos se han justificado a través de
los potenciales beneficios que la implementación de la comercialización puede traer a futuro.
Estos beneficios corresponden principalmente a un mayor valor agregado en las tarifas ofrecidas,
el cual a veces puede reflejarse en menores precios de la electricidad. Un elemento llamativo en
las tarifas de Texas es que existen tarifas orientadas a vender energía con un cierto “contenido”
verde o de generación local. Si bien la electricidad es un “commodity” y es difícil identificar su
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origen, es posible implementar tarifas especiales cuya recaudación sea utilizada por las
comercializadoras para apoyar el desarrollo de energías renovables o generación local mediante la
compra a generadores de este tipo de energía (compra en el mercado spot o vía contratos).
En Europa, la experiencia inglesa y española fueron especialmente revisadas, además de estudiar
algunos elementos del esquema tarifario austriaco. Inglaterra tiene un mercado eléctrico
segmentado y liberalizado en el sector de la comercialización. Aquí, el regulador no fija ni define
tarifas, restringiéndose a monitorear el mercado y aplicar fuertísimas multas a quienes incumplen
con la normativa o violan la libre competencia. Una veintena de comercializadores se dedican a
suministrar electricidad a los clientes ingleses, existiendo una gran variedad de tarifas. Un punto
importante de mencionar es la existencia de herramientas de comparación online para el uso de
los clientes, las cuales les asisten a la hora de determinar la mejor opción de suministro para sus
hogares. Además, el suministro eléctrico es considerado un servicio más, por lo que es
monitoreado por el organismo de derechos al consumidor.
El mercado español es similar aunque menos desarrollado desde el punto de vista de la
liberalización. Si bien existe el sector de la comercialización, el regulador no ha cesado en sus
funciones de regulación y fijación de tarifas, existiendo aún una tarifa regulada para clientes
residenciales llamada Tarifa de Último Recurso (TUR). Si bien existen varias opciones tarifarias, en
la práctica muchos clientes se han mantenido en esta tarifa, en parte por la creencia que esta
siempre es la opción de menor costo y por su incapacidad/desinterés en gestionar su consumo y
dedicar tiempo a la comparación de opciones tarifarias. En España también existen sitios
comparadores de tarifas, siendo uno de estos financiado por el gobierno, aunque existen
alternativas elaboradas por agrupaciones de consumidores y otros.
En los casos revisados, en general, se observó que la tarifa en mayor uso entre las opciones
flexibles era la tarifa tipo Time-of-Use (TOU), tanto en su versión más tradicional con valores fijos
de la energía por bloque entre invierno y verano, como en versiones más dinámicas donde el valor
de la electricidad en los bloques horarios puede cambiar mas frecuentemente en el tiempo.
Por otra parte, muy de la mano con el avance en programas de tarificación flexible, pilotos de
tarificación más dinámica (Ej: RTP), eficiencia energética y gestión de la demanda, se han ido
desarrollando con el avance en materia de medición inteligente. Actualmente países como Italia,
Estados Unidos, Francia, España y Australia, entre otros, se encuentran en el proceso de
implementación de programas de medición inteligente a gran escala, estableciendo alianzas
estratégicas con socios tecnológicos que les permitan establecer estándares, para así acceder a
mejores precios y nivel de compatibilidad (interoperabilidad) entre las instalaciones.
Un punto focal en esta materia es la infraestructura y protocolos de comunicación involucrados en
las funciones de un medidor inteligente. Así surge el concepto de las redes NAN o (Neighbourhood
Área Networks) y la comunicación en dos vías, esto es, entre los clientes y la distribuidora, y entre
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la distribuidora y los clientes. La comunicación en dos vías en las NAN (Neighbourhood Área
Networks) puede estar basada en muchas tecnologías diferentes, incluyendo Power Line Carrier
de banda angosta (PLC), Power Line Carrier de banda ancha (BPLC o Broadband PLC), mallas de
radio frecuencia (RF mesh), GSM/GPRS, CDMA, WiMAx, ZigBee, DSL y fibra óptica.
En Estados Unidos la tendencia es al uso de la radio frecuencia en conjunto a tecnología de
comunicación celular (GSM/GPRS), mientras que en Europa se perfila el uso del Power Line Carrier
(PLC) en conjunto a tecnología GPRS. Para Estados Unidos, el PLC parece ser más costoso que la
radio frecuencia debido a una menor densidad poblacional que para el caso europeo. Además, en
el ámbito de la comunicación entre el medidor y el hogar (en el avance hacía la casa inteligente)
existe aún discrepancia de acuerdo a los estándares que se adoptarán, siendo el ZigBee uno de los
protocolos que se perfila de manera importante, aunque existen otras aproximaciones como el
uso del WiFi.
En Estados Unidos las distribuidoras PG&E y Florida Power & Light han realizado importantes
avances en el desarrollo de tecnología de medición inteligente. Las infraestructuras de medición
implementadas consisten esencialmente en medidores capaces de comunicarse de forma
bidireccional usando tecnología de radio frecuencia y protocolos IP mediante un radiotransmisor.
De esta forma pueden conectarse a los puntos de acceso o concentradores de las distribuidoras las
cuales luego transmiten la información a las distribuidoras mediante el uso de redes de telefonía
móvil. Además, las nuevas tecnologías en radio frecuencia permiten la comunicación entre
medidores, logrando que estos actúen como repetidores, disminuyendo en gran parte la pérdida
de equipos debido al efecto de interferencia. Este arreglo tipo “mesh” permite una mayor
robustez y un menor tiempo de respuesta de la estructura de comunicación vs la visión menos
enmallada que proponen típicamente estructuras basadas en el PLC usado en Europa.
En el caso Europeo, Italia, Reino Unido, Francia y España lideran el avance en esta materia. Italia
comenzó a instalar medidores inteligentes para servir a 32 millones de clientes hace ya 10 años
atrás, mucho antes de que el concepto “red inteligente” cobrara sentido en el resto del mundo.
ENEL es la distribuidora más grande de Italia y desde el año 2000 lleva implementando su
programa Telegestore. Los medidores instalados en el programa Telegestore son capaces de
importar y exportar mediciones de potencia activa y reactiva, permitir lectura remota, proveer
perfiles de carga para la información importada y exportada, proveer funciones de registro tipo
TOU y “time – of – year” o estacional, permitir conexión y desconexión remota, incluyendo control
de carga, detectar robos de electricidad, realizar diagnósticos en la red cercana y ayudar a la
gestión de la demanda.
La medición inteligente en Chile se encuentra en una fase muy embrionaria, con pequeños
desarrollos realizados por las empresas, por ejemplo Chilectra, una de las empresas distribuidoras
de electricidad más importantes del país. Actualmente Chilectra tiene un piloto desarrollado por
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esta empresa denominado “Smart City”, el cual consiste en un piloto de medición inteligente
ubicado en la Ciudad Empresarial – Huechuraba. El piloto está orientado a edificios de
departamentos, condominios de casas y sectores de bajos ingresos, cubriendo diversos tipos de
clientes residenciales. Los equipos utilizados corresponden a medidores de cuatro cuadrantes con
memoria y comunicación en dos direcciones vía PLC banda angosta. La información es recolectada
en concentradores que luego envían la información vía GPRS hacia la empresa distribuidora. Los
medidores utilizados corresponden a medidores “ENEL 2.0” los cuales cuentan con una tecnología
más avanzada que los medidores instalados originalmente por ENEL en Italia.
Es importante notar que, si bien existe interés en la industria por el desarrollo de la medición
inteligente en el país, la fuente de este interés difiere con la de los países de mayor desarrollo. Por
una parte, los países como Estados Unidos o los países europeos apuntan a una infraestructura
que permite una mejor comunicación con los clientes, siendo posible implementar estrategias de
eficiencia energética y consumo responsable de la electricidad, a la vez que logran reducir algunos
costos asociados a los procesos de recolección y gestión de datos de los clientes (alto costo
recolección de facturación pedestre), conceptos cercanos a la idea de “Smart Grid”. Por otro lado,
en países como Chile el enfoque se encuentra dirigido a una reducción de costos operativos,
buscando implementar un mayor grado de automatización en procesos como la lectura del
consumo eléctrico, el corte y reposición del servicio a muy bajo costo y la reducción del nivel de
hurto de electricidad en las redes, punto de gran relevancia para la industria de la distribución
eléctrica en Chile y países vecinos. Chilectra tiene un gran parque de medidores con estas
características.
Si bien el hurto de electricidad en Latinoamérica es bastante elevado, el consumo por habitación y
el costo de recolección pedestre son bastante bajos, lo que dificulta viabilizar el mayor costo de un
medidor mas avanzado. Varias distribuidoras en Centroamérica tienen niveles de pérdidas no
técnicas del orden de 20 a 30 % y las pérdidas son millonarias, por lo que las empresas
distribuidoras si tienen tremendos incentivos a desarrollar programas de control de Hurto. En
Chile la situación ha mejorado bastante en el tiempo gracias al trabajo de las mismas empresas
(Chilectra bordea el 6% pérdidas no técnicas). Ellas han instalado a su propio costo medidores más
avanzados (llamados localmente inteligentes) que permiten detectar el hurto y realizar lectura,
corte y reposición del servicio. Sin embargo, pese al menor nivel de consumo de Chile respecto al
mundo desarrollado, los costos de la electricidad en el país son altos, por lo que podríamos
encontrarnos adportas de un desarrollo importante en medición inteligente.
En opinión de algunos ejecutivos de la industria, el medidor inteligente latinoamericano podría ser
uno que, además de detectar el hurto y realiza lectura, corte y reposición del servicio, acomodara
registro en intervalos de tiempo (para habilitar la aplicación de ToU) o multitarifa. El control de
hurto y la disposición a pagar de las empresas por esta característica, más la baja de costos
asociada a su masificación podrían ser la clave para viabilizar la medición inteligente en
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latinoamericana. Los hogares que consumen pocos cientos de kWh, difícilmente podrían viabilizar
un medidor más costoso, pero si podría ser viable la medición anti-hurto.
Si se deseara avanzar hacia la medición inteligente se debería mitigar la barrera de su alto costo y
tener acceso a precios mayoristas de gran escala. Para esto es necesaria la estandarización de
protocolos e infraestructura de medición, de manera de poder organizar grandes licitaciones, las
que incluso podrían agrupar conjuntos de empresas distribuidoras y comprar un gran número de
medidores para abastecer todo el país. De permitir que cada empresa utilice su propio sistema y
protocolos, los costos de los medidores se verían incrementados debido a la pérdida de economías
de escala. Para licitar sería fundamental establecer claramente las funcionalidades, los protocolos,
y otras características de los medidores. Hasta la fecha el costo de los medidores en Chile no ha
sido un tema de gran interés y solo recientemente se han ido sincerando los nuevos y más bajos
costos de los mismos. El gran volumen de venta está en el medidor más básico y es ese el más
económico. Medidores con mayores prestaciones, como los medidores de intervalo que podrían
facilitar ToU tienen menor rotación y altos costos, no son objeto de grandes economías de
escalada en su compra y su precio no ha sido objeto de grandes negociaciones y presiones a la
baja como ocurre con los medidores inteligentes en las grandes instalaciones masivas, donde
costo por punto de medición es parte fundamental de la discusión.
3.1 DESARROLLO HISTÓRICO DE PROGRAMAS DE TARIFAS FLEXIBLES EN ESTADOS
UNIDOS Y EUROPA
En Estados Unidos durante la década de los 70 y 80 se desarrollo una importante e interesante
discusión respecto a la conveniencia de usar tarifas Time of Use (TOU) para los clientes de las
redes de distribución. Hasta esa época, si bien existía a nivel conceptual la idea de tarifa flexible
como señal de precio para optimizar el consumo de electricidad, en la práctica no se conocían los
beneficios asociados, ni los eventuales ahorros asociados a la implementación de estos programas
de medición y gestión de la demanda por intermedio de tarifas TOU. En este aspecto es
importante destacar que el objetivo de los gobiernos al elaborar políticas no es reducir los costos
incurridos por la sociedad si no que incrementar el beneficio de esta (Welfare/Felicidad). Así, al
realizar un análisis de costo – beneficio no corresponde solo mirar el ahorro económico, si no que
el beneficio generador por los distintos agentes. Para aclarar esta diferencia hay que considerar
por ejemplo que si bien la implementación de estas tarifas puede traducirse en una reducción de
consumo y de costos en las cuentas finales de los clientes, en la práctica esto podría traducirse en
una reducción de la felicidad de los mismos, por ejemplo para un cliente, por no poder ver su
programa favorito de televisión ya que este es emitido a un horario de muy alto costo de la
electricidad(Aigner, 1984).
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Durante el año 1978 el Journal of Econometrics elaboro un Issue especial dedicado al estudio de
las Tarifas Time of Use. Estos estudios utilizaron herramientas econométricas para lograr que la
información “hablara” y fuera posible obtener parámetros estadísticamente significativos que
permitieran obtener conclusiones basadas en evidencia y no solo meras conjeturas. Debido a que
en esa época existía poca información que permitiera obtener conclusiones de gran peso, durante
el año 1984 se organizó una segunda versión de este Issue, con artículos más completos,
considerando un mayor número de programas y cantidad de datos. En estos artículos se
analizaron los programas más famosos para la época entre los cuales estaban los más
importantes: El programa de Time of Use del estado de Wisconsin (Caves, Christensen, Hendricks y
Shoeche; parks y Weitzel) y el programa de Los Ángeles, California (Lillard y Aigner), los cuales
mostraron ser los programas mejor elaborados de los existentes en la época (Aigner, 1984).
En estos programas se realizaron experimentos con clientes residenciales, aunque también se
abarcaron, en menor medida, clientes industriales y comerciales. Esta orientación hacia los
clientes residenciales se debe a que estos son muy importantes debido a su cantidad (muchos
millones). A medida que aumenta la capacidad instalada de los clientes, la cantidad de estos es
menor y un análisis sistemático se vuelve más dificultoso de implementar; esto debido a que un
menor número agrega una mayor diversidad en los hábitos de consumo de los clientes. Diferentes
rubros industriales tienden a mostrar diferentes formas de consumo (Aigner, 1984).
Una de las discusiones más importantes relacionadas a la tarifa Time of Use en esta época era
sobre si estas tarifas debían implementarse de forma opcional o forma obligatoria. Desde parte de
los organismos reguladores existía una tendencia a pensar que era necesario establecer tarifas
TOU de forma obligatoria a los clientes, de manera de forzar a la demanda a ajustarse a un nuevo
perfil. Sin embargo, en contraposición a esto, algunos de los estudios y programas sugirieron que
las tarifas TOU no generaban una mejora en el bienestar (Welfare Enhancing). Así, el mismo
estado comenzó a financiar experimentos y programas pilotos, obligando en algunos casos a
participara los clientes de los con miras a elaborar programas de tarifas Time of Use bien
implementados (incluyendo premios para compensar a los clientes por la obligatoriedad). Con
posterioridad, muchos programas de tarifas TOU terminaron imponiéndose de forma opcional,
esto es, obligando a las empresas a ofrecer tarifas TOU pero dejando a libre elección la
participación de ellas por parte de los clientes (Aigner, 1984).
Otro elemento importante en los análisis realizados en esta época es el concepto denominado
“revenue neutrality”, donde la implementación de una tarifa con precios diferidos de la energía
por horaria (precio en punta, precio fuera de punta) debe ser aproximadamente igual en costo a
una tarifa plana (Aigner, 1984).
Dentro del análisis de costo de estos programas, varios estudios incluyen una estimación de los
eventuales beneficios y costos que podrían significar a la sociedad. Un ejemplo de esto es la
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estimación que se hizo ya en esa época de los costos de medición asociado a la implementación de
estas tarifas con valores entre los US$400 y US$150, con un programa estimando un costo
mensual igual a US$1,42. Sin embargo, estos costos son alcanzables sólo si existe un nivel
relativamente alto, alrededor de 2.000 a 2.500 kWh. Pese a esto, clientes con algunas
particularidades pueden beneficiare con consumes menores. Un ejemplo de esto son clientes que
deban activar motores de piscina, los cuales se pueden adaptar mucho mejor a una tarifa TOU,
siendo necesario un consumo de 800 kWh mensual para justificar su implementación. Clientes con
un sistema de calefacción eléctrica, los cuales son altamente programables, pueden acceder a
tarifas TOU de manera costo efectiva con un consumo de 600 kWh. Otros estudios se dedicaron a
estudiar clientes residenciales de gran envergadura, con consumos sobre los 13.000 kWh, incluso
hasta 15.000 kWh los cuales representaban entre un 9% y un 25% de los clientes residenciales. Así,
la respuesta que muestren los clientes a las tarifas TOU dependerá de la infraestructura que estos
tengas, sobre todo, la infraestructura poco convencional como los sistemas de aire acondicionado,
calefacción y piscina, además de infraestructura básica como el refrigerador la maquina lavadora.
Además, otras condiciones externas como el tipo de Clima, temperatura y viento también son
relevantes (Aigner, 1984).
En estos programas también se estudio la capacidad de transferir o extrapolar conclusiones de un
lugar a otro (transferability). Los estudios concluyeron que si se realizan los ajustes necesarios
controlando por una serie de efectos propios de un lugar especifico (Ej: Clima frio de Wisconsin),
es posible extrapolar la experiencia de un lugar a otro (Aigner, 1984). Desde este punto de vista,
los estudios realizados a nivel internacional permitirán realizar algunas conclusiones iniciales,
aventurándose a establecer una base de discusión para el caso chileno.
Estos programas fueron financiados por el estado, a través del Departament of Energy (DOE), de
manera de que los resultados sirvieran para alimentar sus decisiones y recomendaciones. Esto
refuerza la necesidad de conocer a cada una de las industrias y su consumo por parte del
regulador y hacer pública esta información en base a datos, de manera que las universidades y
estudiantes puedan sugerir políticas y evaluar sus efectos (Aigner, 1984).
Dentro de los análisis realizados incluso se encontraron análisis por tipo de industria. Las
conclusiones de estos estudios ya mostraron que en esta época industrias como la de la celulosa y
el papel, la piedra y el vidrio, la maquinaria, los servicios y negocios (Hirshberg y Aigner) tenían
una buena elasticidad – precio (positiva) en su consumo de electricidad. Los estudios realizados
por Park y Acton donde estudiaron la industria de la Madera, de la Comida, del plástico, metales
primarios, maquinarias, transporte y grandes establecimientos comerciales mostraron también
que responden de mucha mejor forma a las tarifas TOU. En este sentido, los estudios concluyen
que al ser la implementación de tarifas TOU favorable, es posible pensar que la proliferación de
estas tarifas de manera obligatoria en este tipo de clientes, podría ser justificada. Se requiere sin
embargo, un mayor análisis para poder concluir de manera satisfactoria esta hipótesis. Los
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estudios realizados de forma más reciente, no hacen más que precisar algunas de las hipótesis
propuestas hace ya dos décadas por estos estudios iniciales (Aigner, 1984).
En Europa, la distribuidora de electricidad francesa “Electricié de France (EDF) ha realizado
diversos programas y estudiado ampliamente el efecto de la implementación de tarifas como
cambio horario y tarifas tipo Peak Load Princing. Desde el año 1965, esta distribuidora implementó
tarifas tipo peak load pricing con dos bloques fijos, incluido clientes residenciales los cuales se
vieron obligados a cambiar consumo desde el horario de punta hacia el horario fuera de punta. El
factor de carga alcanzo un valor muy alto, llegando a un 90% en los días de invierno de fin de
semana. Sin embargo, debido al desarrollo de sistemas de calefacción eléctrica, la demanda punta
se ha concentrado en invierno, estando esto mucho más relacionado a la temperatura ambiente,
siendo difícil su predicción. De esta forma la demanda alcanzó un comportamiento muy plano
durante la mayoría de los días, con algunos días invernales aleatorios con demandas puntas muy
elevadas. Pese a que la mayoría del tiempo la demanda se comportaba con un buen factor de
carga, los días difíciles de predecir de alta demanda impusieron altos costos en el sistema (Aubin,
Fougère, Husson, & Ivaldi, 1995).
De manera de poder lidiar con estos altos costo, EDF desarrollo tarifas real – time de manera de
reflejar la variación de costo y demanda en las políticas de tarificación. Esta tarifa constituía una
tarifa flexible basada en el estado de los equipos de generación y la utilización de la red. Estas
tarifas tenían la ventaja por sobre la ya estandarizada tarifa peak load pricing residencial reflejar
los costos marginales real y actual en vez de considerar un valor esperado del costo marginal. Sin
embargo, hablar de tarifa en tiempo real, no significa hablar de una tarifa que varíe en todo
momento. Surge la interrogante del conjunto de periodos flexibles óptimos a implementar de
manera que los costos generados por la implementación de la tarifa no sean mayores a los
beneficios. Resulta poco práctico pensar en cambiar los precios de manera continua e instantánea,
debido a que esto requeriría un sistema de información muy costos y elaborado de manera de
notificar efectivamente al cliente. Sin embargo, debido a que los costos de los dispositivos
electrónicos de monitoreo han decrecido de forma importante, el costo de transacción de
implementar una tarifa real time son ahora razonables, cuando el numero de señales de precio a
ser transmitida es limitado (Aubin, et al., 1995).
De esta forma, es posible diseñar tarifas que solo presenten una flexibilidad de precio importante,
durante los periodos de punta critica en el año, regresándola un esquema más convencional y fijo
en periodos de menor estrés. En el diseño de esta tarifa es importante que la transmisión de
señales sofisticadas de precio deba estar justificada. El factor crucial es la capacidad del
consumidor a usar estas señales, esto es, su capacidad de reducir su consumo en punta y movilizar
consumo desde horarios de punta a otros periodos. Por esta razón, las tarifas en tiempo real no
pueden ser mandatorias y son ofrecidas a los clientes como una alternativa opcional. Así, es de
vital importancia para el diseño óptimo de tarifas, evaluar la respuesta de los clientes a las señales
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de precio en tiempo real y medir las pérdidas o ganancias de beneficio (Welfare) debido a la
implementación de estas opciones (Aubin, et al., 1995).
Un estudio al respecto de la implementación de tarifas real time residenciales en EDF, elaborado
por Aubin, Fougère, Husson y Ivaldi concluyo que implementar tarifas de este tipo representan un
aumento en el beneficio de la mayoría de los clientes participantes. Esta conclusión, aunque
significativa en su alcance, carece de evidencia fuerte que permita afirmarla ya que los
experimentos realizados eran de pequeño tamaño, con clientes homogenos, no permitiendo
generalizar las conclusiones a todo el universo de clientes (Aubin, et al., 1995).
Actualmente, la experiencia en estudios y programas para tarificación flexible en el mundo
desarrollado es extensa. Desde los programas desarrollados en la década de los 1980 como el de
Caves y Chistensen (1984) donde se encontró que la elasticidad de substitución era idéntica entre
varios experimentos, existe los medios para decir que en muchos casos las tarifas flexibles, en
especial, la tarifa Time of Use y la tarifa Critical Peak Pricing (CPP) significan beneficios para un
importante número de clientes (aunque no para todos). Los resultados encontrados por Aubin
para EDF muestran que pese a tener una estructura de tarifa conectada a la operación en tiempo
real del sistema y compleja en estructura, con tres tipos de días en el año y cada día dividido en
dos periodos, la mayoría de los clientes respondían positivamente, existiendo un beneficio para
ellos. Otros estudios como el de Braithwait (2000) encontró que los clientes enfrentados a tarifas
TOU desplazaban consumo tanto de periodos punta como periodos “hombro” a periodos de fuera
de punta. En este sentido, uno de los programas más importantes de la última década
desarrollado en Estados Unidos, esto es, el Statewide Pricing Pilot (SPP) de California,
implementado entre el 2003 y el 2005 encontró que los clientes respondieron tanto a tarifas TOU
como a tarifas CPP, aunque de una manera más importante frente a la segunda tarifa. El análisis
de este y otros 14 pilotos desarrollados en estados unidos puede verse en la revisión realizada por
Faruqui y Sergici (2010)3(Faruqui & Sergici, 2010, 2011)
3.2 EXPERIENCIA ESTADOS UNIDOS EN TARIFICACIÓN FLEXIBLE DE ELECTRICIDAD
En Estados Unidos, la experiencia en tarificación flexible y flexibilidad tarifaria es variada. De los
casos revisados, la figura del comercializador está presente sólo en uno de ellos (Texas), mientras
que en el resto de los casos es la distribuidora de electricidad (utility) quien se encarga de
comercializar la electricidad a los usuarios finales regulados. Sin embargo, en todos los casos
revisados existe flexibilidad tarifaria y las opciones tarifarias disponibles a los clientes son muy
variadas. Las empresas, ofrecen una variedad de tarifas, generalmente ajustadas a perfiles de
consumo específicos. De ésta forma, existen tarifas especiales para clientes residenciales, clientes
3 http://www.springerlink.com/content/662x7802wp3u8367/fulltext.pdf
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comerciales, industriales y agrícolas. Desde el punto de vista de las tarifas flexibles, la opción más
popular observada es la tarifa tipo Time Of Use (TOU), presente en todos los casos revisados. Esta
tarifa tiene décadas de aplicación y se ha usado desde mucho antes que la llegada de la medición
inteligente.
En todos los casos revisados, los suministradores de electricidad minoristas (comercializadoras o
distribuidoras) tienen la libertad de definir sus propias opciones tarifarias. Si bien, no existe un
modelo estandarizado para el diseño de opciones tarifarias definido de forma directa en la
regulación, existen directrices y requerimientos que los suministradores de electricidad deben
seguir, proveyendo al ente regulador de información y documentación respecto a las opciones
tarifarias que desean implementar. De ésta forma, el regulador puede revisar los antecedentes
necesarios y determinar si la opción tarifaria propuesta puede o no ser ofrecida a los clientes.
En Estados Unidos, también se identificó la existencia de algunos programas pilotos de tarificación
flexible en conjunto a tecnologías de medición inteligente. Se destacan algunos programas pilotos
implementados tales como: Power Cents DC, implementado en Washington; AmerenUE en
Missouri; Programa piloto de evaluación de impacto en las tarifas en California y el programa de
tarificación inteligente implementado por BGE, Baltimore. Las tarifas propuestas en estos
programas, son similares en concepto a las tradicionales tarifas Time Of Use disponibles en los
casos revisados. Sin embargo, éstas son de mayor complejidad y comprometen el uso de
tecnologías habilitadoras como los medidores inteligentes (permitiendo cambiar precios y horarios
más frecuentemente). Las tarifas consideradas en estos pilotos, van desde la ya conocida Time Of
Use (ToU) hasta tarifas más complejas como el Critical Peak Pricing, Super Peak ToU y Real Time
Pricing.
3.2.1 TARIFAS ELÉCTRICAS EN CALIFORNIA
En California, casi la totalidad del suministro eléctrico minorista (clientes regulados) está a cargo
de cinco grandes distribuidoras eléctricas: Pacific Gas & Electric (PG&E); San Diego Gas & Electric
(SDGE), Pacific Corp (Pacific Power & Light), Sierra Pacific Power Company (SPPC) y Southern
California Edison (SCE). Estas empresas poseen un sistema tarifario flexible que permite a sus
clientes optar por opciones tarifarias distintas que se acomodan de mejor forma a sus
necesidades. Las empresas generadoras venden su electricidad a las distribuidoras, las que luego
ofrecen diferentes alternativas tarifarias a sus clientes. Estas tarifas deben tener un precio
razonable y cubrir los costos de suministro (generación, transporte e inversión). La California
Public Utilities Commission (CPUC) es la Comisión que regula el sistema de tarifas, responsable de
que todos los agentes que forman parte del mercado eléctrico californiano cumplan con las
normas y leyes establecidas por el “Public Utility Code”.
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3.2.1.1 CLASIFICACIÓN DE CLIENTES REGULADOS EN CALIFORNIA
En el mercado de la distribución y venta de electricidad minorista en California la clasificación de
clientes se realiza por empresa. Cada una de las empresas de distribución tiene su propia
clasificación de clientes con sus respectivas tarifas. PG&E no presenta sus opciones tarifarias
clasificadas explícitamente por tipo de cliente, pero al observar el pliego tarifario es posible
identificar que las tarifas están dirigidas a distintos segmentos de clientes, entre ellos se
encuentran: clientes residenciales (grandes clientes residenciales, clientes residenciales de familia
múltiple, clientes residenciales de escasos recursos), clientes agrícolas, clientes industriales,
clientes comerciales y clientes de iluminación. Además existen otros tipos de clientes que optan a
tarifas especiales como los medidores con generación residencial, net – metering, servicios de
emergencia, etc. SDG&E presenta una clasificación de sus tarifas explícita por tipo de cliente,
existiendo tarifas dirigidas a clientes residenciales, clientes comerciales/industriales, clientes de
iluminación y clientes “misceláneos”. El resto de las distribuidoras presentan estructuras de
clientes muy similares con estas dos distribuidoras (CPUC, 2012; PG&E, 2012; SDG&E, 2012)
En PG&E los consumidores residenciales están sujetos a límites llamados “Baseline Quantity”, que
corresponden a cuotas de consumo eléctrico con una determinada tarifa. La energía consumida
que supere la “Baseline Quantity” es facturada a un precio mayor. Las cuotas o “Baseline
Quantity”, son propuestos por la distribuidora y aprobados por la CPUC4, se actualizan cada tres
años. Estas cuotas, se basan en las características climáticas de la zona de consumo, la época del
año (verano o invierno) y si la calefacción de la instalación es puramente eléctrico o utiliza
electricidad y gas. Las “Baseline Quantities” también puede observarse en Pacific Power, SDG&E y
California Pacific Electric Company.
Las distribuidoras ofrecen distintas tarifas de acuerdo a los perfiles de consumo de cada tipo de
clientes. Para discriminar a los clientes impone requisitos mínimos que debe cumplir el cliente
para acceder a las tarifas, lo cual es regulado por la CPUC.
3.2.1.2 TARIFAS ELÉCTRICAS Y SU ESTRUCTURA EN CALIFORNIA
En California las distribuidoras son reguladas en sus tarifas de venta, realizando además un
chequeo de ingreso total, que tiene por objetivo asegurar que las distribuidoras reciben los
ingresos necesarios para proveer el servicio, recuperando todos los costos y obteniendo una
adecuada tasa de rentabilidad del capital. Todos los excedentes o déficits de ventas, que pudieran
aumentar o reducir este ingreso, son devueltos o cargados a los clientes, procurando que la
distribuidora no se beneficie de mayores ventas, ni sufra por las caídas en las mismas.
4 California Public Utility Comission
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Casi la totalidad de los requerimientos de ingreso de las distribuidoras (Revenue requirements)
son solicitados al regulador (CPUC) en los procesos denominados “General Rate Cases (GRCs)” y
“Energy Resource Recovery Account (ERRA)”. En la declaración del proceso general GRCs, la
distribuidora busca recuperar los costos de mantener y rentar sobre la infraestructura (nueva y
existente) de generación y distribución. Por otra parte, los costos presentados en el proceso ERRA
son principalmente costos de combustible y compra de capacidad, donde la distribuidora sólo
recupera los costos incurridos y no obtiene retorno sobre ellos. Otros programas especiales, como
programas de eficiencia energética, “Renewable Portfolio Standard (RPS)”, iniciativas solares,
generación distribuida y “Demand response; tienen sus propios procesos de requerimiento de
ingresos5.
Las distribuidoras eléctricas pueden cambiar sus tarifas varias veces al año, cada vez que la
empresa considere necesario para reflejar los cambios del mercado. Para esto, la distribuidora
realiza una propuesta a la CPUC, la cual es revisada en audiencia pública, frente a grupos de
interés como clientes residenciales, negocios, ambientales, agrícolas, entre otros.
3.2.1.2.1 DESCRIPCIÓN DE LAS TARIFAS FLEXIBLES
Las empresas distribuidoras diseñan sus propias tarifas, dando la posibilidad al consumidor de
optar por el plan que más le acomode. El diseño e implementación de éstas tarifas, es propuesto y
ejecutado por las empresas distribuidoras y supervisado por la CPUC.
Dentro de la totalidad de las tarifas, hay elementos en común que permiten clasificarlas. Las más
conocidas son:
Tarifas por bloques: Poseen un valor para los kWh que depende de la cantidad de energía
consumida, el cual es constante para ciertos niveles de energía de acuerdo a una línea
base de consumo o “Baseline Quantity” (un valor entre 0 y 100%, otro valor entre 101% y
130%, etc.). Estos valores no dependen de la hora y fecha en que se consume. Esta tarifa
además incluye un pago mínimo mensual independiente del nivel de consumo del cliente.
Este pago se encuentra expresado en US$ por medidor/cliente por día.6
Tarifas Time-Of-Use (TOU): Dividen al día en dos o tres bloques, horarios peak y off-peak o
en peak, partial-peak y off-peak. Los horarios peak tienen un valor más elevado y los Off-
Peak un valor menor para incentivar la disminución consumo en horas punta. Por ejemplo,
5http://www.cpuc.ca.gov/NR/rdonlyres/A1561B40-16DE-4601-97AE-
4E70F37E090D/0/SB695CPUCreport.pdf
6 Para PG&E en la tarifa básica residencial (Residential Service E1) este cobro corresponde a US$0,14784
diarios http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-1.pdf
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para PG&E, para clientes industriales y agrícolas, la tarifa de tres bloques para el verano,
tiene un periodo peak entre las 12:00 P.M. y las 6:00 P.M., un periodo de partial- peak
desde las 8:30 A.M. a las 12:00 P.M. y desde las 6:00 P.M a las 9:30 P.M., y un periodo off-
peak entre las 9:30 P.M. y las 8:30 A.M. Durante el invierno el periodo de punta se elimina,
existiendo un periodo de partial – peak entre 8:30 A.M. y 9:30 A.M. y el periodo off – peak
entre las 9:30 P.M. y las 8:30 A.M. Para el caso de la tarifa de dos bloques, durante el
verano, el periodo peak se encuentra entre las 12:00 P.M. y las 6 P.M., siendo el resto
correspondiente al periodo de off – peak. Durante el invierno estos periodos se modifican
estando el partial – peak entre las 8:30 A.M. y las 9:30 P.M. Para el caso de clientes
residenciales se define un periodo de punta entre las 12:00 P.M. y las 6:00 P.M. y un
periodo fuera de punta el resto del día para todos los días del año.
Tarifas de Temporada: Estas tarifas corresponden a tarifas por bloque, con la diferencia
que existen valores diferentes para la energía durante invierno y durante verano. Un
ejemplo de esta tarifa es la ofrecida por PG&E para sus clientes residenciales (Tarifa E-8
Residential seasonal service option7)
Generación Distribuida (GD): Plan tarifario para clientes que generan su propia energía y
se conectan a la red,. Para PG&E existen varias opciones de estas tarifas apuntando a tres
alternativas de operación para generadores distribuidos.
o GD suministrando gran parte de la demanda y PG&E supliendo la demanda
residual
o GD operando como peak – shaving (recorte de punta) o demand management
(gestión de demanda)
o GD operando como Net – metering (medición neta). En este último caso considera
la energía entregada y la energía recibida. Por lo general, el valor de la energía
entregada (o excedente) es menor debido a que la tarifa de consumo de energía
muchas veces remunera también a la infraestructura de las empresas eléctricas.
Esta tarifa tiene algunas restricciones, como que la suma total de la capacidad es
instalada de todos los clientes inscritos en éste tipo de tarifa, no debe superar el
5% de la demanda peak agregada del sistema 8
Tarifas Tipo Peak Load Pricing: Estas tarifas tiene un cobro separado de energía y potencia
(o demanda), con valores diferentes para la energía y la potencia durante el invierno y el
verano. Un ejemplo de esta tarifa para el caso de PG&E es la tarifa A-10 2 Medium General
Demand – Metered Service. Estas tarifas se aplican típicamente a clientes de mayor y
tamaño como los clientes industriales y agrícolas, con una demanda máxima de hasta 500
7 http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-8.pdf
8http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneratio
n/index.shtml y Distributed generation Handbook: http://www.pge.com/mybusiness/customerservice/nonpgeutility/generateownpower/distributedgeneration/interconnectionhandbook/index.shtml
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kW. Esta incluye un cargo por cliente (costumer charge) mayor que la tarifa general (A1 o
Small general service) , con un cargo por energía menor que la tarifa A1 (el cual también
varia por temporada). Además tiene un cargo adicional por demanda (medido en
kW)(PG&E, 2011d).
Las tarifas en California típicamente se agrupan en tarifas para clientes residenciales,
comerciales/industriales, clientes de iluminación y clientes misceláneos. Por ejemplo, en el caso de
San Diego Gas & Electric, las tarifas para clientes residenciales incluyen tarifas de servicio
domestico (DR) las cuales corresponden a tarifas de bloques con temporada (invierno y verano),
tarifas Time – of – Use para clientes con y sin sistemas solares (DR –TOU) y DR – SES), tarifas
especiales para hogares multi – familia (DM, DS, DT), entre otros. Para clientes comerciales e
industriales existen tarifas planas por consumo de energía (Tarifa A, Tarifa A-TC), tarifas con cobro
de demanda de energía y potencia separada (tarifa AD), tarifas Time – of - Use (A-TOU/pequeños
clientes, AL-TOU/grandes clientes) y tarifas para clientes con generación distribuidora (DG-R). Para
los clientes de iluminación existen tarifas especiales para clientes de iluminación de calles y vías
públicas, y clientes de iluminación de áreas exteriores9.
Para PG&E se entrega, para una revisión más en detalle de sus tarifas, el enlace al pliego tarifario
en este enlace. Además el enlace del detalle de las tarifas en formato Excel se entrega en este link.
3.2.1.3 ESTRUCTURA DE COSTOS EN LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN CALIFORNIA
Todas las tarifas eléctricas en California poseen la misma estructura de costos o cargos. Si bien, el
valor de los cargos de potencia y energía varía de acuerdo a la tarifa contratada, el resto de cargos
mantiene la misma estructura en todas las tarifas. Esto se presenta en el ejemplo de la Tabla 1
para la tarifa residencial E-1 de la empresa distribuidora PG&E, desglosada en sus componentes
(PG&E, 2011c).
Como se explicó para el caso general de clientes residenciales de California, los clientes
residenciales de PG&E tienen cuotas de energía o “Baseline Quantities”, los cuales son niveles de
energía con un cierto precio. A medida que el consumo supera distintos niveles de energía, se
factura a un precio unitario mayor. De ésta forma, se pretende incentivar el ahorro energético. Las
“Baseline Quantities” dependen de la zona geográfica, la estación del año y el tipo de consumo de
la instalación, básicamente si la calefacción del hogar es eléctrica o a gas. La “Baseline” asignada
corresponde al nivel mínimo de energía eléctrica necesaria para que un consumidor promedio
cubra sus necesidades y es aprobada por la CPUC.
9 http://sdge.com/rates-regulations/current-and-effective-tariffs/current-and-effective-tariffs
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Los cargos facturados en las cuentas de California, corresponden a cargos por generación,
distribución, transmisión, financiamiento de programas de propósito público, desmantelamiento
de instalaciones nucleares, financiamiento inversiones pasadas, financiamiento de costo histórico
de electricidad (Bono DWR), financiamiento del sobreprecio de la electricidad por la transición a
los mercados (Ongoing CTC), monto de recuperación de costo de energía, etc. A continuación, se
presenta una breve descripción de las componentes recién mencionadas (PG&E, 2011b):
Generación: Es el costo de generar la electricidad.
Distribución: Es el costo que incurre la distribuidora en transmitir la energía desde el
sistema de transmisión hasta el usuario final.
Transmisión: Es el costo de traer electricidad desde los puntos de generación hasta los
sistemas de distribución, a través de las líneas, torres y subestaciones de poder.
Programas de propósito público: Fondos considerados por la ley para beneficiar a la
sociedad, como asistencia al contribuyente de bajos ingresos y eficiencia energética10.
Desmantelamiento de instalaciones nucleares: Es un cargo para restaurar los lugares
cercanos a plantas nucleares a su condición original, en la medida de lo posible.
Financiamiento inversiones pasadas/Trust Transfer Amount (TTA): Es un cargo para
pagar los bonos autorizados por el Estado, destinados a la refinanciación de una porción
de las inversiones pasadas comprometidas por las distribuidoras, autorizadas por la CPUC
y por lo tanto incluidas en la tarifa.
Bono DWR: Este cargo, se recupera el costo de los bonos emitidos para financiar una
parte del costo histórico de la electricidad comprada por el Departamento de Recursos
Hidráulicos de California (DWR) para suministrar a clientes de electricidad.
Ongoing CTC: El cargo por el costo de la electricidad que se encuentra por sobre el precio
de mercado, según lo determinado por la CPUC. Es un cargo de transición para financiar
los contratos que dejaron de ser económicos con la introducción de los mercados y costos
de transición asociados a los costos de empleados (PG&E11).
Monto de recuperación del costo de energía: El propósito de éste cargo, es pagar el
principal, intereses y otros costos asociados a Bonos de Recuperación de Energía que
10
Como se explicó previamente, las distribuidoras en California deben declarar sus “revenue requirements” de forma separada. Entre estas declaraciones están la realización de programas de propósito público como los programas de eficiencia energética, que de ser aprobados, son incluidos como cargos a los clientes en sus tarifas. La empresa utiliza estos fondos para financiar estos programas, para luego deber demostrar el grado de eficacia y costo – efectividad de estas medidas, de manera de obtener una recompensa de la implementación de estos programas (incentivos basados en desempeño y mecanismos de riesgo – recompensa). 11
Explicación de cuenta de PG&E. Link: http://www.pge.com/myhome/myaccount/explanationofbill/departedload/
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fueron emitidos por una Entidad de Propósito Especial que fue creada para salvar la banca
rota de las distribuidoras de electricidad12.
Tabla 1 – Detalle de los cobros variables de una tarifa residenial de PG&E. Fuente: PG&E.13
Tarifa de energía por componente (US$ por kWh)
Generación:
Uso Baseline $0,03478
101% - 130% of Baseline $0,04291
131% - 200% of Baseline $0,11761
201% - 300% of Baseline $0,13705
sobre 300% of Baseline $0,13705
Distribución: 14 (US$ por kWh)
Uso Baseline $0,03677
101% - 130% of Baseline $0,04538
131% - 200% of Baseline $0,12437
201% - 300% of Baseline $0,14493
sobre 300% of Baseline $0,14493
(US$ por kWh)
Transmisión $0,01444
Ajuste tarifa de Transmisión $0,00136
Servicios de confiabilidad $0,00044
Programas de propósito público $0,01530
Desmantelamiento de instalaciones nucleares $0,00066
Cargos de transición de competencia (Ongoing CTC)
$0,00881
Cantidad de recuperación del costo de la energía $0,00472
Bono DWR $0,00505
12
Esta componente está incluida para permitir absorber pérdidas financieras importantes que puedan llevar a la bancarrota a empresas distribuidoras. Por ejemplo, en abril del 2001, PG&E realizó una petición para acogerse a la protección bajo el Capítulo 11 del Código de bancarrota de los estados Unidos (United States Bankruptcy Code). El plan de reorganización de PGE se volvió efectivo en abril del 2004 bajo la comisión D.03-12035. Para restablecer la “salud financiera” de PG&E se autorizó a la empresa a recolectar US$2.21 billones de sus clientes en un periodo de 9 años. Ver el siguiente enlace para más información http://docs.cpuc.ca.gov/published/Final_decision/41515-01.htm 13
http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-1.pdf 14
A diferencia de la componente de transmisión, la componente de distribución representa una componente más importante en la estructura de la tarifa (de acuerdo a su valor). La estructura tarifaria en California dispone diferenciar para los clientes residenciales este valor de acuerdo a los baseline quantities.
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3.2.1.3.1 PROGRAMAS DE PROPÓSITO PÚBLICO EN EFICIENCIA ENERGÉTICA
Respecto de los programas de eficiencia energética mencionados dentro del ítem de programas de
propósito público cabe mencionar que en California existe una política de desacople de ingresos
en la distribución eléctrica desde 1982 (Revenue Decoupling). Es decir, se procura que la
distribuidora retenga sus ingresos, incluso si los programas de eficiencia reducen las ventas de
electricidad. Esta política fue diseñada para remover los desincentivos de las distribuidoras para
promover la eficiencia energética entre sus clientes. Bajo el desacople de ingresos, las
distribuidoras deben declarar sus requerimientos de ingresos y estimar las ventas al regulador
(CPUC).
La CPUC ajusta las tarifas (rates) en forma periódica para asegurar que estas no recolectan ni más
ni menos de lo necesario para pagar los costos de mantener y operar las instalaciones, y proveer
una tasa de retorno justa a las inversiones realizadas. Cualquier exceso en los ingresos es devuelto
a los consumidores, mientras que los déficits luego son cobrados a los estos. Posteriormente, en
conjunto a las medidas de desacople se implementaron incentivos al desempeño donde las tasas
de retorno sobre las inversiones en programas de eficiencia energética se condicionaron al
cumplimiento de metas (programas exitosos consiguen una mayor rentabilidad sobre los activos
involucrados, mientras que los programas fracasados deben pagar multa). Esto es conocido en
California como el programa “Decoupling Plus”15.
3.2.1.4 REGULACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN CALIFORNIA
En el Estado de California, es el regulador del sistema eléctrico quien debe velar por los
procedimientos de cambios de tarifa, aprobar la creación de nuevas tarifas, la no discriminación de
clientes y debe actuar en la resolución de conflictos entre consumidores y distribuidora.
Se establece que las empresas distribuidoras sólo pueden obtener utilidades a través de las tarifas
flexibles a partir de tasas de retorno o ganancia en los activos, como bienes y equipos. La
distribuidora, cobra en la tarifa el valor correspondiente al reembolso de sus costos de energía
comprada y costo de combustible, no obteniendo margen de ganancia o beneficio a partir de estos
elementos. Para asegurar esto, las distribuidoras deben declarar en dos procesos distintos sus
costos de operación y mantención de sus instalaciones. Por una parte se encuentra el proceso
“General Rate Cases (GRCs)”, el cual corresponde a los costos de mantención e instalación de
infraestructura existente y nueva infraestructura, sobre el cual la empresa podrá obtener un
retorno a sus inversiones. Por otra parte, en el proceso “Energy Resource Recovery Account
(ERRA)”, la empresa declara sus costos de suministro, principalmente costos de combustible y
15
http://www.cpuc.ca.gov/NR/rdonlyres/A1561B40-16DE-4601-97AE-4E70F37E090D/0/SB695CPUCreport.pdf ; http://www.fypower.org/pdf/Decoupling.pdf
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costos por compra de capacidad, sobre los cuales no recibe renta alguna (sólo recupera sus
costos). Además, los ingresos de las distribuidoras no son dependientes de las ventas. Las tarifas
de PG&E las regula la CPUC, quien autoriza un cierto retorno sobre las inversiones a la
distribuidora sin asociarlo (desacoplando) de los montos de electricidad y gas que vende a sus
clientes. Los incentivos que se han implementado en California son del tipo “Revenue Decoupling” y
“Performance incentives”, explicados en la sección 4.4.2.2
Para crear una nueva tarifa, la distribuidora debe notificar a la CPUC explicando su estructura. La
CPUC expone la información de la nueva tarifa, a través, de su plataforma eTariff para el
conocimiento público.
Respecto a las tarifas existentes, para realizar cambios en cualquier tipo de tarifa, las
distribuidoras deben hacer públicas las nuevas características de la tarifa, 30 días antes de la
aplicación de los cambios, además, de ser aprobadas y archivadas por la CPUC. Todas las tarifas
ofrecidas por la distribuidora se deben presentar públicamente.
3.2.2 TARIFAS ELÉCTRICAS EN WISCONSIN
El Estado de Wisconsin presenta varios proveedores de electricidad, los cuales corresponden sólo
a empresas de distribución de electricidad, sin la figura del comercializador. A estas distribuidoras
privadas (“Investor owned utilities”) se deben agregar las distribuidoras municipales y
cooperativas, donde las municipalidades o los clientes son los dueños de su propia distribución
eléctrica. Las tarifas de cada empresa y cooperativa son listadas por el “Public Service Comission”
de Wisconsin (WPSC16), quien regula además la fijación de las tarifas eléctricas de las
distribuidoras privadas. La PSC fija las tarifas considerando los costos de operación y
mantenimiento necesarios para entregar el servicio eléctrico, además de una tasa de retorno
adecuada para el capital inmovilizado en las inversiones de dichas empresas. Cuando las grandes
distribuidoras desean hacer cambios en sus tarifas, estas deben solicitar una revisión de estas
tarifas a la PSC. Basándose en estudios de costos, auditorias y recibiendo también testimonios de
los consumidores en audiencias públicas, la PSC establece los valores de la tarifas.
La tasa de retorno final de los inversionistas no corresponde a una ganancia asegurada para las
distribuidoras, pero depende del nivel de eficiencia que estas tengan en su negocio. Por una parte,
la componente en la tarifa asociada a este retorno tiene una cota máxima fijada por la PSC.
Además, dependiendo de condiciones climáticas y económicas, las ventas de electricidad
aumentaran o disminuirán, causando que las ganancias de las distribuidoras se vean afectadas. La
revisión de tarifas por la PSC se realiza en forma individual para cada una de las distribuidoras del
Estado.
16
WPSC Link: http://psc.wi.gov/apps40/tariffs/default.aspx?tab=1
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Las cooperativas rurales y distribuidoras municipales difieren de las grandes empresas
distribuidoras privadas, ya que típicamente sólo se dedican a la distribución de electricidad y no a
la generación, además sirven a sus propios dueños o accionistas. Las tarifas de estas distribuidoras
son fijadas por su propia junta de directores y no por la PSC17.
En Wisconsin se observan diversos esquemas de tarificación, debido a que cada distribuidora
posee la libertad de definir sus propias clasificaciones de clientes y opciones tarifarias. Sin
embargo, es posible identificar lineamientos generales, estableciendo una división entre clientes
residenciales pequeños, clientes comerciales e industriales pequeños y clientes residenciales,
comerciales e industriales grandes. Para un ejemplo de esta variedad se sugiere visitar a las
empresas Alliant Energy, Madison Gas & Electric (MG&E18), Superior Water, Light & Power
Company, We Energies, Wisconsin Public Service Corporation (WPS) y Xcel Energy, las mayores
empresas de distribución eléctrica del Estado.
Por ejemplo, la empresa WPS19 presenta opciones tarifarias separadas para clientes residenciales,
comerciales e industriales pequeños, granjeros, comerciales e industriales, comerciales e
industriales grandes, gubernamentales, clientes con generación local, net metering/billing, etc.
Esta empresa ofrece tarifas planas, tarifas de conservación y de control de aire acondicionado para
todos los clientes residenciales. Además presenta tarifas pilotos de ToU y Plana con premios o CPP
(con premios por desconectarse en periodos críticos avisado con una hora de antelación). Además
existen tarifas ToU opcionales de 2 y 3 bloques.
Para la misma empresa (WPS), los clientes comerciales e industriales pequeños tienen acceso a
una tarifa donde la distribuidora controla los aires acondicionados y calentadores eléctricos de
agua, tarifas ToU de tres bloques opcionales para todos los clientes comerciales e industriales
(CG3OTOU, CG4OTOU). Tarifas TOU de dos bloques para clientes con más de 100 kW o consumo
mayor a 25MWh/año (CG2020)(WSP, 2012b). Además diferentes pilotos de RTP, ToU, CPP para
todo tipo de clientes. Clientes comerciales e industriales mayores a 500 kW de carga interrumpible
tienen acceso a la tarifa online power - exchange (OPE), donde se postean precios de oferta para
recortar consumo (WSP, 2012a).
Los clientes comerciales e industriales grandes (mayores a 1 MW) tienen opciones tarifarias de
ToU (tarifa CP), con versiones interrumpibles (CPI), otras con versiones con precio a publicar con
un día de anticipación y 4 posibles precios (tarifa CPND), premio de respuesta (“critical peak
pricing” o “response rewards - pilot”, tarifa CPRR), tarifa real time market pricing (tarifa rtpm). En
17 http://psc.wi.gov/consumerinfo/faq's/energy/utilityRatesDetermined.htm
18 MG&E: http://www.mge.com/Images/PDF/Electric/Rates/ElecRates.pdf#
19 WPS: http://www.wisconsinpublicservice.com/company/wi_tariffs.aspx#
20 http://www.wisconsinpublicservice.com/business/wi_tou_cg20.aspx
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esta última se pagan los bajos precios mayoristas del Midewest ISO (LMPS) más un cargo de
10USD$/MWh (WSP, 2012b).
Las opciones tarifarias ofrecidas en esta y otras empresas son variadas, observándose que en
comúnmente disponibilidad de tarifas tipo Time Of Use, donde distintos bloques horarios se
tarifican diferenciadamente, a veces incluyendo diferenciación por temporada (invierno, verano);
tarifas Peak Load Pricing, donde se cobran separadamente el consumo energético y la demanda
máxima; tarifas especiales para clientes en riesgo social; tarifas tipo convenio para actividades
específicas; tarifas para net metering, pilotos de RTP, CPP, ToU para clientes de mayor tamaño,
etc..
3.2.2.1 CLASIFICACIÓN DE CLIENTES REGULADOS EN WISCONSIN
La clasificación de los clientes en el Estado de Wisconsin, se realiza en base a criterios internos de
cada empresa distribuidora eléctrica, operando en una cierta área del Estado. Los clientes son
clasificados según criterios como: su consumo eléctrico, ubicación geográfica (rural o urbano),
potencia instalada y demanda de punta. Por ejemplo, para el caso de MG&E, los clientes son
clasificados en clientes residenciales (clientes muy pequeños21), clientes comerciales e industriales
muy pequeños (bajo 20 kW), clientes industriales y comerciales entre 21 kW y 75 kW (clase A),
clientes industriales y comerciales entre 76 kW y 200 kW (clase B) y clientes industriales y
comerciales mayores por sobre los 200 kW de demanda. Estas clasificaciones, son utilizadas para
ofrecer diferentes opciones tarifarias a los grupos de clientes, según corresponda22. Xcel Energy
presenta una clasificación similar, con clientes residenciales, comerciales, industriales e
iluminación23.
3.2.2.2 TARIFAS ELÉCTRICAS Y SU ESTRUCTURA EN WISCONSIN
Las opciones tarifarias ofrecidas en Wisconsin a los clientes de la red de distribución, dependen de
las distribuidoras de electricidad y sus criterios propios de diseño tarifario. En el caso de MG&E
para los clientes residenciales, existen opciones tarifarias estándares y disponibles en forma
pública. Estas opciones, consideran tarifas por bloque y temporada, tipo Time of Use; tarifas peak
21
En MG&E, los clientes residenciales, corresponden a los clientes que puedan atribuirse a consumos de una o dos familias, condominios, apartamentos u otras unidades residenciales que consten con elementos como alumbrado, cocina, calefacción, electrodomésticos ordinarios y motores que no sobrepasan los 7,5 HP. 22
MG&E: http://www.mge.com/Business/rates/elec_bizrates.htm 23
Excel Energy: http://www.xcelenergy.com/About_Us/Rates_&_Regulations/Rates,_Rights_&_Service_Rules/WI_Regulatory_Rates_and_Tariffs
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load pricing24 para clientes comerciales e industriales, tarifas verdes (renewable energy program);
tarifas tipo convenio para usos específicos como calentadores de agua; tarifas para clientes con
vulnerabilidad social y tarifas para generación local (net metering) (MG&E, 2012). Excel Energy
presenta tarifas por bloque y temporada, tarifas Time of Use, tarifas peak load pricing y tarifas
especiales para clientes residenciales – agrícolas con cargas controlables25 (XcelEnergy, 2012).
Además existen tarifas para clientes en condición de escasos recursos.
Asimismo, las tarifas eléctricas comerciales e industriales ofrecidas en el Estado de Wisconsin
dependen de la empresa distribuidora que las elabora (Proveedor público, privado o cooperativa).
A continuación, se presenta una descripción de las familias de opciones tarifarias que se
identificaron al revisar la documentación, regulaciones y páginas web de distribuidoras de
Wisconsin. MG&E ofrece tarifas tipo bloque y temporada para clientes comerciales e industriales
enfocadas en iluminación y potencia (clientes pequeños menores a 20 kW) y tarifas con pago por
energía y potencia para clientes de mayor tamaño, además de ofrecer opciones Time of Use. Excel
Energy ofrece tarifas por bloque y temporada para sus clientes industriales de menor tamaño
(menor a 25 kW), tarifas con cobro de energía y potencia para clientes de mayor tamaño, tarifas
para clientes con carga controlable, tarifas Time of Use (hasta 200 kW) y tarifas de Real Time
Pricing experimental.
Además existen algunas tarifas de convenios especiales como tarifas para clientes con sistemas de
bomba de piscina controlable, sistemas con una demanda mínima controlable de 50 kW, etc.
3.2.2.2.1 TARIFAS TIME OF USE (TOU)
Todas las empresas distribuidoras presentan ésta opción tarifaria, típicamente en un formato de
tres componentes dentro de la tarifa: La componente On – Peak; la componente Off- peak y la
componente Shoulder–Period (en punta, fuera de punta y hombro26):
On-Peak: Ocurre cuando los precios de la energía son más altos, debido a una mayor
demanda en ése período.
24
Según exponen Malko (1976), a partir del “rate case” de MG&E de 1974 la WPSC, ordenó a las distribuidoras eléctricas privadas desarrollar estudios de peak load pricing en electricidad para ser incorporadas en los pliegos tarifarios. Según expone Aman y Cudahy (1976), las tarifas eléctricas habían crecido dramáticamente en esa época y el peak load pricing permitiría asignar apropiadamente los costos de suministro y limitar este crecimiento. 25
Las cargas son controladas por la empresa, siendo los equipos necesarios para el control provistos por la empresa. 26
La componente “hombro” corresponde a un periodo de tiempo entre horarios de punta y horarios fuera de punta en el cual la tarifa eléctrica toma un valor intermedio.
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Off-Peak: Ocurre cuando los precios de la energía son más bajos, debido a una menor
demanda. Desplazar el consumo a éstas horas, puede disminuir la cuenta presente en
la boleta mensual.
Shoulder-Period: Ocurre cuando el consumo eléctrico es moderado. El precio de la
electricidad es el estándar en éste período.
El consumidor tiene la opción de participar en éste programa, decidiendo cambiar parte de su
consumo On-peak a período Off-peak, o al período Shoulder-period. La Tabla 2 presenta un
ejemplo de los períodos On – peak, Off – Peak y shoulder-period para invierno y verano
considerados en la tarifa Time of Use 27.
Tabla 2 – Ejemplo de periodos para tarifa Time of Use empresa distribuidora Wisconsin Public Service
Nivel Invierno Verano
On-peak
Octubre-Abril Lunes a Viernes 4 p.m a 8 p.m
0.27624$/kWh Se excluyen festivos
Mayo-Septiembre Lunes a Viernes 1 p.m a 7 p.m
0.27624$/kWh Se excluyen festivos
Off-peak
Todo el año Lunes a Viernes 10 p.m a 7 a.m 0.06990$/kWh
Se excluyen festivos
Todo el año Lunes a Viernes 10 p.m a 7 a.m 0.06990$/kWh
Se excluyen festivos
Shoulder-period
Octubre-Abril Lunes a Viernes 7 a.m a 4 p.m
8 p.m a 10 p.m 0.12209$/kWh
Se excluyen festivos
Mayo-Septiembre Lunes a Viernes 7 a.m a 1 p.m
7 p.m a 10 p.m 0.12029$/kWh
Se excluyen festivos
La opción tarifaria Time Of Use está disponible tanto para clientes residenciales, como para
clientes industriales y comerciales (WPS, 2011c).
3.2.2.2.2 TARIFAS TIPO CRITICAL PEAK PRICING (RESPONSE REWARD)
La tarifa tipo Peak Load Pricing está diseñada de manera que el cliente disminuya su consumo en
períodos extremadamente críticos de demanda energética. Se ofrecen a pequeños negocios e
industrias que puedan manejar su demanda fácilmente (WPS, 2011b).
27
http://www.wisconsinpublicservice.com/home/tou_rewards.aspx
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La empresa le notifica a sus clientes acogidos bajo ésta tarifa la aproximación de un periodo de
altos precios de energía (hora punta crítica), el cliente evita consumir electricidad durante ese
período de tiempo, con lo cual ahorra dinero, además, el sistema eléctrico se ve menos exigido en
las horas críticas, lo cual es conveniente para la empresa distribuidora.
En Wisconsin los periodos críticos ocurren durante días muy calurosos o muy fríos. En estos
periodos, la distribuidora notifica a sus clientes, con a lo menos una hora de anticipación,
mediante beepers, mensajes de texto, e-mail o fax. De ésta forma, el cliente tiene el tiempo
suficiente para disminuir su consumo eléctrico.
Por esa misma vía, la distribuidora notifica a sus clientes, con a lo menos media hora de
anticipación, del término del periodo crítico, para que pueda retomar su consumo eléctrico
normal.
Esta flexibilidad del consumo, por parte del cliente, se paga en periodos de baja demanda eléctrica
para el sistema, donde al cliente se le cobra un precio menor al valor normal de la energía. En la
Figura 1 se muestran los precios de la energía en punta, fuera de punta y un día normal para los
periodos de invierno y verano. Además, se hace hincapié en que el tiempo máximo de horas punta
críticas debe ser menor a 50 en un año, que equivale al 1% del tiempo aproximadamente.
Figura 1 – Estructura de precios de tarifas CPP durante días críticos para clientes comerciales. Fuente: WPS.
3.2.2.2.3 TARIFAS LIFELINE RATE PARA CONSUMIDORES VULNERABLES 28
La tarifa “Lifeline rate”, está diseñada para ofrecer una tarifa preferencial para clientes que estén
en condición de vulnerabilidad social. Este régimen tarifario, considera un precio más bajo para la
energía sobre los primeros 300 kWh consumidos y otro precio para kWh siguientes. Los clientes
que pueden pertenecer a ésta tarifa, son los siguientes:
28
http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E08.pdf
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El cliente debe tener un ingreso por debajo del 150% del nivel de pobreza establecido
por el Departamento de Salud y Servicio.
El jefe de familia o su cónyuge tiene que estar recibiendo un ingreso de seguridad
suplementario. El cliente tiene que demostrar su condición y llenar una solicitud de
servicio bajo esta condición.
Una vez tomada ésta tarifa, los clientes deben cumplir con las siguientes normas generales:
Los clientes que pertenecen a ésta tarifa y reciben servicios de climatización en sus
viviendas, serán trasladados de tarifa. Los clientes que hayan recibido servicios de
climatización antes del 30 de Julio de 1985, permanecerán en la tarifa hasta que no
cumplan con el requisito socioeconómico exigido.
Cuando un cliente se cambia de residencia, pierde el beneficio, iniciando un nuevo
servicio en la actual residencia.
3.2.2.2.4 TARIFAS TIPO CONVENIO PARA USOS ESPECÍFICOS
Algunas distribuidoras ofrecen tarifas especiales en forma de convenio para clientes que usan la
electricidad para algún uso en específico, ofreciendo tarifas y condiciones especiales para estos.
Un ejemplo de éste tipo de tarifa, es la tarifa residencial para suministro de agua caliente,
utilizando un sistema de control de calentamiento de agua (Controller water heating). Otro
ejemplo, es la tarifa para iluminación, ofrecida a clientes comerciales e industriales.
3.2.2.2.5 TARIFAS NET METERING29
Esta opción tarifaria es válida para consumidores con generación propia y que desean conectar su
generación en paralelo con las instalaciones de la compañía. La interconexión debe ser autorizada
por la compañía y también los equipos a conectar. Establece tarifas de compra de la energía
generada por los medios locales. Estas tarifas de compra, reconocen valores diferenciados para
inyecciones realizadas en alta y baja tensión e inyecciones realizadas durante períodos de punta y
fuera de punta (WPS, 2011a).
3.2.2.2.5.1 Tarifas Net Metering para pequeños clientes30
En el caso de la empresa MG&E, para los sistemas de generación renovable de 100 kW de potencia
instalada o menos, el exceso el consumo neto será valorizado a la tarifa de energía del cliente,
mientras que las inyecciones netas (consumo “negativo”) será valorizado a la tarifa de energía Pg –
29
Costumer owned generation: http://www.mge.com/home/rates/cust_gen.htm 30
http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E57.pdf
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131 que corresponde a la tarifa de venta para generadores paralelos sobre 20 kW. Esta tarifa a la
fecha tiene un valor de 6,54 centavos de dólar para inyecciones realizadas en horarios punta y
3,93 centavos de dólar para inyecciones realizadas en horarios punta
Para la misma empresa, los sistemas de generación fotovoltaicos, con una potencia instalada
menor a 300 kW, pueden optar a una tarifa exclusiva. Esta tarifa paga 0,25 USD/kWh por la
energía inyectada al sistema eléctrico, además, posee un cobro fijo. Si la acumulación de crédito
supera los USD 100, el cliente recibe un cheque por la suma correspondiente32.
3.2.2.2.5.2 Tarifas Net Metering para grandes clientes
En el caso de sistemas de más de 100 kW de potencia instalada, los clientes tienen la opción
tarifaria PG-1 y PG-3. La tarifa PG-2 es una tarifa para remunerar inyecciones de medios de
generación distribuida o paralela, ya mencionada en la tarifa de medición neta previamente.
Además MG&E tiene una tarifa para generación distribuida renovable de carácter experimental, la
cual es válida para medios de generación distribuida de hasta 5 MW. Los medios hasta 20 kW de
capacidad son remunerados a un valor de 0,061 dólares por kWh renovable inyectado, además de
recibir un bono por operación de 0,3534 dólares por día para sistemas monofásicos y un bono de
0,5507 dólares para sistemas trifásicos. Sistemas renovables con una capacidad mayor a 20 kW
deben negociar directamente con la distribuidora las tarifas33.
3.2.2.2.6 TARIFAS TIPO HIGH LOAD FACTOR
Esta tarifa, ofrecida por MG&E, está dedicada a aquellos clientes industriales que sobrepasan por
un período mensual de 15 minutos una demanda de 1000 kW y tiene un factor de carga con un
valor mínimo de 60%34
3.2.2.3 ESTRUCTURA DE COSTOS EN LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN WISCONSIN
La estructura de las tarifas ofrecidas por las distribuidoras de Wisconsin se diferencia según el tipo
de cliente existente, habiendo cargos para los clientes residenciales y otros para los clientes
comerciales e industriales diferenciados.
31
http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E56.pdf 32
El alor de la tarifa esta fechado al 01 de enero del 2010. El documento disponible actualmente puede verse en el siguiente link: http://www.mge.com/Home/rates/CleanPower.htm, http://www.mge.com/Images/PDF/Electric/Rates/E59.pdf 33
http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E58.pdf 34
http://www.mge.com/images/PDF/Electric/Rates/E20.pdf
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El espectro de tarifas en el Estado de Wisconsin, depende de cada distribuidora, pero es común
observar una tarifa eléctrica básica que cobra el valor de la energía consumida y que rige para
clientes residenciales, agrícolas y comerciales e industriales pequeños. Las tarifas por cargo de
potencia o que involucran cargos por demanda, está definida en todos los niveles. Además existen
programas de generación paralela/net metering35 y tarifas verdes (para comprar energía de origen
renovable)36
Los cargos involucrados más importantes para los clientes residenciales, consisten en
un cargo por energía, un cargo al consumidor, un cargo por servicios de distribución y
un cargo por personas de bajos ingresos. A continuación, se presenta una breve
descripción de estas componentes: Cargo por cliente: Cargo mínimo a pagar por el
cliente expresado en dólares por cliente por día. Este cobro se realiza inclusive si no
existe consumo.
Cargo de energía: Cargo asociado a la cantidad de energía que consume el cliente. La
energía se mide en kWh.
Cargo por servicios de distribución: Cargo expresado en dólares por kWh. Este cargo
existe para cubrir los costos del servicio de distribución.
Cargo por personas de bajos ingresos: Cargo correspondiente a un subsidio para
clientes en riesgo social. Es cobrado por las empresas eléctricas, los fondos son
transferidos al departamento de administración de Wisconsin para ayudar a los
clientes de más bajos ingresos. En el caso de MG&E los clientes residenciales no
sujetos a la tarifa “lifeline rate” pagan un costo de USD$ 0.10328 por día, los pequeños
comerciales US$ 0.20820 por día y los grandes clientes comerciales e industriales US$
5.57377 por día37
Los cargos y cobros presentes en la tarifa comercial e industrial, corresponde a un
cargo mínimo mensual, un cargo por energía, un cargo por demanda de potencia,
cargo por servicios de distribución y un cargo por personas de bajos ingresos.
35
La generación paralela se refiere a sistemas de generación distribuida conectados a la red de distribución y que suplen parte o la totalidad de la demanda del cliente. En el caso de MG&E existen dos tarifas diseñadas para generación paralela. Un de ellas es la tarifa para generación paralela hasta 20 kW donde los clientes reciben un pago monetario determinado y fijado en la tarifa por sus inyecciones, siendo esta tarifa independiente de la tarifa a la cual los clientes consumen electricidad desde la red. En el caso de la tarifa para generación paralela: Net Metering, se establece un sistema de descuento de créditos de energía en la cuenta del consumidor de acuerdo a las inyecciones que realiza a la red, no recibiendo un pago monetario por estas inyecciones. La valorización del consumo neto (hasta consumo cero) es a la tarifa que el cliente tiene contratada, mientras que las inyecciones se valorizan a la tarifa residencial básica). Esta tarifa esta disponible para sistemas de hasta 100 kW. Ambas tarifas si bien se dirigen a un segmento similar de clientes con generación distribuida, representan opciones diferentes de tarificar la generación de estos medios. 36
La recaudación de estas tarifas es utilizada por la distribuidora para comprar energía proveniente de medios renovables o invertir en la instalación de estos medios en forma exclusiva. 37
http://www.mge.com/home/rates/pub_ben.htm
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Cargo por cliente: Cargo mínimo a pagar por el cliente expresado en dólares por
cliente por día. Este cobro se realiza inclusive si no existe consumo.
Cargo por energía: Cargo asociado a la cantidad de energía que consume el cliente. La
energía se mide en kWh.
Cargo por demanda: Cargo asociado a la cantidad de potencia demandada por el
cliente. La potencia se mide en kW. Esta componente se cobra sólo a clientes
comerciales e industriales con una demanda sobre los 20 kW. Además esta
componente considera un cobro por demanda máxima por día y por demanda máxima
coincidente por día.
Cargo por servicios de distribución: Cargo expresado en dólares por kWh. Este cargo
existe para cubrir los costos del servicio de distribución.
Cargo por personas de bajos ingresos: Cargo correspondiente a un subsidio para
clientes en riesgo social. Es cobrado por las empresas eléctricas, los fondos son
transferidos al departamento de administración de Wisconsin para ayudar a los
clientes de más bajos ingresos.
Un ejemplo de esta estructura tarifaria puede observarse en la tarifa “Comercial & Industrial
Lighting & Power ofrecida por MG&E. Esta tarifa actualmente tiene clientes pero no acepta nuevos
clientes, pero su estructura es común al resto de las tarifas ofrecidas para clientes comerciales e
industriales. Detalle de esta tarifa se presenta en la Tabla 3.
Tabla 3 – Tarifa comercial e industrial para iluminación y potencia nivel A y B (Commercial & industrial lighting & power service (closed) (Cg-1 [24 kB PDF]) Level A and Level B))
(Demand Greater than 20 kW and up to
200 kW)
Summer
Winter
Customer charge per day $1.16720 $1.16720
Distribution service
Customer maximum demand per kW per day $0.08219 $0.08219
Electricity service
Monthly demand per kW per day $0.38685 $0.31494
All kWh, per kWh $0.08624 $0.07438
3.2.2.4 REGULACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN WISCONSIN
En el Estado de Wisconsin no existe una tarifa estándar a elaborar o un esquema tarifario por el
cual se guíen los proveedores de electricidad, sino que existe una documentación mínima a
presentar ante la Public Service Commision of Wisconsin que evalúa cada propuesta individual, y
también la tarifa eléctrica diseñada, la cual tiene que contener una información mínima al cliente.
Toda la información relevante que necesita el proveedor de electricidad, para presentarse ante la
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Comisión, está en el capítulo 113 del Wisconsin Administrative Code38; éste capítulo detalla
claramente en 113.0401 la información solicitada al proveedor eléctrico y en 113.0406 la
información mínima al cliente que la tarifa diseñada debe tener, además, trata aspectos como la
resolución de conflictos entre el cliente y la empresa eléctrica y plazos que se tienen que llevar a
cabo para todo tipo de trámites.
Ante la Public Service Commision of Wisconsin, el proveedor de electricidad deberá otorgar una
detallada información sobre cómo se derivada la tarifa eléctrica, incluyendo todo tipo de cálculos,
fórmulas y cargos utilizados; además, deberá mostrar una reglamentación clara y detallada que
aplique sobre la tarifa, es decir, para qué casos es válida y qué sucede bajo todas las situaciones
posibles. La Comisión, evalúa si la tarifa cumple con los requisitos mínimos y también que el valor
de la tarifa sea racional o que represente de manera razonable los costos de la empresa eléctrica.
El procedimiento que tiene que llevar a cabo el proveedor de electricidad, esta explicitado en el
capítulo 113 del Wisconsin Administrative Code, que tiene la reglamentación y también la guía
necesaria para presentarse ante la Public Service Commision of Wisconsin .
Es interesante notar que la Comisión de Servicio Público de Wisconsin (WPSC o PSC), es un
organismo de nivel local (a nivel de Estado) y que a nivel país, en Estados Unidos la entidad
responsable es la Federal Energy Regulatory Comission (FERC), que supervisa el comercio
interestatal de electricidad y gas. Esta última tiene un grado muy limitado de intervención en la
distribución de electricidad, pues son pocas las pocas las instalaciones de distribución que cruzan
las fronteras de un Estado, pero si tiene un muy importante rol en el mercado de la generación de
electricidad, pues esta cruza fronteras a través de las líneas de transmisión. De esta forma en FERC
regula al MidWest ISO (MISO39), operador del sistema y operador de los mercados eléctricos (spot,
forward, de transmisión, etc.) del centro de Estados Unidos y Manitoba-Canadá (uno de los mas
grandes del mundo).
Las condiciones de operación, escases y abundancia relativa de los nodos del sistemas de
transmisión de MISO (reguladas por FERC) ubicadas en Wisconsin, son deseables de ser
traspasadas a algunos de los clientes de las distribuidoras de Wisconsin (reguladas por WPSC),
creando una figura un poco mas compleja (desde el punto de vista regulatorio) al momento de
traspasar precios en tiempo real provenientes del mercado spot a los clientes finales del Estado.
Las PSC de los diversos estados se agrupan en la National Association of Regulatory Utility
Commisioners (NARUC), recolectando mejores prácticas, políticas mas coordinadas y mayor
influencia en las políticas a nivel nacional. Como ejemplo se sugiere observar la posición40 de
38
Wisconsin Administrative Code, Chapter 113: http://www.renewwisconsin.org/wind/Toolbox-Applications%20and%20forms/WI%20Electrical%20Codes/PSC113UtilityServiceRules.PDF 39
MISO: https://www.midwestiso.org/Pages/Home.aspx 40
http://www.naruc.org/SmartGrid/
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NARUC respecto del Smart Grid y los recursos41 que se ponen a disposición de los reguladores
estatales (PSCs) sobre este mismo tema.
La Public Service comisión of Wisconsin se encarga de regular las tarifas (nuevas tarifas, cambios
de tarifa en valor y estructura, etc.) que las distribuidoras privadas ofrecen a sus clientes. Las
distribuidoras municipales y las cooperativas, al no ser empresas con fines de lucro, se encuentran
fuera del ámbito de la PSC, siendo los directivos de estas organizaciones los encargados de
analizar, revisar y aprobar las tarifas ofrecidas a los clientes.
3.2.3 TARIFAS ELÉCTRICAS EN TEXAS
A diferencia de otros casos revisados, Texas muestra la existencia de la figura del comercializador
de electricidad minorista. De ésta forma, la venta de electricidad a clientes regulados es
competitiva (Texas Electric Choice, 2011a). Por intermedio de ésta competencia, los proveedores
de electricidad o “Retail Electric Provider” (REP) les venden electricidad a los consumidores finales
y administran el servicio al cliente y la facturación. Para competir en el negocio, los REP ofrecen
una variedad de diferentes opciones de precios, opciones de energía renovable, beneficios
agregados de servicio al cliente u otros incentivos (Texas Electric Choice, 2011a).
Al comienzo de la implementación de la reforma que implantó el modelo de comercializador
eléctrico, se fijó una tarifa “Price to Beat”, que fijaba un límite a los precios que podrían cobrar los
Reps. Esta fijación de precio, se eliminó el año 2007. Actualmente, existe una gran gama de tarifas
disponibles a los usuarios, de manera que se ha implementado un sistema de comparación on–line
de tarifas para uso de los clientes conocido como “Power to Choose”. Las tarifas ofrecidas por los
comercializadores, van desde tarifas fijas, variables o planes de energía verde, hasta tarifas
orientadas a usos específicos (ej.: tarifa para calefacción).
3.2.3.1 TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN
TEXAS
Al revisar la información disponible en sitios web de comercializadores, documentos regulatorios y
sitios de comparación de tarifa (Power to Choose), no fue posible determinar una clasificación
clara de los tipos de clientes. Sin embargo, de la información solicitada en el comparador de tarifas
y los resultados obtenidos para diferentes consumos ingresados, es posible detectar una
clasificación de clientes en consumidores residencias, pequeños comerciantes, grandes
comerciantes e industriales. De acuerdo a su perfil de consumo, es la tarifa que las empresas les
ofrecen a los clientes.
41
http://www.naruc.org/Ferc/default.cfm?c=3
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Debido a la desregulación del mercado energético en Texas, los clientes pueden escoger entre
varias opciones tarifarias. Básicamente, se clasifican en cuatro grupo: planes de tasa fija; planes de
tasa variable; tarifas indexadas o tarifas de prepago (Electricity Texas, 2011).
3.2.3.2 DESCRIPCIÓN DE TARIFAS DE GENERACIÓN Y VENTA DE ENERGÍA RENOVABLE
DISTRIBUIDA (DRG) POR EL CONSUMIDOR
El cliente con una unidad de generación distribuida renovable o “Distributed Renewable
Generation” (DRG), menor a 2 MW de capacidad, tiene la posibilidad de vender el excedente de su
energía generada a una empresa proveedora de electricidad o “Retail Electric Providers” (REP).
Esto es posible, si el cliente tiene un acuerdo de interconexión con un servicio de electricidad. La
venta del exceso de energía funciona de distintas maneras, de acuerdo al lugar donde vive el
cliente(Texas Electric Choice, 2011b).
3.2.3.2.1 VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS CON COMPETENCIA DE VENTA DE
ELECTRICIDAD AL PÚBLICO
El cliente, puede vender el excedente de energía que produce, sólo al proveedor (REP) al cual le
compra electricidad. No obstante, no es obligatorio que los REP compren ésta energía. Algunos
REP que compran energía renovable distribuida, pueden requerir que el cliente se suscriba
también a una oferta de tarifa específica. Otros REP, pueden permitir que el cliente elija las tarifas
de venta y compra de energía de forma independiente.
Los clientes que desean instalar DRG, deben firmar un acuerdo de interconexión con la compañía
local de transmisión y/o distribución de electricidad, dependiendo del punto de conexión del
generador distribuido. En dicho acuerdo, se detalla la forma de conectar el dispositivo de
generación de energía renovable al sistema de distribución o de transmisión.
3.2.3.2.2 VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS SIN COMPETENCIA DE VENTA DE
ELECTRICIDAD AL PÚBLICO
Los municipios o las cooperativas de electricidad, prestan servicio en la mayoría de las áreas de
Texas que no existe competencia eléctrica. Los clientes de estas áreas que deseen instalar un DGR,
deben contactar a la compañía de servicios públicos o la cooperativa directamente. Antes de
instalar DRG, es necesario un acuerdo de interconexión de la compañía de servicios públicos, que
describa las condiciones de conexión al sistema.
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Para los clientes que no reciben servicio de una compañía de servicios públicos, municipal o
cooperativa, las normas de la PUC exigen que la empresa adquiera energía DRG para la red a una
tarifa igual al "costo evitado" o “avoided cost”, según se define en la norma §25.242.
En éste caso, el “costo evitado” se refiere al costo que se ahorra la empresa de servicios eléctricos
si tuviera que comprar aquella energía desde otra fuente de generación o simplemente comprar
una fuente de generación de energía renovable.
3.2.3.3 ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN TEXAS
La factura de electricidad, además de cubrir los costos de la energía, debe financiar el normal
funcionamiento de la red, el uso de los sistemas de transporte eléctrico, impuesto, etc. En la
factura se incluyen un cobro fijo, el cargo por el consumo de la energía, cobros por uso de la red e
impuestos (Direct Energy, 2011a).
Las distribuidoras, cobran su servicio a través de las comercializadoras, quienes traspasan
directamente estos costos al cliente.
En Texas, las distribuidoras son cinco empresas: Oncor, Centerpoint, AEP Central, AEP North y
TNMP, las cuales poseen los mismos cargos que se separan en cargos fijos y variables.
Los cargos fijos cobrados por la compañía distribuidora, corresponden a (Direct Energy, 2011b;
Oncor, 2011):
Cargo por cliente: Cargo generado independiente del consumo eléctrico.
Cargo por medición: Cargos por la medición de consumo.
Factor de recuperación de costo de eficiencia energética: Cargo para recuperar los costos
de la aplicación de medidas y programas de eficiencia energética. Este factor lo cobran
como costo fijo las distribuidoras Oncor, Centerpoint y TNMP.
Factor de recuperación de costo de medición avanzada: Cargo para recuperar costos de la
aplicación de nuevos medidores avanzados
Los cargos variables cobrados por las compañías distribuidoras son:
Cargos por sistema de distribución.
Cargos por sistema de transmisión.
Factor de recuperación de los costos de transmisión.
Factor de recuperación de costos de eficiencia energética: Corresponde al mismo factor
descrito previamente en cargos fijos, pero las distribuidoras AEP Central y AEP North lo
cobran como cargo variable.
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Otros costos variables que no pueden ser anulados son (PUC(TX), 2011a):
Fondos de beneficios del sistema: Este fondo está destinado para ayudar a clientes de
bajos recursos en distintos programas sociales.
Cargo por desmantelamiento nuclear.
Cargo de transición: Cargo transitorio que permite el refinanciamiento de la distribuidora,
debido a la reforma que permitió el ingreso de las comercializadoras al mercado.
Cargo transitorio de competición. Cargo estimado para recuperar gastos de la empresa
distribuidora respecto a costos utilizados relacionados con la transición a la competencia.
Es una forma de compensar a la empresa distribuidora debido al cambio producido por la
reforma de la comercialización de energía, ya que influye negativamente en sus planes de
financiamiento42.
Recargo por Rate Case43: Cobro realizado por las distribuidoras para cubrir los costos
incurridos en la realización de proceso de Rate Case.
Costos por huracanes: Centerpoint y TNMP aplican éste costo. Se generó a partir de un
acuerdo entre las empresas y la PUCT, para recuperar parte de los gastos incurridos por
éstas empresas, en el esfuerzo por restablecer el suministro eléctrico posterior al paso del
huracán Ike.
3.2.3.4 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA TEXAS
La regulación de todo el sistema tarifario en Texas, está a cargo de la Public Utility Comission
(PUC), se encarga de controlar las tarifas, registrar a las REP, etc. (PUC(TX), 2011b).
42 Para implementar un esquema de comercializador es necesario el uso de recursos en el corto plazo, sin los cuales no sería posible
establecer un escenario de mercado competitivo. Estos recursos se obtienen a base de todos los clientes que reciben suministro de
electricidad. En el caso de Texas, la PUC autorizo a las empresas distribuidoras a emitir bonos, los cuales fueron financiados por los
clientes. Esto permitió obtener recursos a una tasa de interés baja (5%). Esta medida se implemento buscando reducir los costos a los
cuales podrían haberse enfrentado los clientes debido a la transición, producto de las pérdidas que se hubieran generado para los
distribuidores debido al proceso de transición. Para entender esto es necesario mencionar que los beneficios de la implementación del
sector de la comercialización no provienen sólo de una reducción de precio sino que solo por reducciones de costos, sino que también
por aumento de bienestar. La capacidad de elegir opciones energéticas desarrolladas localmente o con energías renovables aumentan
el bienestar aunque muchas veces signifiquen aumentos de costos. Así mismo, montar una plataforma y mantener un sistema con
todas las opciones ofrecidas de manera de lograr que los consumidores se informen adecuadamente tiene costos que los clientes han
de financiar. Mayor información al respecto en los siguientes enlaces:
http://www.aep.com/investors/financialfilingsandreports/transitionBonds/bondII/terms.aspx,
http://www.puc.state.tx.us/consumer/electricity/bill_e.aspx.
43 Las distribuidoras deben declarar sus costos de combustible y abastecimiento al regulador de manera que estos costos puedan ser reembolsados mediante el cobro en la tarifa. Sin embargo, la declaración que se realiza puede diferir de la realidad debido a fluctuaciones en los precios de los combustibles u otras contingencias. De manera de ajustar el valor de la tarifa a estas contingencias se incluye la componente de “rate case” el cual hace referencia al proceso de ajuste de la tarifa o “rate case”. http://photius.com/energy/glossaryr.html#rate_case
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El diseño de tarifas, no debe ser discriminatorio y debe ser equitativo y consistente en la aplicación
a cada clase de consumidor, además debe estar basado en costos. Las tarifas deben ser
determinadas según los ingresos, la facturación y los datos de uso por un año ajustado por
cambios conocidos y medibles, y los costos de servicio.
3.2.4 TARIFAS ELÉCTRICAS EN ILLINOIS
En el Estado de Illinois, coexisten diversos proveedores de electricidad, entre ellos,
comercializadoras, distribuidoras privadas y públicas y cooperativas. Dependiendo del tipo de
proveedor, las tarifas ofrecidas a los clientes son diferentes. Los proveedores retailers pueden
ofrecer tarifas fijas, variables o planes de energía verde como son denominados, todos estos
planes ofrecidos para el sector residencial. Las agregaciones municipales o generadores
municipales, ofrecen tarifas planas que solamente tienen cargo de energía. Las tarifas ofrecidas
por las cooperativas, son diversas, existiendo tarifas orientadas a nichos específicos de clientes
(residenciales, comerciales, etc.) y por uso de la electricidad (agricultura, calentamiento de agua,
etc.). Una variedad similar se observa en el caso de distribuidoras privadas.
3.2.4.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES REGULADOS Y TARIFAS ELÉCTRICAS EN ILLINOIS
Los clientes conectados al sistema de distribución de Illinois, presentan una segmentación con
consumidores de tipo residencial, comercial e industrial. Los consumidores residenciales: clientes
que vivan en casas, departamentos que puedan ser medidos separadamente y complejos multi-
familiares. También, se incluye a pequeños consumidores agrícolas. Los consumidores
comerciales: consumidores que proporcionan servicios institucionales o comerciales. También se
incluyen grandes consumidores agrícolas. Finalmente, los consumidores industriales: son clientes
con altos requerimientos de energía y potencia, no existe una clasificación determinada para ellos.
La tarifa ofrecida, depende del tipo de proveedor de electricidad. Las empresas de retail ofrecen
tarifas planas y variables. Los proveedores municipales, ofrecen tarifas sólo con precio de energía.
Los proveedores cooperativos, ofrecen tarifas según el consumo de potencia y energía, diseñan
tarifas de acuerdo al consumo de calentamiento de agua para calefacción. Las compañías
eléctricas, ofrecen tarifas para clientes residenciales, comerciales, cliente de tamaño medio y
grandes clientes.
Las empresas distribuidoras Ameren Illinois y ComEd, ofrecen un programa real time pricing. Este
programa, ofrece a los clientes residenciales el acceso a los precios de la electricidad por hora, que
se basan en los precios de mercado; esto significa que el precio a pagar por la electricidad varía de
hora en hora y día a día, dependiendo del precio real de mercado. Se pueden manejar los costos
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de electricidad, adoptando medidas sencillas para ahorrar energía en las horas más críticas. Con
éste programa, los clientes han logrado ahorrar cerca de un 25% de sus facturas.
3.2.4.2 REGULACIÓN DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN ILLINOIS
Las reglas son impuestas por la Asamblea General de Illinois. El título 83 del Código Administrativo
de Illinois, hace referencia a los proveedores públicos de servicios (no solamente electricidad),
todo sobre su regulación y la tarificación de la energía. La Comisión reguladora del Estado de
Illinois de basa en el titulo 83 y en los actos públicos 220 ILCS 30/ y 220 ILCS 5/ (Ilga, 2011).
Entre otras atribuciones, la Asamblea establece requisitos sobre la certificación de las empresas de
retail, la medición del consumo eléctrico, impone estándares de confiabilidad de servicio y fija el
procedimiento de nuevas instalaciones eléctricas, entre otras.
La normativa relacionada directamente con la tarificación, hace alusión al acto público 220 ILCS 5/,
Título IX. En él, se trata la normativa general que rige en cuanto a las tarifas y su tarificación para
todos los proveedores públicos. Se tratan principalmente los siguientes puntos:
Racionalidad de cargos y cobros: Los cargos y cobros exigidos por cualquier servicio
eléctrico, tienen que ser justos y razonables. La empresa eléctrica, tiene que generar
un reglamento que no afecte éste ítem. Sección 9-101.
Transparencia de las tarifas: Todos los cargos, formas de derivación, fórmulas de los
cálculos, y el porqué de tales cobros, tiene que ser expuesto ante la Comisión
reguladora. Sección 9-102.
Tarifas negociadas: Se discute el caso de las tarifas especiales, destinadas a clientes
que tienen un contrato con el proveedor eléctrico, estos clientes son tratados como
propiedad. Sección 9-102.1.
Publicación de los precios de las tarifas: El valor de cada tarifa tiene que ser
publicado, guardado y archivado. Sección 9-103.
Autorización: Un proveedor de electricidad no tiene que comprometerse a
suministrar algún servicio si los cargos y tarifas no han sido presentados previamente
a la Comisión. Sección 9-104.
Cambios en los servicios prestados: Ningún cambio, de cualquier tipo, puede ser
llevado a cabo sin previo aviso y autorización por parte de la Comisión reguladora.
Sección 9-201.
Desmantelamiento de plantas nucleares: La Comisión, previa audiencia, puede
autorizar el alza de las tarifas eléctricas o del servicio que se provee, debido al
desmantelamiento de una central nuclear. Sección 9.201.5.
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Revisión de los ingresos: La Comisión reguladora, puede solicitar un estudio/ informe
de los ingresos y ventas que se realizan por parte del proveedor de electricidad.
Sección 9.202.
Valorización de los servicios públicos: La Comisión, tiene el derecho de valorizar
todos los servicios públicos (sobre todo infraestructura) presentes en el Estado de
Illinois. Sección 9.210.
Las normativas anteriores, cuentan para todas las tarifas de servicios públicos en Illinois.
3.3 EXPERIENCIA EUROPEA EN TARIFICACIÓN FLEXIBLE DE ELECTRICIDAD
Las reformas en el suministro de electricidad minorista en Europa, con la implementación de la
figura de comercialización, han impulsado la implementación de opciones tarifarias flexibles, bajo
un marco de flexibilidad tarifaria, el cual le permite a empresas diseñar sus propias opciones
tarifarias. Esto, se contrapone a la tendencia observada en décadas previas, donde las tarifas
eléctricas para el usuario final eran diseñadas y fijadas por organismos reguladores dependientes
del Estado. Inglaterra, España y Austria, entre otros, son ejemplos de países donde éste tipo de
reformas ha sido implementado con diversos grados de desarrollo y éxito.
Es importante destacar a Inglaterra, donde la comercialización se ha integrado completamente en
un esquema de suministro competitivo de electricidad. En éste país, el regulador se limita a
monitorear y fiscalizar a las empresas comercializadoras, de manera de garantizar los intereses de
los consumidores. El regulador, ha intercambiado su capacidad de fijación de tarifas por facultades
de investigación del mercado y el manejo de las licencias de comercialización, así como la revisión
de las tarifas ofrecidas por los comercializadores.
El caso de España, es similar al de Inglaterra. Sin embargo, en éste país, el regulador continúa
fijando una tarifa de referencia llamada Tarifa de último recurso. Si bien, ésta tarifa no es limitante
para otras opciones tarifarias en su precio, ésta debe ser ofrecida por todas las comercializadoras
que dependan de empresas distribuidoras.
El caso austriaco, es un ejemplo de completa liberalización en el mercado de suministro de energía
eléctrica. El regulador, no calcula ninguna tarifa, sólo vigila que las tarifas sean acordes al
mercado, además, debe asegurar la competencia en el mercado. Las comercializadoras, ofrecen
sus tarifas a todos los clientes finales y ellos deciden el tipo de contrato que suscriben.
Un punto común entre las regulaciones de los diferentes casos estudiados, es la obligación para
los comercializadores de asegurar una transparencia y libre acceso a la información de tarifas y
condiciones de contratación para los clientes que opten por éstas opciones, así como la necesidad
de que las opciones tarifarias libres, sean aprobadas por un ente regulador que garantice los
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intereses de los clientes y el abuso de posibles facultades de poder de mercado que ciertas
comercializadoras pudieran poseer, sin que esto vaya en desmedro de la libre operación del
mercado de la comercialización eléctrica.
3.3.1 TARIFAS ELÉCTRICAS EN INGLATERRA
El sector eléctrico inglés, está separado en las áreas de generación, transmisión, distribución y
comercialización de la electricidad (desagregación vertical). Mientras que la generación y la
comercialización operan bajo modelos de mercados competitivos, la transmisión y distribución son
monopolios regulados.
En el sector de la comercialización, existe una veintena de empresas dedicadas a comprar energía
en el mercado mayorista y suministrarla en el mercado minorista o de clientes finales regulados,
cobrando una tarifa pactada en forma previa. Uno de los elementos cruciales que hace posible
éste tipo de esquema de suministro, es la existencia de pocas barreras que impidan la migración
de clientes a diferentes opciones tarifarios y/o empresas comercializadoras, siendo posible realizar
éste trámite vía online de forma muy simple y accesible al usuario residencial inglés. Debido a la
amplia disponibilidad de empresas de comercialización y tarifas, en Inglaterra existen
herramientas online de comparación de tarifas, que ayudan a los clientes a optar por una opción
tarifaria específica.
La mayoría de las tarifas, ofrecen descuentos producto del ahorro en los costos de operación de la
empresa, por ejemplo: facturación, registros o pagos online. También, existen tarifas Time of Use
(TOU), que ofrecen mejores precios de la energía en la madrugada. Asimismo, existen también
tarifas que ofrecen un precio fijo de energía durante la duración del contrato, protegiendo al
cliente de la volatilidad los precios de la energía.
En la actualidad, no existe fijación de precio en el suministro minorista inglés. En su reemplazo, el
regulador revisa la operación del mercado y las acciones de las comercializadoras, poniendo un
especial énfasis en las empresas “dominantes”. El regulador, además, revisa las tarifas ofrecidas a
los clientes, requiriendo su aprobación, para que las empresas comercializadoras puedan
implementar sus opciones tarifarias en el mercado.
3.3.1.1 TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO INGLÉS
La clasificación de clientes en el sistema inglés, distingue entre tres tipos de clientes regulados:
clientes residenciales (bajo); clientes medios y clientes altos. Esta distinción se realiza en función
del consumo anual de electricidad y el correspondiente pago por concepto de consumo de
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energía. La Tabla 4 muestra la clasificación de clientes utilizada en Inglaterra, con el
correspondiente pago y consumo de energía estipulado.
Con respecto a los clientes residenciales, es posible reconocer dos grandes grupos de tarifas
existentes: las tarifas tradicionales y las tarifas verdes. Si bien, en ambos grupos existen elementos
de flexibilidad tarifaria, ésta clasificación se establece de forma de diferenciar las tarifas que son
ofrecidas exclusivamente a clientes que operan con alguna tecnología renovable no convencional
o amigable con el medio ambiente (tarifas verdes), de las tarifas ofrecidas en forma general a los
clientes (tarifas estándar). Las tarifas ofrecidas a los clientes estándar, reconocen tres grandes
grupos de tarifas: Tarifas para la reducción de costos administrativos y de facturación; tarifas Time
of Use y tarifas fijas.
Tabla 4 – Clasificación de clientes residenciales por pago mensual o anual y consumo energético de gas o electricidad.
Tipo de Usuario Pago mensual por energético Pago anual por energético Consumo anual de electricidad
[kWh]
Consumo anual de gas
[kWh]
Bajo £25 - £38 £300 - £450 2100 11000
Medio £39 - £50 £451 - £600 3300 16500
Alto £51 - £67 £601 - £800 5100 23000
Fuente: CustomerFocus.
Debido a la amplia disponibilidad de empresas de comercialización y tarifas, en Inglaterra existen
herramientas on-line de comparación de tarifas que ayudan a los clientes a optar por una opción
tarifaria específica.
Las tarifas para clientes de mayor envergadura, no se encuentran disponibles públicamente,
debido a que éstas se contratan de forma posterior a una reunión entre el cliente y la empresa
comercializadora.
3.3.1.1.1 PORCENTAJE DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN INGLATERRA
Las componentes de una tarifa eléctrica en Inglaterra se pueden clasificar según su orden de
importancia: 1.- Costos de suministro44 y margen de ganancia del comercializador (63%) 2.- Cargos
por uso de la red de distribución y transmisión (21%) 3.- Costos ambientales 10%) 4.- Impuesto al
valor agregado (5%) 5.- Costos por medidor (1%). Estas componentes se observan en la Figura 2.
Costos por compras de energía en el mercado mayorista, costos de suministro y margen
de ganancia del suministrador
44
Este costo representa el costo de generar la electricidad, principalmente el costo de combustible asociado a la generación eléctrica, aunque también considera una componente de inversión en el parque generador.
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Este costo, representa cerca del 63 % de la cuenta final. Incluye el costo de generación de
electricidad, costo de comercialización y su margen de ganancia. Este margen de ganancia no es
regulado por la autoridad pero si proviene del pago de los clientes.
El costo de generación de electricidad se refiere a la compra en el mercado mayorista o Spot que
debe realizar el suministrador. También puede firmar contratos de energía directamente con
alguna generadora de electricidad, resguardándose de la volatilidad de precios del mercado Spot.
Los costos de operación del suministrador, son cargados en la tarifa del cliente, es por esto que
cualquier ahorro en la operación de la empresa se puede traspasar a la tarifa del cliente45. Estos
costos de operación se refieren a: facturación, ventas, servicio al cliente y otras actividades que
conforman el negocio de suministrador.
Es importante mencionar que, de la misma forma que en el caso de Texas, los costos necesarios
para la implementación de un sistema de comercialización son asumidos por los consumidores.
Estos costos permiten establecer un sistema que posteriormente traerá beneficios a sus clientes,
tanto en reducción de precio como en aumento de bienestar. Si bien estos costos pueden
significar un cargo no deseado para el cliente, en un mercado competitivo, los beneficios
generados luego por el esquema de comercialización debieran ser mayores a estos costos. Así
mismo, como el mercado es considerado por el regulador inglés (OFGEM) como competitivo, los
márgenes de ganancia para el comercializador no son regulados y el regulador sólo se encarga de
penalizar gravemente faltas a los derechos del consumidor. Las disputas entre comercializador y
clientes son resueltos por el organismos a cargo de defender los derechos del consumidor, en este
caso, la “Office of Fair Trade” 46
45
De la misma forma que en el caso de Texas, los costos necesarios para la implementación de un sistema de comercialización son asumidos por los consumidores. Estos costos permiten establecer un sistema que posteriormente traerá beneficios a sus clientes, tanto en reducción de precio como en aumento de bienestar. Si bien estos costos pueden significar un cargo no deseado para el cliente, en un mercado competitivo, los beneficios generados luego por el esquema de comercialización debieran ser mayores a estos costos. Así mismo, como el mercado es considerado por el regulador inglés (OFGEM) como competitivo, los márgenes de ganancia para el comercializador no son regulados y el regulador sólo se encarga de penalizar gravemente faltas a los derechos del consumidor. Las disputas entre comercializador y clientes son resueltos por el organismos a cargo de defender los derechos del consumidor. 46
http://www.oft.gov.uk/”
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Figura 2 – Desglose de costos en la factura eléctrica de Inglaterra. Fuente: OFGEM.
A continuación, se describe en mayor detalle los diferentes componentes asociados a la tarifa
eléctrica en Inglaterra mostrados en la Figura 2.
Cargos por uso de la red transmisión y distribución
Se refieren a los cargos por utilizar las líneas de distribución y transmisión en el transporte de
electricidad hacia los usuarios finales. Estos pagos cubren los costos de construcción, mantención
y operación de las instalaciones eléctricas en distribución y transmisión.
Los costos de red, son traspasados directamente al cliente a través del precio de la tarifa. El costo
de distribución, representa el 17 % del total de la factura, en cambio el costo de transmisión es el
4 %.
Los cargos por uso de la red, son regulados por Office of the Gas and ElectricityMarkets (Ofgem),
éstos cargos se calculan proyectando un desarrollo inteligente47 de las redes, incrementando la
seguridad de suministro.
Impuesto al valor agregado
Este impuesto, es pagado directamente por la empresa suministradora al HM Revenue &
Custom48(HMRC, 2011), y es cobrado directamente al consumidor final. Este impuesto representa
el 5 % del total de la factura.
47
Proyección adecuada del crecimiento de la red considerando el comportamiento de clientes y las tendencias de nuevas tecnologías. Concepto incorporado por OFGEM y no por el consultor. 48
HerMajesty’s Revenue &Custom: Es el estamento responsable de recolectar el Impuesto al Valor Agregado (IVA), derechos aduaneros, impuestos especiales y otros impuestos indirectos como el impuesto de pasajes aéreos, impuestos de cambio climático, primas de seguro fiscal, impuesto de vertederos e impuestos
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Costos ambientales
Los costos ambientales, se producen debido a la obligación de las empresas suministradoras a
cumplir con objetivos de reducción de emisiones de CO2. Participando en programas de ahorro
energético, reducción de emisiones y enfrentar el cambio climático. Este costo, representa cerca
del 10 % del total de la factura eléctrica y también son cargados a la cuenta de los clientes.
Cargo por medidor
Los costos de medidor, se refieren al costo mismo del medidor, más la instalación y mantención de
éste. Esto representa el 1 % del total de la factura eléctrica.
3.3.1.2 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA INGLATERRA
Actualmente, no existe regulación de precio en las tarifas eléctricas. En reemplazo, el regulador
revisa la operación del mercado y monitorea a todas las comercializadoras, con especial énfasis en
las empresas dominantes 49 y exige una previa revisión de las tarifas y condiciones a aplicar, de
forma previa a que éstas sean aplicadas, siendo el regulador el encargado de aprobar dichas
tarifas50.
La regulación para el sector del suministro o comercialización de electricidad en Inglaterra,
considera la existencia de una licencia de comercialización de la electricidad denominada “Great
Britain – wide license”, la que permite a todos los comercializadores suministrar, de forma libre a
agregados. También es responsable de la gestión de la importación y exportación de bienes y servicios en el Reino Unido. 49
Empresa con el control de una parte importante del mercado. 50
En Inglaterra el regulador asume que el mercado es suficientemente maduro y competitivo, por lo que en escenarios de alza de tarifas la empresa es castigada mediante las preferencias del consumidor. Se provee sistema de comparación (consumer direct, consumer focus, se puede hacer un reclamo y se establecen multas). Cada empresa tiene el rol de guiar al cliente en los pasos a seguir respecto de sus quejas y como escalarlas en caso de que no estén satisfechos. De no cumplir con estas obligaciones, el regulador se encarga de aplicar fuertes multas orientadas a desincentivar las malas prácticas de las empresas comercializadoras Por ejemplo la empresa NPOWER fue multada por 2 millones de libras por no cumplir con los estándares mínimos en el tratamiento de las quejas de los clientes. En particular, la empresa fue encontrada culpable de no informar a los clientes que mantenían quejas sin resolver que tenían el derecho a apelar. Antes de esto British Gas recibió una multa por 2.5 millones por similares razones. Así, el regulador participa en el detalle individual del manejo de los reclamos, pero provee grandes multas cuando las situaciones escalan a proporciones importantes. Mayor información visitar los siguientes enlaces: http://www.ofgem.gov.uk/Consumers/Pages/Consumer.aspx, http://www.moneywise.co.uk/news/2011-10-31/npower-fined-2-million-poor-complaints-handling
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cualquier cliente dentro del territorio nacional. La comercialización se encuentra separada de la
distribución eléctrica, aunque se permite a empresas de distribución participar también del
negocio de la comercialización eléctrica. Si bien en el pasado, las comercializadoras integradas a
las distribuidoras constituían un grupo separado de los comercializadoras independientes,
actualmente, luego de la promulgación de la Utilities Act del 2000, la “Britain wide license”
considera a todas las comercializadoras bajo las mismas condiciones legales, exigiendo que la
distribución sea un rubro separado de la comercialización. Pese a esto, las comercializadoras que
en un pasado estaban integradas a empresas distribuidoras tienen exigencias adicionales en sus
licencias. Estas condiciones especiales incluyen la obligación de ofrecer infraestructura de
medidores de prepago y hasta el año 2002 regulación de precio, la cual ahora ha sido eliminada
por el regulador ya que se considera el mercado del suministro lo suficientemente maduro para
permitir una autorregulación por competencia. (Simmonds, 2002).
3.3.1.2.1 OPERACIÓN Y OBLIGACIONES DE LAS COMERCIALIZADORAS DE ELECTRICIDAD
La OFGEM, establece en sus licencias de suministros, ciertas obligaciones que los
comercializadores de electricidad deben cumplir. En primera instancia, éstas deben cumplir, como
entidad comercial desregulado, con todas las exigencias y reglas de comercio vigentes en
Inglaterra. Adicionalmente, las comercializadoras deben cumplir con exigencias específicas para el
rubro tales como: Entrega de términos que rigen el suministro a clientes 51, envío de tarifas y
códigos a la OFGEM previa presentación a los clientes para su aprobación, suministro de
información apropiada a los clientes que los faculte a tomar una decisión informada al contratar el
servicio, permitir término de contrato anticipado por parte del cliente, considerando cargos no
abusivos por éste concepto, entre otros (Rogai, 2007). La OFGEM se encarga de fiscalizar los
contratos, acuerdos y la información pública entregada por las empresas de manera de cerciorarse
que los clientes están adecuadamente informados, imponiendo fuertes multas si estas
disposiciones no son cumplidas.
3.3.1.2.2 PROCESO DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR ELÉCTRICO DE UN CONSUMIDOR EN INGLATERRA
El proceso de cambio de suministrador y/o tarifa de electricidad en Inglaterra, es sencillo. El
consumidor, dispone de una herramienta web donde compara el costo anual de su consumo de
gas y electricidad, indicándole cual es la tarifa más conveniente. Basándose en ésta información, el
consumidor decide su nueva tarifa y empresa de suministro (comercializadora minorista52).
51
Visitar el Link: http://www.ofgem.gov.uk/Markets/RetMkts/ensuppro/Pages/Energysupplyprobe.aspx 52
Comercializador de electricidad a pequeños clientes
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El consumidor, realiza el registro de su nueva tarifa on-line y el nuevo suministrador se pone en
contacto con el suministrador actual, para dar de baja la tarifa y comenzar a facturar al nuevo
cliente. Este cambio se puede tardar hasta 4 semanas53 y durante la transición el cliente no sufre
ningún corte de suministro. El cambio puede tener costos asociados a la cancelación del contrato,
si esto corresponde al caso.
Es de interés comentar que a raíz de la desregulación de los mercados de suministro de
electricidad en el Reino Unido, la empresa responsable de los medidores de electricidad puede no
ser obvia. Dependiendo de los acuerdos en vigor, el medidor puede ser la propiedad del operador
de medidores, de la distribuidora de electricidad, del comercializador minorista o en el caso de
algunos grandes usuarios de electricidad del medidor pueden pertenecer a los mismos clientes.
Así, la empresa responsable de la lectura del medidor en Inglaterra no siempre es el propietario
mismo del medidor, ya que desde 1994, la actividad de medición y mantención de los medidores
se liberalizo creándose la figura del operador independiente de medidores54.
En este sentido, al realizar un cambio de domicilio, el consumidor debe notificar a su
suministrador el cambio de domicilio y contactar a su nuevo suministrador, según su nuevo
domicilio. Los suministradores por su parte se encargan de realizar toda la tramitación necesaria
en conjunto al operador de medidor y las distribuidoras de manera que el cambio de domicilio sea
operativo55.
3.3.2 TARIFAS ELÉCTRICAS EN ESPAÑA
En España, se implementó una reforma que permitió la introducción de la figura del
comercializador de electricidad para el suministro minorista56 de electricidad y gas, siendo algunos
comercializadores propiedades de distribuidoras (que si participan en la generación) y otros
empresas separadas de la distribución y la generación. En éste esquema, los consumidores pueden
elegir de forma libre el comercializador que deseen, de manera de establecer un esquema
competitivo de suministro. Esta reforma se gestó bajo la Directiva Europea 2003/54/CE, que
establece un mercado eléctrico único a nivel europeo (UE, 2011).
53
En tarificación los errores pueden significar grandes sobrecostos para clientes y la empresa puede sufrir grandes deterioros de imagen, por lo que no existe posibilidad de errores en el proceso de facturación, así como retrasos en los procedimientos internos asociados a un cambio de tarifa para un cliente. Un ejemplo de estos seria el cambio de un medidor, donde a veces es necesario mantener por un tiempo el medidor
antiguo con el nuevo para asegurar concordancia entre ambos. 54
Association of meter operators: http://www.meteroperators.org.uk/index.php 55
http://www.which.co.uk/switch/energy-advice/moving-house-and-supplier 56
El término minorista se refiere a que la venta y suministro de electricidad se realiza la consumidor final.
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La regulación del mercado, corresponde a la Comisión Nacional de Energía (CNE) española,
mientras que el responsable de la fijación de la Tarifa de Último Recurso (tarifa de referencia) es el
Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio57. Esta tarifa, es dirigida a clientes residenciales y
debe ser ofrecida por todas las comercializadoras dependientes de empresas distribuidoras,
aunque podría llegar a ser ofrecidas por otras comercializadoras independientes. Por otro lado, la
TUR es utilizada como referencia de las tarifas ofrecidas por las comercializadoras, sirviendo como
referente de comparación para los clientes. Sin embargo, esta tarifa solo establece un referente
útil para comparar y no un límite para el valor que otras tarifas pueden tomar(CNE, 2011a; Endesa,
2011).
Las tarifas ofrecidas por las comercializadoras, son elaboradas por las mismas empresas y no están
sometidas a regulación de precios. Sin embargo, éstas deben pasar por una revisión previa del
regulador, antes de ser ofrecidas como opciones tarifarias a los clientes.
Dada la importancia del acceso a la información por parte de los usuarios, de manera de mantener
el mercado competitivo, la Comisión Nacional de Energía ha desarrollado una herramienta web y
estudios de tarifas que facilitan al consumidor la comparación y posterior elección de tarifas (CNE,
2011b)58.
Los resultados obtenidos de los estudios comparativos de tarifas, muestran que para clientes
residenciales existen opciones tarifarias más económicas que la TUR (tarifa de referencia). En
cambio, para clientes con mayor potencia contratada (sin acceso a la TUR) las tarifas resultan en
promedio mayor a las tarifas ofrecidas a clientes con acceso a TUR, debido a que están afectas a
restricciones y penalizaciones impuestas para incentivar los contratos con las comercializadoras
libres (CNE, 2010)59. Si bien pueden existir opciones tarifarias de menor valor a la TUR, típicamente
esta diferencia es marginal y en algunos casos se restringe sólo al primer año de contratación de la
57
En España no existe un ministerio enfocado exclusivamente en la energía. Hasta la IX legislatura (2008-2011, gobierno de José Luis Rodríguez Zapatero) el ministerio a cargo era el llamado “Ministerio de industrias, Turismos y Comercio” el cual a partir de la X legislatura (que parte el 2011) paso a llamarse “Ministerio de Industrias, Energía y Turismo” (Gobierno de Mariano Rajoy Brey). Enlace sitio web del ministerio: http://www.minetur.gob.es/es-ES/Paginas/index.aspx 58
El regulador español ve como una de sus obligaciones proveer las herramientas necesarias para permitir el desarrollo de un mercado competitivo en la comercialización eléctrica. Una de estas herramientas es la herramienta de comparación online (http://www.comparador.cne.es/comparador/comp2.cfm). Pese a esto, esta herramienta no es la única existente en España existiendo otros comparadores creados por asociaciones de consumidores como tarifadeluz.com (http://www.tarifasdeluz.com/comparador-de-tarifas-electricas/resultados/index.php) y suelosolar.es (http://www.suelosolar.es/tarifa/comparativa-tarifas-electricas.asp) 59
Importante número de clientes no está preocupado de su tarifa eléctrica ni interesado en realizar gestión para reducir sus gastos. Además existe la creencia generalizada y muy infundada que la tarifa de último recurso siempre es más económica que las ofrecidas por las comercializadoras de mercado libre.
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tarifa. La Figura 3 muestra una imagen con la muestra de algunas tarifas residenciales para algunas
comercializadoras española, comparada con la TUR60.
Figura 3 - Comparación de tarifas residenciales (solo algunos ejemplos) con la TUR
Actualmente, aún existen consumidores que se encuentran en una etapa de transición desde el
sistema antiguo de venta de electricidad al nuevo esquema de comercialización. Se espera que
para el año 2012, la migración de los clientes sea completa. El éxito de la implementación de la
comercialización eléctrico y los consiguientes beneficios esperados de ésta desregulación del
mercado eléctrico no han sido los esperados, en parte debido a la estructura de integración
generación – distribución que permite la regulación española y al poder que ejercen las
distribuidoras sobre el mercado61.
3.3.2.1 TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN
ESPAÑA
El sistema tarifario español, diferencia a tres tipos de consumidores, en base a la cual el
consumidor tiene acceso a distintas tarifas, siendo estos: clientes de baja tensión pequeños,
60
Lista de comercializadores españoles http://www.cne.es/cne/doc/publicaciones/Listado_Comercializ_07022012.pdf 61
Esto se refiere al hecho de que las principales comercializadoras son de propiedad de las distribuidoras, las que a su vez están facultadas a participar en el mercado de la generación. Esto genera incentivos perversos debido al interés de las distribuidoras de vender energía y maximizar sus ganancias, no dándose en la práctica que se generen tarifas flexibles convenientes que actúen como incentivo para un consumo más eficiente de la electricidad.
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clientes de baja tensión medianos y clientes de alta tensión. Los tipos de consumidores se explican
a continuación:
Clientes baja tensión pequeños ≤ 10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en
baja tensión (menor a 1kV) con potencias contratadas igual o inferior a 10kW.
Clientes baja tensión medianos >10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en
baja tensión con potencia contratadas mayores a 10 kW.
Clientes de alta tensión: Todos los consumidores conectados en alta tensión (mayor a
1kV).
Los consumidores conectados en baja tensión (menor a 1kV) y con una potencia contratada menor
o igual a 10kW tienen acceso a una tarifa de suministro de último recurso (TUR), cuyo valor es
fijado por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. También tienen la opción de contratar el
suministro en el con las comercializadoras, con tarifas fijadas por el suministrador y preferidas por
el cliente. El resto de los consumidores, aquellos conectados en baja tensión (menor a 1kV) con
potencia contratada mayor a 10kW y aquellos conectados en alta tensión, sólo tienen acceso a
contratos de suministro en el mercado libre de la comercialización.
La estructura tarifaria española, considera la existencia de dos grandes grupos de tarifas: La tarifa
regulada y las tarifas libres. La tarifa regulada, es establecida por el ministerio de Industrias,
Turismo y Comercio y está disponible para pequeños clientes residenciales y clientes de bajos
recursos. Esta tarifa, sólo es ofertada de manera obligada por las comercializadoras dependientes
de las empresas de distribución, aunque podría ser ofertada por comercializadoras libres. El
mercado español ha mostrado no ser realmente competitivo, con un bajo cambio de
suministrador por parte de los consumidores. Las empresas comercializadoras dependientes de
distribuidoras mantienen un gran número de los clientes, los cuales se mantienen en la tarifa de
último recurso. Si bien la TUR no sólo puede ser ofrecida por estas comercializadoras las cuales
están obligadas por ley a ofrecerla, en la práctica los clientes prefieren por comodidad permanecer
con la misma tarifa y suministrador. No existe un esfuerzo o gran competencia por captar clientes,
las grandes empresas no compiten entre si. Las empresas tiene calzados sus contratos de
suministro y por lo tanto tienen pobre incentivo a competir pues son neutras al precio. La Figura 4
muestra el porcentaje de cambio de tarifa entre 2008 y 2010 para países europeos, donde se ve
que España había alcanzado un porcentaje muy reducido (0.8%).
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Figura 4 - Ratio de "switching" en los últimos dos años (hasta julio de 2010), excluyendo los cambio motivados por un cambio de domicilio
Fuente: ECME Consortium analysis of data from consumer survey 62
Por otra parte, las tarifas libres, corresponden a opciones tarifarias ofrecidas por todas las
comercializadoras de electricidad española. Estas tarifas, son elaboradas de forma independiente
por cada empresa, pero deben ser aprobadas por el organismo regulador. Los clientes tienen
libertad para elegir entre cualquiera de éstas opciones tarifarias.
Por ejemplo,las tarifas con discriminación horaria o Time of Use, pueden dividir al día en dos o tres
bloques. La duración de los periodos de punta, llano y valle se muestra en la Tabla 5 y Tabla 6(CNE,
2011c).
Tabla 5 – Períodos tarifarios de punta y valle de acuerdo a estación del año.
Fuente: CNE.
62
http://ec.europa.eu/consumers/strategy/docs/retail_electricity_full_study_en.pdf
Invierno Verano
Punta Valle Punta Valle
12:00 - 22:00 0:00 - 12:00
22:00 - 24:00 13:00 - 23:00
0:00 - 13:00 23:00 - 24:00
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Tabla 6 – Períodos tarifarios de punta, llano y valle de acuerdo a estación del año.
Invierno Verano
Punta Llano Valle Punta Llano Valle
18:00 -22:00 8:00 - 18:00
22:00 - 24:00 0:00 - 8:00 11:00 - 5:00
8:00 - 11:00 15:00 - 24:00
0:00 - 8:00
Fuente: CNE.
3.3.2.1.1 DESCRIPCIÓN DE LA TARIFA REGULADA
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITYC) es el encargado de calcular la Tarifa de
Último Recurso (TUR), las cuales son ofrecidas por las Suministradoras de Último Recurso (SUR),
que corresponden a las comercializadores pertenecientes a las empresas distribuidoras.
A la TUR sólo tienen acceso clientes con una potencia contratada inferior a 10 kW, abarcando a la
mayoría de los clientes residenciales. Esta tarifa, funciona como refugio para aquellos clientes que
no tienen acceso a las herramientas para escoger su propia tarifa, por ejemplo aquellos que no
tienen conexión a internet o conocimiento en el uso de un computador; o para aquellos clientes
que simplemente no desean estudiar las tarifas ofrecidas en el mercado (MITYC, 2011c).
La TUR posee una componente de potencia y otra de energía, al igual que el peaje de acceso a la
red. La componente de potencia se calcula como la componente de potencia del peaje de acceso a
la red más el margen de comercialización fijo.
La componente de energía, se calcula como la componente de energía del peaje de acceso más el
costo estimado de la energía suministrada durante el período de facturación. Este costo estimado
de la energía suministrada, involucra otros términos como: el costo estimado de la energía del
mercado diario en el período tarifario; sobrecostos de servicio de ajuste del sistema; prima por
riesgo del comercializador; pago por capacidad de generación en el período de tarifario; pérdidas
estandarizadas del sistema (MITYC, 2011b).
3.3.2.1.1.1 Bono Social
Es una ayuda económica a las familias en riesgo social. Pueden acceder a ella automáticamente
todos los hogares con una potencia instalada menor a 3 kW. Los hogares de hasta 10 kW de
potencia instalada deben postular. Tiene una duración de dos años y debe ser re-acreditado.
Este bono social, consiste en la congelación de los precios de energía a partir del 1 de julio del
2009. Al igual que la TUR, posee un término de potencia y otro de energía (MITYC, 2011d).
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3.3.2.1.2 TARIFAS OFRECIDAS POR LAS COMERCIALIZADORAS
Las comercializadoras, pueden ofrecer sus tarifas libremente a los clientes, previa revisión de la
Comisión Nacional de Energía.
Las tarifas ofrecidas por la comercializadora Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U.
a los clientes residenciales son (Iberdrola, 2011b):
Plan Básico: Consiste en una tarifa plana con una componente de potencia y otra de
energía. Se ofrece a consumidores menor o igual a 10 kW de potencia contratada.
Plan Hogar Día y Noche: Divide al día en dos bloques, distinguiendo horas punta y valle, el
precio de la potencia es igual en ambos bloques. Se ofrece a clientes con una potencia
instalada menor o igual a 10 kW.
Plan Hogares Plus: Esta tarifa discrimina tres bloques: punta, llano y valle. Se ofrece tanto
para clientes entre 10 kW y 15 kW como para clientes con potencias mayores a este valor
que se consideren residenciales a los primeros se les cobra un único precio de potencia y
energía en todos los bloques (tarifa plana). Para clientes con una potencia contratada
mayor a 15 kW, el precio de la potencia y la energía cambia según el bloque.
Energía Día y Noche: Esta tarifa secciona al día en punta y valle, se ofrece a clientes con
potencia contratada mayor a 10 kW.
Energía Verde63: Esta tarifa asegura que la energía proviene 100 % de fuentes renovables.
La empresa asegura comprar con esto energía a fuentes renovables. Dentro de ésta tarifa
están las mismas modalidades de peajes de acceso a la red en baja tensión.
Todas estas tarifas poseen la modalidad de cuota fija, excepto la de energía verde. Esta modalidad
establece la cantidad a pagar mensualmente y al cabo de un año se reajusta la cuota, dependiendo
del consumo anual. Para que todo el proceso sea claro, al cliente se le informa mensualmente de
su consumo real.
Para empresas se ofrecen tres tipos de tarifas (Iberdrola, 2011a):
Plan Básico Negocios: Consiste en una tarifa plana con una componente de potencia y
energía. Es ofrecida a clientes con una potencia instalada igual o menor a 10 kW.
63
Iberdrola certifica su energía verde a través de dos herramientas: 1. Certificados RECS (“Renewable Energy Certificate System”): Emitidos y administrados por un Organismo
(“Issuing Body”), que garantiza que la energía generada proviene exclusivamente de fuentes renovables. 2. Certificado por “Bureau Veritas Quality International”. Esta certificación implica que existe una metodología
interna de gestión de estos certificados RECs y la asignación de dicha energía a los clientes que la han comprado, de forma que no pueda comercializarse como verde energía que no proceda de fuentes renovables y esté certificada en origen.
https://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBCLIEMPEMAVERCER
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Plan Compromiso Pymes: Esta tarifa discrimina tres bloques: punta, llano y valle. Se
ofrece para clientes con una potencia mayor a 10 kW y menor o igual a 15 kW y para
clientes con una potencia mayor a 15 kW residenciales. A los primeros se les cobra un
único precio de potencia. Para clientes con una potencia contratada mayor a 15 kW. El
precio de la potencia cambia según el bloque.
Energía Verde64: Esta tarifa asegura que la energía proviene 100% de fuentes renovables.
Dentro de esta tarifa, están las mismas modalidades de peajes de acceso a la red en baja
tensión.
Todas las tarifas ofrecidas a clientes residenciales y negocios tienen una duración de 12 meses.
Estas tarifas solo representan tarifas ofertadas por Iberdrola. Al observar las opciones tarifarias
ofrecidas por Endesa Energía XXI, S.L esta presenta otras opciones para sus clientes residenciales:
Tarifa Tranquilidad con precio fijo hasta el 014, tarifa ahorro directo con un 10% de ahorro en
componente de potencia, y tarifa nocturna y tarifa despierta con un esquema TOU de dos bloques
y reducción de precio en bloque nocturno, diferenciándose en promociones anexas a las opciones
tarifarias que se ofrecen en conjunto65 (servicios adicionales, descuentos temporales en la tarifa,
etc.
3.3.2.2 ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA
Las tarifas del sistema español, están compuestas por una componente denominada peaje de
acceso a la red, más los costos propios de la empresa suministradora y el margen de ganancia de
la misma. En el caso de la tarifa de último recurso (TUR), determinada por la autoridad regulatoria,
ésta se calcula como el peaje de acceso a la red, más el costo de generación eléctrica y costos de
operación de la empresa de último recurso. En el caso de las tarifas suministradoras, éstas se
basan en el peaje de acceso a la red, más el costo de la compra de su energía, sumando sus costos
de operación y margen de ganancia.
64
Iberdrola certifica su energía verde a través de dos herramientas:
1. Certificados RECS (“Renewable Energy Certificate System”): Emitidos y administrados por un Organismo (“Issuing Body”), que garantiza que la energía generada proviene exclusivamente de fuentes renovables.
2. Certificado por “Bureau Veritas Quality International”. Esta certificación implica que existe una metodología interna de gestión de estos certificados RECs y la asignación de dicha energía a los clientes que la han comprado, de forma que no pueda comercializarse como verde energía que no proceda de fuentes renovables y esté certificada en origen.
https://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBCLIEMPEMAVERCER 65
http://www.endesaonline.com/ES/Hogares/teofrece/luz/ofertas_luz/menor10/despierta_dh/index.asp
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3.3.2.2.1 PEAJE DE ACCESO A LA RED TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
El peaje de acceso a la red de transporte y distribución cubre los costos de la operación,
mantención e inversión de las instalaciones de los sistemas de transporte y distribución. Estos
peajes son únicos en todo el país, diferenciándose por nivel voltaje y discriminación horaria, ver
Tabla 7 y Tabla 8(MITYC, 2011a).
Tabla 7 – Descripción de Peajes de Acceso a la Reden baja tensión.
Peajes de baja tensión (V <= 10 kV)
Descripción
Tarifa 2.0 A Tarifa simple (1 ó 2 períodos horarios y Potencia contratada ≤ 10 kW)
Tarifa 2.1 A Tarifa simple (1 ó 2 períodos horarios y Potencia contratada >10 kW y ≤ 15kW)
Tarifa 3.0 A Tarifa general (3 períodos horarios)
Fuente: MITYC.
Tabla 8 – Descripción Peajes de Acceso a la Reden alta tensión.
Peajes de alta tensión (V > 1 kV)
Descripción
Tarifa 3.1 A Tarifa específica (3 períodos horarios y potencia contratada ≤ 450 kW)
Tarifa 6 Tarifas generales para alta tensión (6 períodos horarios y 5 escalones de tensión)
Fuente: MITYC.
La estructura de peajes de acceso tiene una componente de potencia y otra componente de
energía, además en algunos casos de energía reactiva.
Término de Potencia: El consumidor debe contratar una cantidad de potencia durante
todo un año o en su defecto, pagar por la potencia real consumida, dependiendo de la
tarifa contratada.
Término de energía activa: Para tarifas con discriminación horaria es necesario un
medidor inteligente. La facturación se realiza multiplicando la energía consumida hora a
hora con su correspondiente precio.
Término de energía reactiva: Se requiere disponer de un contador de energía reactiva. Este
término no se aplica en el periodo 3 de las tarifas 3.0A y 3.1A, ni en el periodo 6 de la tarifa 6,
siempre que el consumo de energía reactiva exceda el 33 % de la energía activa, además sólo
afectará a dichos excesos. Para la tarifa 2.0A se deberá contar con los equipos de corrección de
potencia reactiva, como máximo se debe contar con un 50 % de la energía activa, en caso
contrario la empresa distribuidora puede solicitar la instalación de un medidor de energía reactiva
bajo su costo.
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3.3.2.3 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA
La reforma del mercado eléctrico español, tiene como objetivo mejorar la competitividad en el
sector eléctrico. La liberalización del suministro eléctrico al cliente final y la creación de la figura
del comercializador, establecen la existencia de tarifas libres, creadas por el comercializador y
elegidas de forma libre por el cliente. Sin embargo, estas tarifas deberán ser aprobadas por el ente
regulador, antes de ser ofrecidas a los clientes cualificados. En éste contexto, si bien las tarifas
libres son de responsabilidad de los comercializadores, el pago de la distribución y transmisión
continúan siendo fijados por el organismo regulador, de manera de evitar el abuso de las
posiciones de dominio que existen debido a las características monopólicas de las distribuidoras.
3.3.2.4 MEDIDORES ELÉCTRICOS EN ESPAÑA
En España, por la orden ITC/3860/2007, la cual modifica el reglamento vigente66, se deben cambiar
todos los medidores de electricidad de hasta 15 kW de potencia para el año 2018, por equipos que
permitan una discriminación horaria del consumo y la telegestión de la demanda.
Entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2010, se debía sustituir un 30 % del total del
parque de medidores eléctricos contratados por la distribuidora. Entre el 1 de enero de 2011 y el
31 de diciembre de 2012, se debía sustituirse un 20 % del total. Entre el 1 de enero de 2013 y el 31
de diciembre de 2015, se debía sustituirse un 20 %y entre el 1 de enero de 2016 y el 31 de
diciembre de 2018 se debía sustituirse el 30 % restante del total del parque de medidores de hasta
15 kW de potencia contratada de cada empresa distribuidora.
Sin embargo, se creó una nueva orden IET/290/2012 que entró en vigor el 16 de febrero del 2012,
la cual modifica la orden ITC/3860/2007. Debido a la falta de equipos disponibles para el recambio
de medidores, producto de la inexistencia del desarrollo industrial requerido en España y a la
continua solicitud de las distribuidoras por una modificación en los plazos de implementación del
Plan de sustitución de medidores.
La nueva orden mantiene que para el 31 de diciembre del 2018 se debe sustituir todo el parque de
contadores eléctricos. Antes del 31 de diciembre de 2014 deberá sustituirse un 35 por ciento del
total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada empresa
distribuidora. Entre el 1 de enero de 2015 y el 31 de diciembre de 2016 deberá sustituirse un 35
por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de cada
empresa distribuidora. Entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre de 2018 deberá sustituirse
un 30 por ciento del total del parque de contadores de hasta 15 kW de potencia contratada de
cada empresa distribuidora (MINETUR, 2012).
66
http://www.boe.es/boe/dias/2007/12/29/pdfs/A53781-53805.pdf
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El precio pagado actualmente por el cliente por concepto de arriendo del medidor simple
monofásico, lectura y mantención es de 0,58 euros al mes (MITYC, 2006). Con el cambio
obligatorio a medidores con la capacidad de discriminación horaria y telegestión, el arriendo
ascenderá a 0,78 euros al mes (MITYC, 2007), lo que incluye el costo propio del equipo, los costos
de instalación y verificación, así como la operación y mantenimiento del equipo.
Así mismo, la legislación española exige que cada instalación eléctrica inferior a15 kW cuente con
un Interruptor de Control de Potencia (ICP). Este elemento, desconecta la instalación cuando la
potencia demandada por el cliente sobrepasa la potencia contratada. En caso que el cliente no
cuente con éste dispositivo se aplicará un recargo de 10 o 20 kW sobre la potencia contratada,
dependiendo de la potencia contratada, pese a que esta potencia sea mayor a la que necesite el
cliente.
El arriendo del ICP tiene un valor de 0,03 euros mensuales, aunque depende del tipo de
instalación. Además, una vez instalado el ICP, la empresa distribuidora debe revisar y certificar el
trabajo, teniendo un valor de 9,04 euros ésta revisión.
3.3.3 TARIFAS ELÉCTRICAS EN AUSTRIA
El mercado de la electricidad de Austria, fue totalmente liberalizado a partir del año 2001. Esto
permite que el consumidor de energía eléctrica pueda elegir libremente su proveedor de
electricidad, lo cual produce competencia entre los proveedores, en búsqueda de captar clientes
por medio de las tarifas ofrecidas.
El precio de la electricidad depende del proveedor eléctrico y de la tarifa que escoja el cliente. Por
eso, para que exista verdadera competencia, el cliente debe poder cotizar y cambiarse de tarifa
fácilmente.
Las redes eléctricas son operadas por las distribuidoras, empresas monopólicas naturales
regionalmente y que son independientes a las proveedoras de electricidad (comercializadora
minorista). Estas distribuidoras se encargan de la operación y mantenimiento de la red eléctrica,
además de la lectura del medidor. Las distribuidoras reciben un pago por la utilización de la red, el
cual está regulado y se muestra explícitamente en la factura eléctrica.
Las redes de electricidad son reguladas por E-Control, entidad encargada de elaborar y aplicar las
normas que aseguren un buen funcionamiento del sistema eléctrico y por la libre competencia en
el mercado (E-Control, 2011).
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3.3.3.1 TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN
AUSTRIA
El mercado minorista austriaco, en general, se puede dividir en dos sub-mercados con diferentes
condiciones:
Mercado de pequeños consumidores: Son hogares y pequeños consumidores, y clientes
con demanda no medida con un consumo anual menor a 100.000 kWh.
Mercado de gran consumo: Son la demanda de los consumidores medido con un consumo
anual de más de 100.000 kWh.
No existe una clasificación clara por tipo de tarifas en el mercado austriaco, pero si se pueden
distinguir características en los servicios ofrecidos para los distintos tipos de cliente. Esto es
debido al grado de liberalización e independencia con el cual las tarifas son diseñadas y ofertadas
en el sistema austriaco.
En el caso de clientes residenciales, se ofrecen tarifas económicas que reducen costos operativos
y de facturación, se contrata por internet, el servicio al cliente es a través de e-mail, la factura es
enviada electrónicamente y el pago también es a través de éste medio. Existen otras tarifas con
servicios complementarios que ofrecen asesoramiento energético para clientes residenciales con
un consumo entre 4.000 y 100.000 kWh al año, enfocado a clientes residenciales y agricultores.
Otras tarifas, ofrecen precios fijos de energía o “Capped Tariff” hasta el 2013 para clientes de
hasta 100.000 kWh al año. Por último, existen tarifas con discriminación horaria o “Time of Use”,
especialmente para hogares que utilizan calefacción o calentadores de agua, se ofrece un precio
de energía más económico en la noche, esto se realiza a través de dos medidores independientes,
uno diurno y el otro nocturno (Verbund, 2011c).
Para consumidores comerciales y PYME con un consumo entre 0,1 GWh a 1 GWh al año, las
cotizaciones se hacen privadamente con el proveedor de electricidad, no hay tarifas públicas. Aun
así, las comercializadoras ofrecen energía 100% limpia para mejorar el balance de emisiones de
CO2 de la empresa (Verbund, 2011a).
En el caso de clientes industriales, tampoco existen tarifas públicas, pero se ofrecen servicios
personalizados dependiendo de las características de la industria, más que una tarifa se ofrecen
planes de energía integrales (Verbund, 2011b).
3.3.3.2 REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN AUSTRIA
La E-Control, es el agente regulador del mercado eléctrico en Austria. Debe velar por el libre
acceso a las redes para las compañías proveedoras nuevas y existentes, bajo una tarifa de red
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equitativa. Además, es la encargada de entregar las licencias a los “balancing group” o grupos de
balance y aprobar sus términos generales y condiciones (E-Control, 2011).
Las barreras de entrada para suministrar y vender energía eléctrica son muy pocas, casi no hay
límites reglamentarios. Los proveedores sólo deben ser parte de un grupo de balance o crear uno
(Hofbauer Ines, 2006).
Estos grupos de balance, son los encargados de calcular el balance entre la oferta y demanda de
sus clientes y sus contratos de compra y de contrarrestar las fluctuaciones de la demanda. Los
representantes de los grupos de balance, se relacionan con el resto de los agentes del mercado.
La E-Control monitorea la competencia en las comercializadoras, la administración de los grupos
de balance, la información de las tarifas entregada a los clientes, debe solucionar las disputas del
mercado, establecer un código de conducta de los agentes del mercado y controlar los subsidios
para la eco-electricidad (Hofbauer Ines, 2006).
3.4 MEDICIÓN INTELIGENTE Y LA IMPORTANCIA EN LA IMPLEMENTACIÓN DE
TARIFAS FLEXIBLES
La ejecución de tarifas flexibles dinámicas requiere la implementación de toda una plataforma
tecnológica en forma de dispositivos habilitadores que permita acceder a los beneficios esperados
de una tarificación de este tipo. Además, la implementación de estas tarifas es parte de un
conjunto de medidas orientadas a estimular un consumo más eficiente y responsable de la energía
por parte de los clientes. Así, se busca informar de mejor forma a los clientes y entregarles las
herramientas necesarias para que puedan modificar su consumo. A continuación se discute
brevemente sobre los elementos de una infraestructura de medición inteligente, para luego tratar
algunos casos de implementación de programas pilotos, presentando en algunos casos
estimaciones de costos de implementación.
Los medidores son usados por los suministradores de electricidad para medir el consumo de
energía (y a veces de potencia) de sus clientes, y así medir, estimar y cobrar por el servicio que
entregan a sus clientes. Los medidores más comúnmente utilizados son los llamados medidores de
acumulación, los cuales registran sólo el consumo de energía acumulado en el tiempo, sin un
registrar el consumo de cada periodo de tiempo individual. En este sistema los consumidores son
visitados periódicamente para leer el registro de sus medidores (lectura manual) y determinar
cuanta electricidad han demandado desde la última lectura (substrayendo ambas lecturas).
Versiones mas modernas de los medidores de acumulación tienen lectura mediante sistemas
electrónicos mas avanzados basados en comunicación serial, infrarroja, telefónica, etc. En estos
sistemas de acumulación no es posible conocer detalles del consumo durante el periodo
registrado, que típicamente es de un mes (VAGO, 2009).
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Una versión más avanzada del medidor de acumulación es el medidor tipo Time-of-use (TOU)
tradicional, el cual se encuentra en uso desde hace muchas décadas y bastante extendido en el
mundo desarrollado y en especial en Europa. Este medidor registra el consumo de electricidad en
el tiempo separado en intervalos de tiempo, tradicionalmente dos o tres, utilizando diferentes
registros para cada uno de los periodos. Este medidor es tecnológicamente muy básico,
correspondiendo a tres medidores en uno, controlados típicamente por un temporizador o reloj
(el cual puede ser electrónico). Esto permite aplicar tarifas TOU tradicionales, tarificando distinto
los períodos de hombro (llano), punta y valle. Sin embargo, cambios en la definición de estos
horarios son de muy alto costo, pues requieren una visita física al medidor, pues típicamente no
cuentan con sistemas de comunicación. El beneficio de utilizar este medidor es que no requiere
inversión en infraestructura de comunicación, por lo que puede ser instalado de forma selectiva
sólo en los clientes que lo requieran.
En las últimas décadas, la industria del suministro eléctrico ha comenzado a utilizar de manera
incremental medidores más avanzados, incorporando las economías asociadas a la baja en los
precios de la electrónica y tecnologías de comunicación. Uno de estos medidores es llamado
medidor de intervalo, el cual registra el consumo de energía en intervalos cortos de tiempo,
típicamente media hora y que pueden en algunos casos enviar estas lecturas vía comunicación a la
distribuidora (comunicación en una dirección), aunque también existen versiones sin capacidad de
comunicación. La lectura frecuente y actualizada del consumo eléctrico permita a los
suministradores ofrecer una tarificación más cercana al precio mayorista de la electricidad y
comprender de mejor forma los patrones de consumo, siendo posible diseñar adecuadamente
tarifas con una mayor flexibilidad, las cuales reflejen las condiciones de demanda y el costo de
suministro de la electricidad (VAGO, 2009).
El medidor inteligente es un medidor incluso más avanzado que eso. En la mayoría de los países
desarrollados esta definición de medidor inteligente incluye la capacidad de comunicación
bidireccional. Sin embargo, en muchos países en desarrollo, donde aún dominan los viejos
medidores electromecánicos, a veces se habla de medidores inteligentes para referirse a
medidores electrónicos, digitales, con capacidad de acumulación de registro de consumo, anti
hurto, etc., varios de los cuales no tienen capacidad de comunicación.
Una infraestructura de medición avanzada o medición inteligente necesaria para la
implementación de tarifas más flexibles se compone principalmente de tres partes fundamentales:
medidores avanzados/inteligentes, interfaces para los usuarios y sistemas de comunicación. Los
medidores inteligentes se encargan de recolectar la información sobre el consumo eléctrico a un
intervalo de tiempo definido (ej: 1 hora, media hora, etc.) y proveen otros servicios a los
consumidores, los comercializadores y distribuidores. Las interfaces para los usuarios establecen
una conexión entre el medidor inteligente, el usuario y eventualmente algunos dispositivos dentro
del hogar. Finalmente, el sistema de comunicación establece un enlace entre el medidor y el
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distribuidor de electricidad, permitiendo que exista un flujo en ambos sentidos de información.
Además, para permitir el funcionamiento conjunto de estos elementos, las distribuidoras
necesitan de sistemas de control, administración de datos y otros sistemas de apoyo (VAGO,
2009).
3.4.1 TECNOLOGÍAS DE COMUNICACIÓN PARA MEDIDORES INTELIGENTES
Uno de los elementos de la medición inteligente que se encuentra en plena discusión en el mundo
es la tecnología de comunicación utilizada para soportar la medición inteligente. Si bien por una
parte, el problema de la medición inteligente se ha resuelto gracias a la implementación de
medidores electrónicos multifuncionales a bajo costo, la comunicación de datos, la
estandarización y la interoperabilidad continúa siendo un elemento de discusión y debate. El
desafío es lograr medir y transferir esa medidas confiablemente, con sistemas seguros y de bajo
costo, a la vez que proveer la más amplia gama de opciones, servicios y beneficios a los distintos
actores del sistema y la sociedad.
El primer paso en la evolución de los medidores de electricidad fue el paso de medidores
electromecánicos a medidores electrónicos de estado sólido, sin el uso de partes móviles. Algunos
de estos dispositivos digitalizan de forma instantánea el voltaje y la corriente con una alta
resolución. El cómputo del producto entre corriente y voltaje entregaba la potencia instantánea en
Watts. La integración en el tiempo de este valor entregaba la energía utilizada, la cual usualmente
es medida en kWh. Esta información típicamente es entregada en un display de dígitos que rotan
mecánicamente (cómo en los medidores electromecánicos mas viejos) o en uno de cristal líquido
(Harney, 2009).
Algunos de estos medidores ofrecen además otras funcionalidades y beneficios. Es decir, además
de medir la potencia instantánea, también son capaces de estimar algunos parámetros como el
factor de potencia y la potencia reactiva. La información medida puede ser almacenada a
intervalos específicos, permitiendo a las distribuidoras ofrecer precios basados en tarifas tipo Time
of Use. Esto permite que clientes que gestionan su consumo de forma adecuada ahorren dinero,
usando los aparatos eléctricos en sus hogares, tales como lavadoras y secadoras, durante los
periodos de bajo costo y precio (fuera de punta). Por su parte, el sistema eléctrico puede evitar la
construcción de nuevas plantas debido a que menos capacidad es requerida durante los horarios
de punta (Harney, 2009), reducir los costos de generación de electricidad usando menos plantas
de punta y mas de base, etc.
Debido a que la información medida comenzó a estar disponible en forma electrónica, se volvió
factible pensar en añadir comunicación al medidor, permitiendo al medidor realizar tareas de
“lectura automática” o AMR (Automatic Meter Reading) para acceder a los datos de forma
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remota vía un enlace de comunicación. En esta línea se idearon varias arquitecturas de lectura
remota que podían ser usadas por las distribuidoras: arquitecturas tipo “Walk – by”, “Drive – by” y
sistemas en red (networked systems). Los sistemas “Walk – by” requerían la recolección de datos
electrónicos de forma manual directamente en el medidor con un dispositivo adecuado, mientras
que los sistemas “Drive – by” utilizaban un automóvil que al avanzar por las calles se comunicaba
con los medidores de forma remota extrayendo la información de estos. Esta alternativa permitió
reducir los costos de recolección de información en los países desarrollados, considerando que en
los países donde se implementó, la mano de obra tiene más alto costo que en los países en
desarrollado. Finalmente, la lectura remota evolucionó a sistemas en red, los cuales consisten en
recolectar de forma remota la información mediante sistemas concentradores, los cuales
recolectan la información de medidores en un área determinada, para luego enviar esta
información a las distribuidoras (Harney, 2009). Estas redes muchas veces tienen como objetivo
económico reducir el costo de los enlaces telefónicos, concentrando los registros de muchos
medidores en pocas líneas telefónicas (fijas, GSM, GPRS), pues están tienen un alto costo relativo
al medidor
La arquitectura básica de un sistema avanzado de medición compromete medidores,
concentradores, nodos regionales y una estación maestra. Los medidores representan el punto
final donde las distribuidoras (y ahora también los clientes) monitorean y eventualmente
controlan dispositivos. Los concentradores son dispositivos que se comunican con cientos o miles
de medidores para agrupar información y enviarla a la distribuidora. Los nodos regionales son
manipuladores de información de alto nivel que conectan los concentradores con las
distribuidoras. Finalmente la estación maestra constituye un recurso computacional que controla
la red de medición completa (MEA, 2010).
Estos dispositivos están interconectados utilizando varios elementos, incluyendo las redes de
medición y las redes de retorno o “backhaul”. La red de medición la constituyen redes de
información que conectan medidores con los concentradores y en algunas redes incluso conectan
los medidores entre sí. Una red de retorno o backhaul representa los canales de conexión entre
nodos regionales y la distribuidora. Finalmente, una red de retorno intermedia o “intermediate
backhaul” la constituye enlaces de comunicación que conectan los concentradores a los nodos
regionales. La Figura 5 muestra un esquema de la estructura de comunicación antes descrita para
el típico caso Norteamericano (MEA, 2010).
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Figura 5 - Infraestructura de medición avanzada (AMI) en base a radiofrecuencia (MEA, 2010)
Si bien, inicialmente la recolección automática de datos de los medidores fue visto como una
forma de reducir los costos de esta tarea, los cambios en la industria hicieron reconocibles
beneficios adicionales asociados a las infraestructuras AMR: Los enlaces de comunicación podrían
permitir a las distribuidoras ofrecer servicios de mayor orden, tales como precios en tiempo real o
la promoción de la eficiencia energética, reporte instantáneo de fallas y una medición más precisa
para fines de identificación de perfiles en la red. El término AMR fue sustituido por el de
Infraestructura avanzada de medición o AMI (Advanced Metering Infraestructure). Este tipo de
infraestructura puede implementarse con una amplia gama de tecnologías yendo desde costosos
sistemas de enlace satelital hasta sistemas basados en radiofrecuencia de muy bajo costo,
dándose origen al término Neighbourhood Area Networks (NAN).
El medidor inteligente de los países desarrollados, cuya masificación desde el comienzo del año
2000 ha alcanzado incluso a los clientes residenciales menores (ej: caso de Italia y el programa
Telegestore), permite una comunicación entre un suministrador de electricidad y el medidor
(comunicación en dos direcciones). Esta comunicación se ha desarrollado en algunos países vía
radio frecuencia, vía redes celulares (GSM y GPRS) o comunicación vía líneas de potencia (PLC),
permitiendo implementaciones por cliente, sin necesidad de cambiar a todos los clientes de una
misma zona. Sin embargo, las comunicaciones celulares agregan costos importantes que pueden
ser reducidos si muchos medidores comparten una vía de comunicación celular. Por este motivo,
en la última década es común observar arquitecturas donde muchos medidores se comunican con
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concentradores a muy bajo costo vía PLC, y todos ellos comparten una vía GPRS para comunicarse
con la compañía eléctrica. Esta arquitectura presenta bajos costos si se implementa de forma
masiva, es decir, todos los clientes o gran parte de estos en una misma área se cambian a este
sistema. Por esta razón, la implementación de medidores inteligentes para clientes masivos o
residenciales ha requerido la participación directa de los reguladores (Public Utility Comissions,
otros) y en algunos casos ha requerido cambios en la legislación. Por otra parte, en muchos países
los grandes clientes cuentan con sistemas de medición inteligente desde hace un par de décadas,
pues el costo relativo del medidor y la línea son menores en una cuenta de electricidad mas
abultada.
Actualmente, las tecnologías dominantes en los sistemas AMI son la radiofrecuencia (RF) y la
tecnología PLC (Power Line Carrier), siendo RF la tecnología dominante en Estados Unidos y PLC
dominante en Europa. Ambas tecnologías tienen sus ventajas y desventajas. Los desarrollos
masivos europeos han puesto PLC a la cabeza, pero RF ha recuperado terreno en los últimos años,
además RF ha sido en caso de medidores que integren la medición de gas y agua debido a las
preocupaciones de seguridad concerniente a la cercanía de líneas de poder al suministro de estos
recursos. Sin embargo, la RF enfrenta un cierto nivel de oposición ciudadana desde hace décadas
debido a sus posibles efectos sobre la salud de las personas (sin una base en evidencia concreta).
En primera instancia se planteó la tecnología como una infraestructura de comunicación en una
dirección, pero posteriormente con la demanda de nuevos servicios se comenzó a hablar de
comunicación en dos direcciones, cliente – distribuidora / distribuidora – cliente (Harney, 2009).
La Figura 6 muestra un esquema básico de infraestructura de comunicación en base a PLC.
Con la tecnología para tener medidores instalados en los hogares que puedan comunicarse con las
distribuidoras, las compañías y reguladores miraron hacia el futuro buscando como utilizar estas
tecnologías para mejorar la comprensión y la eficiencia del consumo energético entre los
consumidores. De esta forma se ha pasado del uso de medidores inteligentes (Smart meters) al
concepto denominado Red Inteligente (SmartGrid), donde las distribuidoras pueden usar sus
redes para intervenir directamente el consumo en los hogares directa e indirectamente y donde al
mismo tiempo el cliente tiene un rol mucho mas activo, poniendo sus recursos a disposición del
sistema o gestionándolos el mismo, ya sea manual o automáticamente. Así, será posible entregar
de forma efectiva información de precio, consumo y otras variables mediante displays
inalámbricos o yendo un paso más allá, estableciendo comunicación con artefactos en un hogar
vía el medidor, manejando sistemas como termóstatos, aire acondicionados, filtros de piscinas,
etc. Estos sistemas requieren comunicación entre el medidor y los dispositivos en el hogar,
acuñándose el término Home Area Network (HAN). Los sistemas para habilitar este tipo de redes
que tienen un mayor desarrollo son sistema de radio frecuencia como el ZigBee y el WiFi (Harney,
2009). Por otra parte, la comunicación en dos vías en las NAN (Neighbourhood Area Networks)
puede estar basada en muchas tecnologías diferentes, incluyendo Power Line Carrier de banda
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angosta (PLC), Power Line Carrier de banda ancha (BPLC o Broadband PLC), mallas de radio
frecuencia (RF mesh), GSM/GPRS, CDMA, WiMAx, ZigBee, DSL y fibra óptica. (VAGO, 2009; Viola,
2011).
Figura 6 - Infraestructura de medición avanzada (AMI) en base a PLC
Muchos factores afectan la elección de una tecnología de comunicación específica, incluyendo los
costos de capital y operación, cobertura, resiliencia de la infraestructura, desempeño y seguridad.
Una consideración fundamental es también cuando construir infraestructura privada o utilizar
capacidad de infraestructura de redes públicas de telecomunicación (o una combinación de los
dos) (Viola, 2011).
En el caso de NANs privadas, la tecnología PLC, la cual utiliza las líneas de potencia existentes de
las distribuidoras, ha encontrado una favorable acogida en Europa y el sector del Asia Pacífico. En
contraste, en América del Norte, muchas distribuidoras han optado por utilizar redes tipo RF mesh
provistas por empresas como Silver Spring, Tantalus, Trilliant y Tropos, tanto para distribuidoras
eléctricas como distribuidoras múltiples (electricidad, gas y agua) (Viola, 2011).
La infraestructura de comunicación de celular pública es usualmente utilizada como medio de
comunicación entre los concentradores de redes NAN y las oficinas de la distribuidora. En algunos
casos, estas redes también pueden ser usadas para soportar la comunicación dentro de la misma
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red NAN, de existir una cobertura y robustez suficiente de las redes (dada la cantidad de
transacciones de comunicación posibles dentro de las redes NAN). La tecnología más utilizada es
la 2G (GPRS o CDMA), debido a la cobertura que estas redes tienen en torno tipo de ambientes,
aunque en la mayoría de los países ya está disponible la tecnología 3G e incluso 4G. En desarrollos
recientes, redes rurales de banda ancha 3GPP-LTE 67 han sido utilizadas en Vermont (USA) para
proveer comunicación a sus medidores (Viola, 2011).
Los suministradores de la tecnología de comunicación para redes NAN incluyen especialistas en
telecomunicación o vendedores de equipos de redes como Alcatel – Lucent y manufacturadores
importantes de medidores. La Tabla 9 muestra algunas de las empresas que mayores desarrollos
han realizado en materia de medición inteligente, indicado algunos de sus proyectos más
importantes junto a la tecnología utilizada (Viola, 2011). La medición inteligente no sólo
representa una opción para medir de forma más eficiente el consumo eléctrico. También permite
concentrar medición de gas y agua. Sin embargo, la medición de estos consumos no está exenta
de particularidades y problemas propios. En el caso de la medición de consumo de gas, los
medidores de gas tienen algunas restricciones, existiendo áreas de estos que pueden ser
intervenidos por infraestructura electrónica y áreas prohibidas por razones de seguridad. Además
se generan algunos problemas de corrientes circulantes por las cañerías de gas desde tierra hacia
los módems y dispositivos de comunicación, potencialmente generando daños en estos, por lo que
se debe instalar circuitos de descarga de estas corrientes. Por otra parte, la medición inteligente
de agua rara vez se logra costear debido al bajo costo del agua. Sólo en casos excepcionales como
la medición en medidores remotos (ej: medidores instalados en las azoteas de edificio) o en
lugares peligrosos de acceder como medidores en autopistas de alta velocidad, la medición
inteligente de agua se justifica. Por esta razón, la medición inteligente es principalmente eléctrica,
con un poco de participación en la medición de gas y casi sin participación en la medición de agua.
67
La tecnología 3GPP-LTE o 3GPP Long Term Evolution (LTE) es un estándar de comunicación inalámbrico de alta velocidad para teléfonos móviles y terminales de datos basado en tecnologías de red GSM/EDGE y UMTS/HSPA. Este es uno de los estándares muchas veces referido simplemente como 3G.
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Tabla 9 - Empresas, producto, tecnología y desarrollos más importantes realizados en medición inteligente (Viola, 2011)
Empresa Producto Tecnología Pruebas/desarrollos
Alcara TWACS AMI, STAR Network PLC (TWACS), RF mesh TWACS: Sobre 80 distribuidoras, incluyendo Distribuidoras eléctricas de Pensilvania, Wisconsin y Idaho.
Alcatel – Lucent Medidores inteligentes para distribuidoras de energía (tumkey integrated solution)
Varias (infraestructura de telecomunicación hecha a pedido)
Compañía de transmisión eléctrica de Egipto, Kelag Netz (Austria), Stadtwerke Pasewalk (12.000 medidores desarrollados en Alemania), PECO (USA), RTE, Transpower.
BPL Global Integrated Suite of Software/services
Varias, incluyendo BPL, RF mesh, fibra óptica, GPRS (infraestructura de telecomunicación hecha a pedido)
BPL: Volta River Authority (Ghana)
Corinex MV/LV BPL solutions BPL SABA Electric Egipto
CURRENT Technologies
OpenGrid Varios, incluyendo PRIME Electrica Rumania, Endesa España, Iberdola España, Oncor (USA)
Echelon Networked Energy Services (NES) System
Distribution Line Carrier (DLC, un tipo de PLC)
Sobre 100 proyectos de pilotos, incluyendo ENEL Italia, Vattenfall (Suecia), E.ON Sverige (Suecia), Fortum (Noruega).
Elster EnergyAxis RF mesh (142 kbit/s de velocidad de operación)
Mas de 80 sistemas desarrollados incluyendo Toronto Hydro (Canadá), Scottish & Southem Energy (Reino Unido), Light (Brasil), Kansas City (USA), Baltimore G&E (USA), Westar Energy (USA), Austin Energy (USA).
Itron OpenWay system PLC Several North America utilities, including BC Hydro, Southern California Edison, San Diego Gas & Electric, CenterPoint Enery y Detroit Edison
Landis + Gyr Gridstream PLC, RF mesh Múltiples clients incluyendo Unitil (USA), Suthern Pine Electric, Rolling Hills Electric, Pickwick Electric, Union City Electric, Hydro – Quebec (Canadá).
Nuri Telecom AiMiR NAN RF mesh (Zigbee 2.4 GHz), BPL RF mesh: Göteborg Energu (Suecia) BPL: KEPCO (South Korea)
Power Plus Communications (PPC)
Modular suite of BPL systems BPL MVV Energie (Alemania), Stadtweke Ratingen (Alemania)
Sagemcom PRIME PLC, G3-PLC PLC G3-PLC: ERDF (Francia)
Sensus FlexNet Propietary long-range wireless network operando en el espectro licenciado
Varios desarrolllos en norte America, incluyendo NRTC, Chesterfield County, Energy Sevices of PEnsacola
Silver Spring Networks
Smart energy Network RF mesh usando espectro no licenciado
Desarrollo en Australia y USA, incluyendo America Electric Power, Baltimore Gas & Electric, ComEd, Florida Power & Light, Guelph Hydro, Jemena, PG&E, Pepco, Western Power
Smartsynch IP-to-endpoint smart grid networks
Redes de cellular publicas (GPRS/CDMA/3G)
15 Utilities costumers, incluyendo City Utilities de Springfield, TNMP
Tantalus TUNet RF mesh operand en espectro no licenciado
Anaheim Public Utilities, BVU, Chatham-Kent, Hydro, Laclede, Electric Coop, Pulaski Electric System, Saint John Energy
Trilliant SecureMesh NAN RF messh basado en el estándar IEEE 802.15.4
Hydro One (Canadá), Illinois Rural Electric, Victoria Electric
Tropos Networks MetroMesh RF mesh Varios desarrollos en USA, incluyendo BWP, Kansas City, Layayete Utilities, Silicon Valley Power.
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3.4.1.1 COMUNICACIÓN E INTEROPERABILIDAD
La interoperabilidad68 es la capacidad de diversos sistemas para trabajar juntos, requerimiento
fundamental para los equipos de operación, protección, comunicación y medida en los sistemas
de suministro eléctrico. En este ámbito se ha definido a la interoperabilidad como la capacidad de
diversos dispositivos de intercambiar servicios e información y usar estos servicios e información
para operar más eficientemente en forma predecible y sin mayores necesidades de intervención
humana. Por ejemplo, y en su caso más básico, cambiarse de comercializadora de electricidad,
mediante una llamada telefónica, sin necesidad de cambiar físicamente el medidor y la
infraestructura de comunicación del mismo. Esta interoperabilidad se logra mediante el
establecimiento de estándares que los productores de equipos y sistemas de información deban
cumplir, haciéndolos compatibles a pesar de ser gestados independientemente.
En el ámbito de la simple medición también se requieren y utilizan estándares. A continuación se
mencionan algunos ejemplos de protocolos y estándares en uso en la medición actual. La norma
ANSI C12.18 es un estándar ANSI que describe el protocolo de comunicación en dos sentidos para
los medidores de electricidad que normalmente se utilizan en Norte América. El estándar C12.18
fue diseñado específicamente para la comunicación de medidores vía un puerto óptico ANSI tipo 2
y específica protocolos de bajo nivel. El protocolo ANSI C12.21 es una extensión del protocolo
C12.18 elaborado para módems en vez de comunicación óptica, por lo que es más adecuada para
lectura automática de medidores. El estándar IEC61107 es un protocolo de comunicación para
medidores inteligentes publicado por IEC que envía datos ASCII usando un puerto serial a través
de un medio físico que puede ser luz modulada, enviada con un LED y recibido con un fotodiodo o
un par de cables, usualmente modulados bajo el estándar EIA – 485. Este es ampliamente
utilizado en medidores en la Unión Europea. Este estándar, si bien esta actualizado por el estándar
IEC 62056, permanece en amplio uso por su simpleza, uso aceptación.
Para que exista compatibilidad entre todos los dispositivos pertenecientes a una red de medición
avanzada/inteligente es necesario que existan protocolos compartidos de comunicación, en
general mas complejos que los anteriores. Hoy es común encontrar equipos destinados a sistemas
o redes inteligentes incompatibles con los de la empresa de la competencia y esto ocurre no sólo
para los equipos de los sistemas de potencia, sino que también para las tecnologías de
información y las comunicaciones. Por esto la organización de ingenieros eléctricos IEEE ha
desarrollado y publicado en septiembre de 2011 el IEEE P2030 o “Smart Grid Interoperability
Standard69” que trata estas tres materias. A continuación se listan algunos estándares70 que se
propone utilizar en este mismo.
68
Fuente: http://www.gridwiseac.org/pdfs/financial_interoperability.pdf, http://www.gridwiseac.org/pdfs/forum_papers/117_paper_final.pdf 69
http://grouper.ieee.org/groups/scc21/2030/2030_index.html
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Tópic (Priority Action Plan) Standard(s) or Guideline(s)
PAP 1 - Role of IP in the Smart Grid Informational IETF RFC
PAP 2 - Wireless Communications for the
Smart Grid
IEEE 802.x, 3GPP,3GPP2, ATIS, TIA
PAP 3 - Common Price Communication
Model
OASIS EMIX, ZigBee SEP 2, NAESB
PAP 4 - Common Scheduling Mechanism OASIS WS-Calendar
PAP 5 - Standard Meter Data Profiles AEIC V2.0 Meter Guidelines (addressing use of ANSI C12)
PAP 6 - Common Semantic Model for Meter
Data Tables
ANSI C12.19-2008, MultiSpeak V4, IEC 61968-9
PAP 7 - Electric Storage Interconnection
Guidelines
IEEE 1547.4, IEEE 1547.7, IEEE 1547.8, IEC 61850-7-420, ZigBee SEP 2
PAP 8 - CIM for Distribution Grid
Management
IEC 61850-7-420, IEC 61968-3-9, IEC 61968-13,14, MultiSpeak V4, IEEE 1547
PAP 9 - Standard DR and DER Signals NAESB WEQ015, OASIS EMIX, OpenADR, ZigBee SEP 2
PAP 10 - Standard Energy Usage
Information
NAESB Energy Usage Information, OpenADE, ZigBee SEP 2, IEC 61968-9, ASHRAE SPC 201P
PAP 11 - Common Object Models for
Electric Transportation
ZigBee SEP 2, SAE J1772, SAE J2836/1-3 , SAE J2847/1-3, ISO/IEC 15118-1,3, SAE J2931, IEEE P2030-2, IEC 62196
PAP 12 - IEC 61850 Objects/DNP3 Mapping IEC 61850-80-5, Mapping DNP to IEC 61850, DNP3 (IEEE 1815)
PAP 13 - Time Synchronization, IEC 61850
Objects/IEEE C37.118 Harmonization
IEC 61850-90-5, IEEE C37.118, IEEE C37.238, Mapping IEEE C37.118 to IEC 61850, IEC 61968-9
PAP 14 - Transmission and Distribution
Power Systems Model Mapping
IEC 61968-3, MultiSpeak V4
PAP 15 - Harmonize Power Line Carrier
Standards for Appliance Communications in
the Home
DNP3 (IEEE 1815), HomePlug AV, HomePlug C&C, IEEE P1901 and P1901.2, ISO/IEC 12139-1, G.9960 (G.hn/PHY), G.9961 (G.hn/DLL), G.9972 (G.cx), G.hnem, ISO/IEC 14908-3, ISO/IEC 14543, EN 50065-1
PAP 16 - Wind Plant Communications IEC 61400-25
PAP 17 - Facility Smart Grid Information
Standard
New Facility Smart Grid Information Standard ASHRAE SPC 201P
Más allá de esto, existe una variedad de protocolos compartidos, aunque no necesariamente
abiertos, están disponibles para proveer interoperabilidad. Estos incluyen Oracle y el IBM
database query languages, http y https, ftp, SSL, ODBC, SQL, XML, etc. En algunos casos, la
http://docbox.etsi.org/workshop/2011/201104_SMARTGRIDS/02_STANDARDS/IEEE_LIMA.pdf 70
The Current State of Smart Grid Interoperability Standards SGIP, Marzo 2011 Link, Link2
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interoperabilidad es alcanzada usando las herramientas y productos de un mismo propietario
(MEA, 2010).
3.4.2 MEDIDORES INTELIGENTES
De los tres componentes más importantes para un sistema avanzado de medición, el medidor
inteligente es el más robusto y maduro de todos, ya que los medidores electrónicos se han
desarrollado desde hace ya varios años. Los desarrolladores de estos productos han podido
trabajar sobre un dispositivo base ya desarrollado e ir agregando diversas funcionalidades para
integrarlas a un sistema avanzado de medición, por lo que el riesgo de esta tecnología puede
considerarse bajo (VAGO, 2009).
3.4.2.1 CANTIDADES POSIBLES DE MEDIR
Una de las características que un medidor inteligente puede mostrar es la capacidad de poder
medir varias cantidades, no estando sólo circunscrito a medición de electricidad. Es posible que
estos dispositivos puedan medir además gas (energía, flujo instantáneo, demanda máxima, etc.),
calor y refrigeración, agua, etc. Claramente, el añadir nuevas cantidades a medir y calcular tenderá
a incrementar el costo de los medidores, dependiendo de las necesidades de hardware adicional.
Esto no siempre es de fácil cálculo, ya que en algunos casos sólo con agregar pequeñas
modificaciones es posible entregar funcionalidades adicionales, mientras que otras requieren
grandes cambios en el sistema, como el incremento de memoria, la capacidad de procesamiento
de datos o el ancho de banda de comunicación (Gonzales & J, 2010).
3.4.2.2 INTERVALO DE MEDICIÓN
Las cantidades medidas pueden ser registradas sobre periodos de tiempo. Para sistemas de
medición convencional existen principalmente dos opciones: Medición a intervalos, donde el
consumo es registrado a través del tiempo en periodos de 5 a 60 minutos. Alternativamente, un
valor único de consumo puede ser tomado sobre periodos de tiempo más largo, relacionado a la
frecuencia de revisión de los medidores. Las mediciones de “acumulación” pueden variar entre
mediciones mensuales a anuales (Gonzales & J, 2010).
Los medidores electrónicos, pueden proveer una taza de muestreo mucho más alta (hasta
intervalos medidos en segundos) pero intervalos más cortos de tiempo no son usualmente usados
para facturar, ya que no proveen grandes beneficios e incrementan enormemente el costo y la
cantidad de datos transmitidos (Gonzales & J, 2010). Altas tasas de muestreo se utilizan para
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aplicaciones especiales, como registrar perfiles de consumo detallados para caracterizar clientes y
sus usos eléctricos, para la detección no invasiva de aparatos y dispositivos, etc.
3.4.2.3 DESAGREGACIÓN DE INFORMACIÓN
Un número de compañías, incluyendo Sentec71 y Navetas Energy Management Ltd., están
desarrollando y/o produciendo dispositivos que pueden calcular el uso de energía en cargas
individuales basadas en su información de consumo total almacenado en el medidor. Este proceso
puede ser realizado por el medidor o dispositivos adicionales, los cuales permiten obtener
conclusiones más precisas de la información de consumo del cliente, siendo de importancia para
los consumidores y las compañías para entender los patrones de consumo y uso de la energía por
parte de sus clientes (Gonzales & J, 2010). La Figura 7 muestra un ejemplo de un Display con
identificación de carga para diferentes usos de la electricidad en el hogar. Estos sistemas son aún
muy poco habituales.
Figura 7 - Sistema de identificación de Cargas individuales Sentec Coracle (Gonzales & J, 2010) y ONZO72
3.4.2.4 INTERRUPTORES Y VÁLVULAS
Los medidores pueden ser adecuados para interrumpir el suministro de un cliente en forma
remota. Esto puede ser utilizado para limitar la demanda de potencia de un cliente, siendo útil en
sectores del sistema donde existen restricciones de capacidad o donde las demandas puntas están
creciendo rápidamente. Esto se vuelve particularmente importante en el caso en el que usuarios
residenciales instalan sistemas de aire acondicionado en sus residencias. Si bien estos sistemas no
dependen de la existencia de un medidor inteligente, su uso y consumo abre la posibilidad a
nuevos usos y oportunidades para clientes y empresas (Gonzales & J, 2010). Hoy es común
71
http://www.sentec.co.uk/ 72
http://www-staff.lboro.ac.uk/~cddl/onzo_smart_energy_kit.htm
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encontrar programas donde la posibilidad que la distribuidora desconecte aires acondicionados o
calderas (direct load control) le significa importantes descuentos a sus clientes.
Otra razón para la inclusión de estos dispositivos en medidores inteligentes es la existencia de
tarificación de prepago. La combinación de un interruptor en un medidor con un método
apropiado de pago define un medidor de prepago. El Reino Unido es el país europeo con mayor
uso de medidores de prepago (3,5 millones de medidores de electricidad y 2,5 millones de
medidores de gas). La utilización de medidores inteligentes para esta función puede reducir de
forma importante el costo de implementar esquemas de prepago. Estos interruptores también
pueden ser utilizados para deshabilitar remotamente el suministro en casos en los contratos de
suministro hayan terminado y no hayan sido renovados o existan una deuda que justifique la
desconexión de un cliente. Así mismo, permiten una reconexión de bajo costo y segura del cliente,
una vez que este ha regularizado su situación (Gonzales & J, 2010). Esta característica ya esta
presente en un importante número de medidores en Chile, donde la reducción de costos de corte
y reposición y el control de hurto son muy importantes.
3.4.2.5 TARIFAS MÚLTIPLES Y DINÁMICAS
Actualmente, las tarifas residenciales chilenas están limitadas a un número pequeño de opciones.
Esto es el resultado, entre otras cosas, de la dificultad para registrar de manera precisa múltiple
información mediante lecturas manuales. Los medidores inteligentes con recolección
automatizada de información pueden sobrepasar esta dificultad y permitir tarifas de múltiples
valores a ser ofrecidas (ej: TOU). Por ejemplo, para el caso de Inglaterra, se ha especificado que los
medidores inteligentes deban permitir hasta 8 registros diferentes de consumo diario. Con la
habilidad de comunicar del medidor también es posible reiniciar o cambiar los valores de las
tarifas remotamente. Es común encontrar hoy en los países desarrollados medidores multitarifa,
es decir, medidores capaces de pasar de medir sólo energía, a medir energía y potencia, o energía
por bloques (ToU), etc. En estos países, dado que el medidor tiene comunicación bidireccional, el
cambio de tarifa se realiza con una llamada telefónica y sin necesidad de una visita al domicilio o
cambio de medidor. Muchos países en desarrollo usan medidores multitarifa para lograr
estandarización, economías de escala y reducir inventarios. Sin embargo, al no disponer de una
plataforma de comunicación se envían a sus puntos de instalación programados con una tarifa.
Con comunicación, estas tarifas pueden ser incluso dinámicas, variando de forma diaria o incluso
de formas más frecuente, para reflejar la disponibilidad de recursos de generación y transporte de
electricidad (Gonzales & J, 2010) y las eventuales condiciones de escases relativa o contingencia.
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3.4.2.6 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MEDIDORES Y CONCENTRADORES ELÉCTRICOS
Para exponer en forma simple y clara las características de un medidor inteligente dirigido al
mercado masivo, desde clientes residenciales hacia arriba, a continuación se presenta una serie de
concentradores y medidores eléctricos con sus características técnicas y principales
funcionalidades en una red inteligente. Se ha optado presentar la gama de Circutor73, pues son
una empresa hispana, con catálogos en español y productos conocidos por el grupo de la PUC.
Endesa España solía comprar algunos medidores de esta empresa, antes de la llegada de ENEL al
control de la primera. A continuación se presenta un medidor monofásico, uno trifásico y un
concentrador. Luego se presentan unos medidores y concentradores Elster bastante usados en
Chile por Chilectra y CAM.
Circutor ofrece distintos dispositivos para la aplicación de medición inteligente en el sector de
distribución. El esquema básico propuesto por la empresa, y común para casi toda la Comunidad
Europea, consiste en la instalación de medidores inteligentes en cada punto de consumo (clientes
residenciales e industriales) los cuales se comunican vía PLC (Power Line Comunication) con el
concentrador, él que a su vez envía la información de consumo recolectada a través de
comunicación Ethernet, GSM o GPRS a la empresa (Circutor, 2012d).
La comunicación entre el concentrador y los medidores es bidireccional, es decir los medidores
envían la información del consumo eléctrico hacia el concentrador. A su vez, a través del
concentrador es posible programar las tarifas y desconexiones de los medidores utilizando el
software Power PLC, proporcionado por Circutor (Circutor, 2012d).
3.4.2.6.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MEDIDOR MONOFÁSICO CIRWATT B 200
Contador monofásico multifuncional, ver Figura 8, dispone de comunicaciones PLC y de un puerto
óptico para la lectura del consumo. Puede almacenar hasta tres meses de consumo horario, con
batería interna de litio para la lectura con falta de tensión. Además, posee un elemento de corte
de suministro para controlar la demanda máxima permitida. Medidor con registro horario que
acepta hasta 6 opciones tarifas distintas, con 4 tipos de días y 4 jornadas, más 15 feriados. Para
mayor detalle referirse a la Tabla 10 (Circutor, 2012a).
73
http://www.circutor.es/catalegs.aspx
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Figura 8 – CIRWATT B 200. Fuente Circutor
Tabla 10 – Características CIRWATT B 200. Fuente Circutor
Alimentación
Tensión nominal 110…230 V Tolerancia 80% … 115% Consumo <2 W; 10 V.A Frecuencia 50…60 Hz Medida de Tensión
Conexionado Asimétrico Tensión de referencia 230 V Frecuencia 50 ó 60 Hz Consumo circuito tensión <20 W; 10 V.A Medida de intensidad
Corriente nominal de referencia Iref 10A Corriente máxima Imax 60A Corriente de arranque Ist < 0.04 x / Corriente mínima Imin < 0.5 x / Consumo circuito corriente 0.024 V.A a 10 A Clase de precisión
Precisión medida de energía activa EN 50470 –Clase B* Precisión medida de energía reactiva UNE-EN 62053-21 – Clase 2 Memoria
Datos Memoria no volátil Setup y eventos Serial flashla
Batería
Tipo Litio Vida >20 años a 30°C Reloj
Tipo Calendario Gregoriano Fuente Oscilador compensado en
temperatura Precisión (EN61038) < 0,5 s/día Influencias del entorno
Rango de temperatura de trabajo -25 °C a +70 °C Rango de temperatura de almacenamiento -40°C a + 85°C Coeficiente de temperatura < 15 ppm/K Humedad 95% máx. Aislamiento
Tensión aislamiento 4 kV a 50 Hz durante 1 min Tensión de impulso 1,2/50us – IEC 62052-11 6 kV Índice de protección (IEC 62052-11 II Display
Tipo LCD Número de dígitos de datos Hasta 6 Tamaño de dígitos de datos 9 mm Lectura del display en ausencia de tensión Sí
Interfaz de comunicación óptico
Tipo Serrie; bi-direccional Hardware IEC 62056-21 Protocolo REE, basado en IEC 870-5-102 Detector de Intrusismo
Detección Apertura tapa cubrebornes Tipo Micro interruptor Función Detecta instrusismo en ausencia de
tensión Características mecánicas
Conexión Asimétrica Dimensiones externas DIN 43857 Características envolventes DIN 43859 Grado IP (IEC 60529) IP 51 PLC
Sistema de modulación DSCK con sistema de repetidores Hardware CENELEC A o CENELEC B Protocolo CirPLC y PEP (PLC Encapsulated
Protocol)
Programación tarifas
Número de jornadas 4 Tipos de días 4 Contratos 1 Número de tarifas 6 Discriminación 1 hora Días festivos 15 Días especiales No tiene Curva de carga
Número de curvas de carga 1 Tiempo de integración Programable 1 … 253 Profundidad de registro 2200 Eventos
Número de eventos 200 Cierres de facturación
Número de cierres 12 por contrato Tipo Deshabilitado / Fecha y
hora programable
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3.4.2.6.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS MEDIDOR TRIFÁSICO CIRWATT B 410D
Contador trifásico multifuncional, ver Figura 9, dispone de comunicaciones PLC y de un puerto
óptico para la lectura del consumo. Diseñado para el funcionamiento en industrias con
disponibilidad de múltiples opciones de comunicaciones y módulos de expansión que le permiten
adaptarse a diversas instalaciones. Medidor con registro horario que acepta hasta 9 opciones
tarifas distintas, con 10 tipos de días, 12 jornadas, más 30 feriados y 15 días especiales. Para
mayor detalle referirse a la Tabla 11 (Circutor, 2012b).
Figura 9 – CIRWATT B 410D. Fuente Circutor
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Tabla 11 – Características CIRWATT B 410D. Fuente Circutor
Batería
Tipo Litio Vida >20 años a 30°C Reloj
Tipo Calendario Gregoriano Fuente Oscilador compensado en
temperatura Precisión (EN61038) < 0,5 s/día a 23°C Influencias del entorno
Rango de temperatura de trabajo
-40 … +70 °C
Rango de temperatura de almacenamiento
-40°… + 85°C
Coeficiente de temperatura < 15 ppm/K Humedad 95% máx. Aislamiento
Tensión aislamiento 4 kV a 50 Hz durante 1 min Tensión de impulso 1,2/50us – IEC 62052-11
6 kV
Índice de protección (IEC 62052-11
II
Display
Tipo LCD Número de dígitos de datos Hasta 8 Tamaño de dígitos de datos 8 mm Lectura del display en ausencia de tensión
Sí
Alimentación
Tensión nominal 3x230 (400) V-3X127 (230) V Tolerancia 80% … 115%
Consumo <2 W; 10 V.A Frecuencia 50 ó 60 Hz Medida de Tensión
Conexionado Asimétrico Tensión de referencia 3x230 (400)V-3x127 (230) V* Frecuencia 50 ó 60 Hz Consumo circuito tensión
<2 W; 10 V.A
Medida de corriente
Corriente nominal de referencia
5 (100) A ó 10 (100) A ó (120) A ó 15 (120) A*
Corriente de arranque < 0.04 x lg Corriente mínima Imin < 0.5 x lg Consumo circuito corriente
< 0.1 V.A
Clase de precisión
Precisión medida de energía activa
EN 50470 (Clase B) – IEC 62053-21 (Clase 1)
Precisión medida de energía reactiva
UNE-EN 62053-23 – Clase 2
Memoria
Datos Memoria no volátil Setup y eventos Serial flash
Interfaz de comunicación óptico
ipo Serrie; bi-direccional Hardware IEC 62056-21 Protocolo REE, basado en IEC 870-5-
102 Detector de Intrusismo
Detección Apertura tapa cubrebornes
Tipo Micro interruptor Función Detecta instrusismo en
ausencia de tensión Características mecánicas
Conexión Asimétrica Dimensiones externas DIN 43857 Características envolventes DIN 43859 Grado IP (IEC 60529) IP 51 PLC
Sistema de modulación DSCK con sistema de repetidores
Hardware CENELEC A o CENELEC B Protocolo CirPLC y PEP (PLC
Encapsulated Protocol)
Programación tarifas
Número de jornadas 12 Tipos de días 10 Contratos 3 Número de tarifas 9 Discriminación 1 hora Días festivos 30 Días especiales 12 Curva de carga
Número de curvas de carga 2 Tiempo de integración Programable 1 … 253min Profundidad de registro 4000 Eventos
Número de eventos 200 Cierres de facturación
Número de cierres 12 por contrato Tipo Deshabilitado / Fecha y hora
programable
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3.4.2.6.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS CONCENTRADOR PLC 800
Ambos medidores, trifásicos y monofásicos requieren de un concentrador para canalizar su
comunicación con la compañía. El concentrador PLC 800 es el dispositivo central en todo el
sistema de telegestión ofrecido por Circutor, ver Figura 10. El concentrador recolecta la
información de consumo de los contadores de energía utilizando el cableado eléctrico (PLC). Este
concentrador se conecta en la subestación correspondiente, posee comunicación Ethernet, GSM,
GPRS para entregar la información y otro tipo de interacción con el sistema, como desconexión
y/o reprogramación de contadores (Circutor, 2012c).
El concentrador PLC 800 detecta automáticamente la conexión de un nuevo medidor, sin
necesidad de intervenirlo, además permite una mejor gestión de pérdidas eléctricas y hurtos. Para
detalles técnicos referirse a la Tabla 12 (Circutor, 2012c).
Figura 10 – Concentrador PLC 800. Fuente Circutor
Tabla 12 – Características Concentrador PLC 800. Fuente Circutor
Alimentación
Tensión de trabajo 127V a 230V Consumo -7W y -12VA Influencias del entorno
Temperatura de trabajo -20°C a + 60°C Temperatura de almacenamiento -40°C a +85°C Humedad 95% max. Procesador
Microprocesador Samsung Samsung S3C2440-300
Display
Tipo/Tamaño TFT LCD / 3,5” Backlight LED PLC – Comunicaciones red eléctrica
Tipo DCSK con sistema de repetidores*
Hardware CENELEC A o CENELEC B Conexión 3 ó 4 hilos (con opción de
doble conexionado) Índice de protección II *Para otras configuraciones consultar
Memoria datos
Tipo FLASH (tarjeta SD) Capacidad 528 MB Batería
Tipo Litio Posición Interna Vida >20 años @ 25°C Módem
Tipo GSM y GPRS Banda Quadribanda Tarjeta SIM Puerto Ethernet
Tipo IEEE 802.3 Conector RJ45 Velocidad 10/100MBit Puertos USB
Versión USB 1.1 Tipo Hembra tipo A
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3.4.2.6.4 CONCENTRADOR DE EDIFICIOS DE COMPLANT CM 08
Este dispositivo integra la medición de ocho equipos tradicionales en un solo dispositivo eléctrico.
Este dispositivo permite el ahorro de espacio, ya que si bien la medición y la gestión eléctrica es
independiente, comparten el gabinete, el registrador y el software. Este dispositivo cuenta con
comunicación PLC permitiendo gestionar remotamente desde el centro de control de la
distribuidora (CAM, 2012) y es muy utilizado por CAM en Chile.
Figura 11 – Concentrador para Edificios Complant. Fuente: Cam
Registra demanda máxima de 5 a 60 minutos por cada usuario. Permite corrientes de hasta 50 A.
Almacena el consumo histórico de los últimos 6 meses y la demanda máxima de los últimos 3
meses. Además permite la programación de 4 tipos de tarifas74.
3.4.2.6.5 CARACTERÍSTICAS MEDIDOR ELSTER A22075
Este medidor monofásico no cuenta con comunicación PLC, posee conexión eléctrica RS485 o
comunicación óptica. Permite la programación de 4 tipos de tarifas y 4 estaciones del año, las
especificaciones técnicas se muestran en la Tabla 13 (Elster, 2012).
74
Además el fabricante indica: Alta linealidad en todo el rango de operación, precisión y estabilidad en la medida, precisión en la medida de cargas bajas, rango extendido de temperatura, cumpliendo con la norma IEC61036, facilidad de transporte y excelente tolerancia a los impactos mecánicos. 75
http://www.elstermetering.com/en/865.html
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Tabla 13 – Especificaciones Técnicas medidor Elster A220. Fuente: Elster
Nominal voltage 2-wire, 1 system 220…240V (-20%...15%) Nominal frequency 50/60 Hz +/-5% Nominal/máximum current Continuous current short duration DC: 5(60)A, 5(80)A, 5(100)A
DC: 7000A for 2 cycles Starting current DC: < 16mA Accuracy Class 2 or 1, A or B EN62053-21
MID app. MI-003 Up to 1 control input Only for DIN version available control
voltaje threshold Max. 265V AC OFF at <40V. ON at>60V
Up to 1 electronic outputs BS-version : SO Standard DIN-version : 230V AC/DC or SO
acc IEC 62053-31 230V, 100mA (only in DIN version available)
Interfaces Optical interface Electrical interface (CL0, RS485)
acc IEC 62056-21, max 9600 Baud
Internal tariff source 4 tariffs 4 seasons Weekday dependent tariff scheme
acc EN 62054-21
Time backup for RTC With external battery Accuracy
10 years continuous operantion at 25°C shelf life of 5 years < 5ppm
Time backup for readout without main power
Supercap Internal battery Additional exchange able battery
1 day 4 years, depending on number of readouts 7 years, depending on number of readouts
Temperature condition Operating temperature Storage temperature Humidity Temperature coefficient
-40°C … +70°C -40°C …+ 80°C acc EN62052-11 0,01% per °C (PF=1 and PF=0,5)
EMC compatibility Surge withstand (1,2/50 us) Dielectric test EMC environmental conditions
6Kv, Resource = 2 Ohm 12Kv Resource = 40 Ohm*) 4Kv 1min, 50 Hz MID E2
Power consumption < 0,7W, <8VA Connections Direct connected meter
Auxiliary connections Terminals: Ø=9,0 mm Terminals: Ø=4,0 mm
Housing Dimensions Protection class Material Mechanical environmental conditions
DIN 43857 part 1. BS 7856 Housing: IP54, terminal block: IP31 Polycarbonate, non-inflamable, self-extinguishing sysnthetic material recyclable MID M1
Weight < 0,4 Kg
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3.4.3 INTERFAZ DEL USUARIO
Las interfaces de usuario permiten habilitar el uso de servicios innovadores a ser ofrecidos a los
clientes de manera de ayudarlos a gestionar su consumo eléctrico. Estos servicios pueden ir desde
sistemas de información de precio y consumo eléctrico, hasta control remoto de dispositivos
dentro del hogar como aire acondicionado, calefacción, filtros de piscina, etc. De manera de
acceder a estas funciones, los medidores inteligentes deben tener una interfaz a través de las
cuales los dispositivos del hogar puedan interactuar con él. De todos los componentes de un
sistema AMI este es el menos desarrollado y no existen muchos productos que lideren el mercado
(VAGO, 2009), aunque dadas las inversiones en esta industria y los desarrollos en los mercados
masivos, esta situación puede cambiar rápidamente.
3.4.3.1 DISPOSITIVOS DE COMUNICACIÓN PARA LOS CONSUMIDORES
Al masificarse la medición inteligente existirá una necesidad de retroalimentar a los consumidores
con información representativa de su consumo. Esto puede lograrse a través de varias vías. La
información puede ser entregada a través de la cuenta o presentada en el sitio web del
suministrador (comercializador o distribuidor según corresponda. Otra opción mas avanzada es
enviar la información a través del medidor, el cual puede ser presentada al cliente en alguna
especie de display. Si bien el medidor en si mismo puede ser utilizado para esta tarea, existe un
consenso sobre la mala ubicación del medidor para esta tarea, por lo que se requiere la asistencia
de dispositivos adicionales (Gonzales & J, 2010).
Existe además alguna evidencia que sugiere que podría existir un beneficio en transmitir
información en tiempo real a algunos consumidores finales. Esto sugiere la necesidad para una
HAN (Home Area Network) para soportar este tipo de retroalimentación donde la localización del
medidor no es adecuada para retroalimentar al cliente. Este tipo de redes puede proveer otros
tipos de funcionalidades como conectar los medidores de una distribuidoras, dándole acceso a
una WAN (Wide Area Network) o NAN (Neighbourhood Area Networks) a estos medidores,
proveer un enlace con dispositivos inteligentes en una casa, proveer enlace con medidores de
generación embebidos en generadores locales (Gonzales & J, 2010).
Existen varias opciones técnicas para transferir información en los alrededores de una propiedad.
Esto incluye sistemas Wireless (como Zwave y Zigbee), sistemas alámbricos y Power Line Carrier
(PLC) usando los cables propios conectados a la propiedad. La Figura 12 muestra algunos ejemplos
de dispositivos de retroalimentación para el cliente (Gonzales & J, 2010).
Una de las opciones que ahora es prominentemente de explotar de manera comercial es el
protocolo Zigbee para ser implementado en medidores y dispositivos inteligentes. ZigBee es un
estándar de comunicación por radio simple y de baja potencia para transferir información a una
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tasa relativamente baja y en distancia de unas decenas de metros. Actualmente está siendo
utilizado en medidores inteligentes en Texas y California. En volúmenes altos, el valor incremental
de agregar esta tecnología a medidores es de US$5 a US$25. A medida que ZigBee se vuelva más
utilizado, se espera que el precio de la tecnología decrezca bastante 76 (MEA, 2010).
http://www.industrial-embedded.com/pdfs/SoftwareTechGroup.Oct05.pdf
Figura 12 - Ejemplos de dispositivos de retroalimentación a clientes (GEO Home energy hub y PRI Home Energy controller
77)
En general se ha visto que la sola toma de conciencia del consumo de los aparatos por parte del
consumidor residencial conlleva un ahorro que en los diversos estudios normalmente supera el
5%. Esto sugiere que el consumidor residencial no sabe cuanto y como consume, no comprende la
estructura de su consumo eléctrico, que aparatos y usos lo generan, ni como reducirlo.
76
http://www.energetics.com/resourcecenter/products/studies/Documents/Smart-Grid-Maryland.pdf (pagina 70) y http://www.industrial-embedded.com/pdfs/SoftwareTechGroup.Oct05.pdf 77
http://www.greenenergyoptions.co.uk/product_range/home_energy_hub/
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3.5 EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN SMART METER
La medición del consumo eléctrico, tradicionalmente se ha realizado a través de medidores
eléctricos análogos, como se muestra en la Figura 13, similar a los utilizados en Chile en la mayoría
de los clientes residenciales. La lectura de estos medidores, se realiza mediante personal de la
empresa distribuidora que se presenta en el hogar y anota la información. Estas visitas se
programan según la zona geográfica de la residencia. Esta labor de lectura pedestre de los
medidores tiene muy bajo costo en los países en desarrollo, lo que junto al bajo consumo
eléctrico de las residencial, ha dificultado tornar costo efectivos a los medidores inteligentes.
Debido a la flexibilidad tarifaria implementada en algunos Estados de Estados Unidos y países de
Europa, se ha hecho necesaria una medición más detallada del consumo eléctrico. No basta con
conocer el consumo acumulado mensual, también es necesario conocer la demanda por bloque
horario, la demanda horaria y en algunos casos que la información de precio y consumo sea visible
por el cliente en tiempo real. El tipo de medidores que cumplen éstas características se
denominan hoy Smart Meter, que como se indicó antes, poseen la capacidad de almacenar la
demanda de potencia horaria, la energía consumida y enviar ésta información (inalámbricamente
por radiofrecuencia o por otro medio) a un colector de datos de la empresa ubicado en el exterior.
La capacidad multitarifa del medidor ya casi no se menciona, y se omite por su obviedad, pues es
un requerimiento evidente y de bajo costo para los medidores.
Figura 13 - Medidor análogo utilizado en tarifas simples en California. Fuente: PG&E.
En los últimos años se ha visto un importante avance en el desarrollo de tecnología de medición
inteligente y servicios en la forma de displays, sitios web, información en dispositivos móviles,
cuentas informativas y televisión. En el caso europeo, luego de la publicación y el inicio de
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paquetes de medidas de acuerdo a las directivas 2009/72/EC y 2009/73/EC78 existe una confianza
creciente en el desarrollo y oportunidades del mercado de los servicios inteligentes. De esta
forma, en Europa se ha comprometido a cambiar a tecnología de medición inteligente a un 80% de
los clientes para el año 2020. Un interés similar se ha desarrollado en Estados Unidos en esta
tecnología, existiendo varios estados como California e Illinois que ya se encuentran en una
campaña de instalación de medidores inteligentes para sus clientes. Varios otros estados se
encuentran avanzando en esta línea o haciendo pilotos para identificar las tarifas que se desea
implementar y así instalar medidores con las características necesarias para implementar esas
tarifas, evitando gravar a los consumidores con los sobrecostos de funcionalidades de los
medidores que en la práctica no se explotarán. En que Canadá y Australia también se encuentran
orientados en esta senda (Renner et al., 2011).
Figura 14 - SmartMeter (Landis + Gyr y GE) utilizados en tarifas horarias en California. Fuente: PG&E.
Figura 15 – SmartMeter utilizado en tarifas horarias en Texas. Fuente: Oncor.
De acuerdo a una revisión bibliográfica realizada localmente, los costos de medidor inteligente
mas instalación por punto de medida bordean los 100 dólares la unidad como se puede apreciar
en Tabla 14 (Rámila, 2009a).
78
Una directiva es un promulgación legislativa de la Unión Europea la cual requiere que los estados miembros al alcancen un resultado particular sin establecer los medios mediante los cuales se lograr. Mayor detalle de estas directivas ver: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0094:0136:en:PDF y http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0055:0093:EN:PDF
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La mayoría de las empresas distribuidoras han desarrollado, junto a los despliegues de los
medidores, herramientas web donde el cliente puede revisar su consumo detalladamente por
hora, así puede modificar su perfil de consumo ahorrando energía. También, se ha desarrollado un
servicio de alerta energética, el cual notifica al cliente a través de email, llamadas telefónicas o
mensaje de texto, cuando su consumo se acerca a niveles de energía con precios altos (en caso de
California, tarifa residencial normal) o cuando los precios de la energía son altos (en el caso de
Wisconsin, tarifa Peak Load Pricing).
Físicamente los medidores utilizados se pueden observar en la Figura 14 y Figura 15. La instalación
de éstos medidores, no demora más de 15 minutos y no necesita estar presente el cliente en el
momento de la instalación, basta con que el acceso al medidor sea posible.
Tabla 14 –Valores típicos de Costos de Medidores Inteligentes por región o país.
Lugar US$/punto
Italia 102,93 Países Bajos 151,47 Victoria 114,70 Ontario 100,00 Southern California Edison 115,62 Ofgem (UK) 107,42 San Diego Gas & Electric 94,30
Fuente: (Rámila, 2009a).
En Norte América, la mayoría de las distribuidoras han elegido utilizar sistemas de comunicación
inalámbrica para conectar sus medidores a las redes NAN, aunque existen excepciones como la
distribuidora Duke Energy79 (North Carolina, USA), la cual está pensando instalar sistemas PLC a
varios millones de medidores. Por otra parte, en Europa, que avanzó antes en esta materia, la
tecnología PLC ha tomado la delantera, siendo utilizada para alimentar de información
concentradores típicamente ubicados en los transformadores cercanos, para luego transmitir la
información hacia las distribuidoras (Alpha, 2009).
Las tecnologías inalámbricas operan bien para áreas suburbanas. Sin embargo, en lugares
densamente poblados, como los blocks europeos, presentan un gran desafío en términos de
comunicación inalámbrica. Cualquier tipo de señal inalámbrica capaz de atravesar grandes
secciones de concreto es una tecnología muy cara como para ser instalada en millones de
medidores. La tecnología PLC por otra parte, envía la información a través de las líneas de poder,
haciéndola ideal para grandes departamentos u otros ambientes residenciales o comerciales
densamente utilizados. Por esta razón, los norteamericanos tienden a ver la tecnología PLC más
79
http://www.duke-energy.com/residential.asp
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cara, ya que existen menos hogares servidos por un transformador que en el caso europeo,
multiplicando el numero de cajas concentradoras (Alpha, 2009).
3.5.1 EXPERIENCIA EN SMART METER EN ESTADOS UNIDOS
En Estados Unidos, a diferencia de Europa, existe una tendencia al uso de tecnologías inalámbricas
para la comunicación de medidores inteligentes. La radiofrecuencia (RF mesh) y ZigBee son las
tecnologías más populares en las distribuidoras norteamericanas. El esquema típico usado por
empresas como PG&E y Florida Power & Light consiste en medidores capaces de comunicarse de
forma bidireccional usando tecnología de radio frecuencia y protocolos IP mediante un
radiotransmisor. De esta forma pueden conectarse a los puntos de acceso o concentradores de las
distribuidoras las cuales luego transmiten la información a las distribuidoras mediante el uso de
redes de telefonía móvil. Además, las nuevas tecnologías en Radio frecuencia permiten además la
comunicación entre medidores, logrando que estos actúen como repetidores, disminuyendo en
gran parte la pérdida de equipos debido al efecto de interferencia. Los medidores además poseen
comunicación mediante la tecnología ZigBee la que permite comunicación en corto alcance que
puede ser utilizada para interactuar con displays y otros dispositivos como lavadoras, secadoras,
etc. (FPL, 2012; GIGAOM, 2011; USDOE, 2011).
Para el caso específico de PG&E, el esquema de medidores inteligentes está basado en una
tecnología de radio frecuencia de corto alcance punto a punto que permite a los medidores no
sólo enviar información de medición, sino que también actuar como repetidores para otros
medidores. Esta información es capturada por puntos de acceso o concentradores mediante radio
frecuencia de mayor alcance y luego es enviada a la distribuidora por intermedio de una red
celular segura, siendo posible la comunicación en dos sentidos. Los medidores de gas son menos
sofisticados y sólo soportan comunicación en una vía, enviando información al concentrador que
luego envía la información a la empresa de la misma forma que para el caso eléctrico (GIGAOM,
2011).
Pese a esta tendencia hacia las tecnologías inalámbricas, la tecnología PLC no está exenta de
interés en Estados Unidos. En California se han generador conflictos entre clientes y las
distribuidoras, especialmente PG&E, debido a la desconfianza que los clientes tienen respecto a
los posibles efectos que la radio frecuencia utilizada en la comunicación puede tener en la salud
de las personas. La radiofrecuencia ha sido históricamente rechazada por la población. El rechazo
además se ha visto intensificado debido al alza de precio que ha experimentado la energía en el
estado de California, siendo atribuida el alza, de forma errónea, a los medidores inteligentes por
los clientes (GIGAOM, 2010; ST.John, 2009), puesto que el alza del costos de la energía ocurrió
simultáneamente a los despliegues de los medidores, no siendo estos últimos responsables de
toda el alza.
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Esto ha obligado a los reguladores requerir a las empresas a ofrecer alternativas para los clientes
que no desean estar expuestos a la radiación. Una primera opción ha sido deshabilitar la opción
de comunicación por radio frecuencia y realizar lectura manual de los medidores, cobrando al
cliente un costo adicional por dicha medida. Una segunda mirada ha puesto en la discusión la
tecnología PLC (GIGAOM, 2010; ST.John, 2009). Otras empresas derechamente están analizando el
implementar sistemas PLC para todos sus clientes como la empresa Duke Energy.
En California, la PG&E está desarrollando un programa, en el cual, todos sus cliente tendrán
instalado en su hogar un medidor inteligente para el año 2012. Cabe notar que actualmente en la
tarifa Time of Use residencial se cobra un cargo por medidor de 0,2529 USD/día por este
concepto80.
En Texas, el cargo por un medidor inteligente se realiza mensualmente en la facturación eléctrica
por un periodo de tiempo limitado. Oncor cobra 2,19 USD/mes por 11 años. Center Point Energy
cobra 3,24 USD/mes por los primeros 24 meses y luego el cobro baja a 3,09 USD/mes hasta
completar 12 años. AEP realiza un cobro por 11 años de 2,53 USD/mes. La TNMP cobra 3,40
USD/mes a sus clientes residenciales por 12 años, 8,20 USD/mes a sus clientes comerciales con
una potencia menor a 5 kW, 13,63 USD/mes a sus clientes comerciales con una potencia mayor a 5
kW y 17,32 USD/mes para los clientes más grandes. Se realizan revisiones mensuales para ajustar
los cargos por medidor, para que la distribuidora no cobre más que el verdadero costo del servicio
(PUC(TX), 2010).
Las diferencias en los cargos de medidores entre las distribuidoras de Texas se explican debido a
las economías de densidad, análogo a lo que ocurre con el servicio de distribución de electricidad.
Los costos de entregar el servicio depende de la densidad de clientes en la zona geográfica a
cubrir, este cargo además de cubrir los costos de medidor incluyen todo el sistema comunicacional
entre el punto de consumo y la distribuidora. Los requerimientos para prestar este servicio
difieren en cada zona geográfica lo que implica un cargo distinto.
En Illinois, el costo del medidor es de 5 dólares al año para clientes residenciales, cargo que se
divide en 12 meses81. En caso de los clientes no residenciales con una demanda menor de 400 kW,
el costo del medidor es de 10 dólares anuales82
Gallardo (2010) realizó una lista con proyectos de gran relevancia en estados de Norteamérica
(principalmente Estados Unidos). Se muestran proyectos de gran envergadura con una duración
entre el 2008 y el 2019, con instalación de varios millones de medidores e inversiones cercanas a
80
Total Meter Charge Rate (US$ per meter per day) Tarifa E-6: http://www.pge.com/tariffs/tm2/pdf/ELEC_SCHEDS_E-6.pdf 81
http://www.citizensutilityboard.org/ciLiveWire_IEP_ComEd_AMI_Pilot.html 82
Sección “Community Considerations”: http://www.cmap.illinois.gov/documents/20583/e4cd4091-6b2e-4c92-b4d4-a6e4a4f85404
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los 1000 millones de dólares o incluso superior en algunos casos. Los fabricantes de medidores
dominantes son ITRON y GE. Ver Tabla 15 (Gallardo, 2010).
Tabla 15 – Proyectos de medición inteligente de gran importancia desarrollados en Norte América (Gallardo, 2010)
Nº Distribuidora Fecha Medidores
(millones)
Moneda Inversión
(millones)
Medidor
1 San Diego Gas and Electric 2009-2013 2.3 USD 570 ITRON
2 Centerpoint Energy implementation 2009-2014 2.4 USD - ITRON
3 Dominion Virginia Power 2009-2012 2.5 USD 600 ITRON
4 PECO Project 2009-2019 1.6 USD 650 Landis+Gyrs
5 BC Hydro 2009-2013 1.7 USD 500 -
6 Consumers Energy 2008-2014 1.8 USD 500 ITRON
7 American Elecric Power 2008-2015 5.0 USD - GE
8 Baltimore Gas and Electric Company 2008-2015 2.0 USD 700 GE
9 DTE Energy 2009-2012 2.7 USD - ITRON
10 Florida Power and Light 2008-2015 4.5 USD 700 GE
11 Georgia Power 2007-2012 2.0 USD 650 ITRON
12 Pacific Gas and Electric 2007-2012 5.3 USD 800 GE
13 Progress Energy 2008-2012 2.7 USD 520 ITRON
14 Southern Califonia Edison 2009-2012 5.3 USD 1630 ITRON
15 Southern Company 2008-2015 4.4 USD 2900 Sensus
16 Oncor Electric Delivery Company 2007-2012 3.0 USD 360 Landis+Gyr
3.5.2 EVALUACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES EN CANADÁ (BC HYDRO)
BC Hydro es una empresa de distribución de Canadá fundada hace más de 50 años. En la
actualidad está implementando un programa de instalación de medidores inteligentes en todos
sus clientes, el periodo de implementación va desde el año 2011 al 2014 y se evalúa el proyecto
hasta el año 2033. A continuación se presenta la evaluación financiera de este proyecto (BCHydro,
2010).
Los beneficios a los consumidores se ven reflejados en una mejora a la seguridad y confiabilidad
del sistema eléctrico, a través de notificaciones rápidas y precisas, evitando daños por causas
ilegales; mejorar el servicio al cliente, informando al cliente sobre su consumo, eliminando la
estimación en sus facturas y reduciendo las visitas de personal a los hogares; se reducen los robos
de electricidad, en la actualidad los robos de electricidad para BC Hydro alcanzan los US$100
millones en un año, estos costos se van directos a los clientes; mejora la eficiencia operacional a
través de la optimización del voltaje, la disminución de estos costos de operación son traspasados
al cliente; es posible ofrecer realimentación a los clientes a través de herramientas que informen
al usuario en tiempo real; por último, moderniza el sistema eléctrico, cambian medidores
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obsoletos y ofreciendo la tecnología necesaria para acomodar vehículos eléctricos y micro redes
(BCHydro, 2010).
Los beneficios para la empresa se traducen en eficiencia operacional, un uso más eficiente de sus
instalaciones; ahorro energético a través de mayor eficiencia y mejor manejo operacional del
sistema; protección de los ingresos, recupera los gastos a través de la facturación; ahorro en las
inversiones a futuro al reducir las horas de punta y tiempos críticos del sistema.
En la Tabla 16 se presentan las estimaciones de los valores actualizados de los beneficios del
programa, desagregado por eficiencia operativa de la distribuidora, los costos de inversión
evitados por un mejor manejo de la demanda, ahorros energéticos, entre otros. En total la
empresa espera un ahorro de US$1.629 millones a los largo de todo el periodo de evaluación,
hasta el año 2033.
Tabla 16 – Valor presente de los beneficios del programa de Medidores Inteligentes. Fuente: (BCHydro, 2010)
Tipo de Beneficio Descripción Valor actualizado del beneficio Esperado [US$ Millones]
Eficiencias operativas, inversión evitada
Automatización de Lectura de Medidor
222
Muestreo medidor 61 Automatización de la reconexión remota
47
Optimización de los activos de distribución
15
Gestión eficiente de cortes 10 Optimización continua e investigación de cargas
6
Call Center y facturación -2 Ahorros de Energía Optimización de Voltaje – Sitios
comerciales de cliente 108
Optimización de Voltaje – Sistema de Distribución
100
Protección de Ingreso Detección de robos 732 Derivados del eficiencia operativa de BC Hydro 1.299 Ahorros de capacidad Tarifas voluntarias TOU 110 Ahorros energéticos Medio de Conservación 220 Incremento en la conservación del cliente 330 Beneficio Total 1.629
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Tabla 17 - Presupuesto de la implementación del programa de Medición Inteligente BC Hydro. Fuente: (BCHydro, 2010)
Descripción del Presupuesto US$ millones Fase de Iniciación (2007) 1,4 Fase de Identificación (2008) 8,9 Fase de Definición (2011) 38,8 Fase de Implementación (2011-2014) 716,5 Sistema de Medición Inteligente 391,1 Tecnología de Información 60,9 Sistema Detección de Robos 110,5 Herramientas de Conservación 62,8 Modernización de la Red 54,2 Actividades Administrativas 37 Intereses Durante la Construcción 14,4 Contingencias 60 Reserva Sujeto a la Junta de Control 90 Total (Valor nominal o no descontado) 930
En la Tabla 17 se presenta el presupuesto destinado a la implementación del programa de
medición inteligente. Identificando una fase de iniciación del proyecto en el 2007, otra de
identificación entre los años 2008 al 2010 y por último una fase de definición e implementación
desde el año 2011 al 2014. La etapa de implementación es la de mayor costo, conteniendo el
diseño, los activos y la instalación del sistema de medición inteligente. También se considera el
desarrollo de tecnologías de información, sistema de manejo de datos y otras aplicaciones
necesarias. En el presupuesto se evalúa la detección de robos de electricidad, herramientas de
conservación eléctrica y actividades administrativas del programa
El programa Smart Metering de BC Hydro muestra un valor actual neto (VAN) de $ 520 millones al
año 2033. El VAN sigue siendo positivo incluso en el peor de los escenarios y si sólo se contará con
la eficiencia operativa de BC Hydro. Cabe notar que estos estudios no son realizados por agentes
independientes libres de intereses en los proyectos, por lo que las cifras de este y otros estudios
deben observarse con cautela.
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3.5.3 EXPERIENCIA EN SMART METER EN EUROPA
Varios países Europeos han iniciado programas de Smart Meter con el objetivo de avanzar poco a
poco hacia la implementación de Smart Grid. Estas iniciativas responden a los crecientes desafíos y
oportunidades, para los usuarios y las empresas que buscan eficiencia y eficacia en el consumo
eléctrico.
El gobierno de UK anunció, en octubre del 2008, que todo el sector residencial de electricidad
contará con medidores inteligentes para el año 2020. El programa requiere de 50 millones de
medidores inteligentes de gas y electricidad con un costo de £10.000 millones, se proyecta un
ahorro de £2.500 a £3.600 millones y se espera abatir emisiones por cerca de 2,6 Millones de
Ton/año de carbono (Gallardo, 2010).
En España el ministro de Industria, Energía y Turismo estableció la implementación de un plan
para desplegar medidores inteligentes entre todos los usuarios residenciales en 11 años, desde
enero de 2008 a diciembre de 2018. Este programa cubre a 24 millones de clientes con un costo
de €5.500 millones, además aumentará el cobro en la cuenta de electricidad 2, 7 centavos, yendo
de 0,54 €/mes a 0,81 €/mes 83 (Gallardo, 2010).
En julio del 2008 Electricité Réseau Distribution France84 (ERDF), anunció que en una primera
etapa se instalarían cerca de 33 millones de medidores inteligentes con un costo de €4.000
millones, logrando aplicar tarifas TOU, medir la calidad de suministro y la ausencia de éste
(Gallardo, 2010).
Italia es el país más avanzado en la instalación de medidores inteligentes hasta la fecha, cuenta
con cerca de 32 millones de medidores instalados. De acuerdo a la empresa, la inversión final fue
de €2.100 millones generando ahorros estimados de €500 millones al año, recuperando la
inversión en 4,2 años (Gallardo, 2010). Estos ahorros fueron en el área de logística, operación del
sistema y servicio al cliente.
3.5.3.1 ENEL – ITALIA
Italia comenzó a instalar medidores inteligentes para servir a 32 millones de cliente hace ya 10
años atrás, mucho antes de que el concepto “red inteligente” alcanzara la difusión que tiene
83
El precio medio del alquiler de los contadores electrónicos monofásicos con discriminación horaria y con posibilidad de telegestion para consumidores domésticos, considerando no solo el precio del propio equipo sino también los costos asociados a su instalación y verificación, así como la operación y mantenimiento de los mismos. Será de 0,81 euros/mes (Orden ITC/2452/2011, 13 septiembre de 2011) http://www.boe.es/boe/dias/2011/09/16/pdfs/BOE-A-2011-14782.pdf 84
Red de Distribución Eléctrica de Francia
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ahora. ENEL corresponde a la distribuidora más grande de Italia y principal actor de esta
implementación.
Principalmente en la concesión de ENEL, Italia comenzó a realizar medición remota de electricidad
en los años noventa y encontró que este tipo de medición era costo efectivo para grandes clientes
industriales, planteándose la pregunta si este costo efectividad podía extenderse a clientes
residenciales y pequeños comerciales. Mediante un piloto de 70.000 instalaciones fue confirmado
que usando la tecnología PLC para conectar los medidores residenciales arrojaba buenos
resultados. (SmartGridToday, 2010).
El año 1999 ENEL lanzó su programa Telegestore (versión italiana para solución de gestión de la
medición automatizada). Con un presupuesto de 2.1 billones (2.1 mil millones) de euros sobre un
periodo de 5 años, el proyecto fue completado el año 2006. ENEL diseñó un sistema completo,
estableciendo especificaciones para los medidores y los concentradores de dato. Realizó contratos
con diversos manufacturadores como Celestica, CMEC, Finmek y Jabil para fabricar medidores
inteligentes. Echelon (San Jose, Calif) constituyó un socio tecnológico, encargándose de proveer
los chip para la comunicación PLC y la infraestructura de comunicación necesaria
(SmartGridToday, 2010).
Los medidores instalados en el programa Telegestore son capaces de importar y exportar
mediciones de potencia activa y reactiva, permitir lectura remota, proveer perfiles de carga para la
información importada y exportada, proveer funciones de registro tipo TOU y “time – of – year”,
permitir conexión y desconexión remota, incluyendo control de carga, detectar robos de
electricidad, realizar diagnósticos en la red cercana y ayudar a la gestión de la demanda. Los
medidores incluso pueden lidiar con clientes morosos, siendo capaces de limitar la potencia
máxima de estos clientes a un 10% de su demanda contratada hasta que realicen los pagos
debidos (SmartGridToday, 2010).
El primer año de instalación masiva de estos medidores fue el 2001 con una instalación de
medidores inteligentes a 200.000 clientes. Para el final del año 2006, 1.5 millones de clientes
estaban utilizando tarifas TOU. Actualmente Telegestore realiza 210 millones de lecturas remotas,
recogidas en una tasa bimensual para pequeños clientes comerciales y clientes residenciales.
Además realiza aproximadamente 19 millones de operaciones adicionales (SmartGridToday,
2010).
Típicamente, los grandes clientes reciben cuentas mensuales, mientras que los más pequeños
cada dos meses. Los medidores inteligentes de ENEL permiten una facturación en un esquema
multi – horario, diario, semanal y estacional. Además proveen de datos del total de energía usada
durante el actual periodo de facturación y el anterior, y provee de perfiles de carga para 38 días en
un intervalo de datos de 15 minutos (SmartGridToday, 2010).
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A septiembre de 2008, el proyecto Telegestore tenía una cobertura de 31,3 millones de clientes,
usando 350.000 concentradores, lo que implica 700.000 lecturas remotas al día y, según la
empresa, representa un proyecto de medición inteligente más barato que las alternativas
americanas en desarrollo (SmartGridToday, 2010). Endesa España, ahora controlada por ENEL,
está embarcada en un proyecto similar.
3.5.3.2 IBERDROLA - ESPAÑA
Iberdrola, una distribuidora de electricidad de España, ha iniciado un proyecto propio en medición
inteligente para lanzar una nueva arquitectura de telecomunicación abierta, publica y estándar
para medición inteligente y redes inteligentes, denominado PRIME Project85. En este proyecto se
encuentran trabajando importantes líderes de la industria de la medición, telecomunicaciones y
manufactura de circuitos integrados tales como Advanced Digital Design, CURRENT Group,
Landis+Gyr, STMicroelectronics, Usyscom y Ziv. Un importante número de distribuidoras europeas
ha demostrado su interés en unirse a esta alianza (Alpha, 2009; Iberdrola, 2009).
La arquitectura estará basada en la tecnología OFDM (ortogonal frequency – división
multiplexing), la cual ha sido probada por Iberdrola en pruebas de campo con satisfactorios
resultados. Esta tecnología permitirá una nueva generación de PLC de alta velocidad y bajo costo.
El objetivo primordial del Prime Project es establecer un set completo de estándares a nivel
internacional que permita la interoperabilidad entre equipos y sistemas de diferentes
manufacturadores. Según Iberdrola, los resultados de este proyecto, en la forma de protocolos,
sistemas de modulación, formatos de datos, etc., no estarán sujetos a derechos de propiedad
intelectual (Alpha, 2009; Iberdrola, 2009).
Con esto, Iberdrola busca establecer una posición de liderazgo junto a distribuidoras como ENEL –
Italia y EDF – Francia en terreno de la medición inteligente, buscando establecer su propio
estándar de comunicación, en la ausencia de un liderazgo claro en materia de estandarización
(Alpha, 2009; Iberdrola, 2009).
3.5.3.3 ENERGY DEMAND RESEARCH PROJECT (OFGEM-DECC/UK)
Este proyecto consideró alrededor de 58.000 clientes, con varios tipos de clientes residenciales y
varias formas de pago (incluyendo clientes residenciales con medidores de prepago). Este
proyecto era parte de un grupo de proyectos de investigación realizado por la Ofgem para
entender de mejor manera como los consumidores reaccionan a la mejora en la entrega de
85
http://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ENWEBPROVEEBASDOCCONT http://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBPROVEEBASDOCCONT
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información acerca de su consumo energético en el largo plazo. El Energy Demand Research
Project, como es llamado este proyecto, está probando un rango amplio de métodos para proveer
de información y retroalimentación a los clientes. Entre estos métodos se encuentran los
siguientes (Renner, et al., 2011):
Facturación más precisa y frecuente
Información sobre eficiencia energética
Dispositivos de “display” en tiempo real
Medidores inteligentes de gas y electricidad
Participación de la comunidad
Respecto a la facturación e información, más de 13.000 hogares están tomando parte de alguna
forma de prueba y cerca de 26.000 están recibiendo información relacionada a eficiencia
energética. Sin embargo, debe notarse que algunos de estos hogares estarán recibiendo más de
una intervención a la vez. Por ejemplo, algunos hogares reciben tanto registro histórico de su
cuenta y consejos de eficiencia energética (Renner, et al., 2011).
Dispositivos de monitoreo y display de información han sido entregados a alrededor de 8.000
clientes. Estos permiten a los hogares comprender cuanta electricidad están consumiendo en un
determinado momento, mostrando información en un display electrónico. En estos sistemas, los
sensores están conectados a un medidor convencional, de forma que transmiten información,
antes oculta, a los clientes. Estos sistemas, sin embargo, no constituyen un sistema de medición
inteligente, ya que al ser medidores convencionales los utilizados, no existe comunicación en dos
vías (Renner, et al., 2011).
Respecto a los medidores inteligentes, en marzo del 2010, medidores inteligentes han sido
instalados en alrededor de 17.000 hogares. Estos son medidores de electricidad y gas que
recolectan valores en intervalos de media hora y transmiten información hacia los suministradores
sin la necesidad de lectura manual de la medición. Varias configuraciones han sido probadas,
como por ejemplo (Renner, et al., 2011):
Medidores inteligentes con displays remotos para mostrar el consumo e información de
costos
Medidores con información diaria de consumo enviadas a la televisión de la casa
Medidores inteligentes con información diaria de consumo disponible en internet
Medidores inteligentes enlazados con unidades de control de calor que permiten a los
consumidores controlar sus calentadores de agua a través de paneles instalados en los
muros, teniendo además acceso a información detallada de su consumo de gas y
electricidad.
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En relación a la participación ciudadana se han probado varias alternativas de intervención como
medidores comunitarios instalados en subestaciones, premios a la comunidad completa por
reducción de consumo conjunto, información y consejos de eficiencia energética a la comunidad,
eventos e incentivos para ahorro energético organizados a nivel local (Renner, et al., 2011).
3.5.3.4 SMART METERING TRIALS/IRLANDA
El objetivo de este programa son los clientes residenciales. El servicio está enmarcado en el
programa nacional de medición inteligente de Irlanda. Corresponde a un proyecto piloto
coordinado con los operadores de la red para determinar el potencial de los medidores
inteligentes a ser instalados a nivel nacional. De manera más específica, este proyecto tiene el
objetivo de establecer y ejecutar pruebas de medición inteligente, de manera de estimar los
costos y beneficios, de manera de contribuir a la discusión sobre la instalación masiva de
medidores inteligentes. Se establecieron cuatro grupos de prueba con diferentes tipo de
información: Facturación mensual, facturación bimensual, display dentro de las casas y reducción
de demanda punta (Renner, et al., 2011).
Durante el 2010, alrededor de 5.500 hogares comenzaron a usar medidores inteligentes. Los
participantes también comenzaron a recibir facturaciones inteligentes, las cuales contienen
información mejorada de su consumo eléctrico y costos, incluyendo consejos de como mejorar la
eficiencia del consumo y reducir los costos del mismo, incluyéndose graficas de promedio diario y
tablas con desagregación de costos por uso de la energía dentro del hogar (calefacción, aire
acondicionado, etc.). Algunos de los participantes también han recibido acceso a sitios web y
displays que muestran información en tiempo real del uso de electricidad y los costos dentro del
hogar. Además 764 clientes tienen tarifas tipo TOU, acceso a un portal de internet dedicado y
Displays (Renner, et al., 2011).
3.5.3.5 BRITISH GAS AND FIRST UTILITY MARKET IMPLEMENTATIONS/UK
Este proyecto tiene como objetivo grupos de clientes residenciales y comerciales. Se busca lograr
ahorros de consumo energético mediante información y retroaliementación, mayor preocupación
por los hábitos de consumo del cliente, tarifas especiales y recambio de medidores inteligentes.
El proyecto consta en la instalación de un medidor electrónico (libre de cargo). La distribuidora
ofrece una facturación más precisa y la habilidad de estimar el consumo futuro del cliente. El
consumo eléctrico es medido cada media hora, el uso de gas es medido una vez al Día. El cliente
tiene la posibilidad de cambiar entre pago o prepago sin cargo alguno en su medidor. Además se
ofrecen display que muestran información de uso de energías de forma horaria, diaria y semanal,
los costos relacionados y las emisiones de carbono. La tecnología utilizada corresponde a
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medidores Landis&Gyr, estándar de comunicación ZigBee para comunicación al interior del hogar,
comunicación GPRS de dos vías entre medidor y distribuidora86. Ver Figura 16 (Renner, et al.,
2011)..
Figura 16 - Displays ofrecidos por British Gas
Los clientes comerciales no reciben displays de información, sino que acceso a un sitio web que
entrega información en tiempo real del consumo permitiendo monitorear, reportar y analizar el
consumo de electricidad y gas, establecer un ranking respecto a consumo energético y emisiones
de CO2 y promete reducir el consumo de energía en un 10%.
La tecnología utilizada corresponde a diversas formas de comunicación como PLC, GPRS, GSM,
SMS, PSTN y transmisión por radio de baja potencia en 868 MHz, así como pruebas con otras
frecuencias de radio. Dependiendo de la localización geográfica de los clientes, dependerá el uso
de sistemas SMS o GPRS en los medidores de electricidad. Los servicios están basados en un
conjunto de funcionalidades (facturación precisa, profiling de cargas, etc) y no en una tecnología
en particular (Renner, et al., 2011).
3.5.4 MEDIDORES INTELIGENTES EN AUSTRALIA: EL CASO DE VICTORIA
En el año 2004, la victorian Essential Services Commission (ESC) promulgó un mandato de
actualizar los medidores existentes de acumulación a medidores de intervalo de lectura manual
(programa IMRO). Este programa tenía como objetivo masificar el cambio de estos medidores de
manera de aprovechar las economías de escala existentes.
86
http://www.britishgas.co.uk/smarter-living/control-energy/smart-meters/what-are-smart-meters.html http://www.bbc.co.uk/news/technology-14738449 http://www.smartgridopinions.com/article/communications-smart-grids-uk
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Luego, en vista de los desarrollos en tecnología de medición, se evaluó la expansión del programa
IMRO mediante una evaluación de costo beneficio durante el 2005 para determinar los beneficios
netos sociales de añadir funcionalidades avanzadas a los medidores de intervalo ya instalados. Las
funcionalidades principalmente evaluadas fueron la medición remota y la conexión y desconexión
remota de clientes, obteniéndose como recomendación tecnológica el uso de PLC. Finalmente una
nueva promulgación de un mandato se hizo efectiva el año 2006 donde se estableció el cambio a
medidores avanzados o AMI (Mandato AIMRO). Como consecuencia de esto medidores avanzados
debieron ser instalados en todos los clientes residenciales y comerciales de gran tamaño,
comenzando desde el año 2009. Se estableció el marco legislativo necesario y se especifico una
estructura de recuperación de costos para esta tecnología de medición. Además, varios pilotos y
pruebas se realizaron durante el 2007 al 2009 para establecer las funcionalidades de estos
dispositivos de medición.
En abril del 2007 el Council of Australian Govermment se comprometió a la actualización nacional
a medidores inteligentes en las áreas donde fuera posible justificar que los beneficios superaban
de manera importante a los costos. Se estableció una comisión de estudio la que fue encargada
de establecer los beneficios y costos asociados a este tipo de tecnología. Durante el 2008, se
encontró que para el caso de Victoria, los beneficios eran mayores que los costos, por lo que se
comenzó una campaña de “Roll – out” o instalación de medidores inteligentes. Se espera que el
100% de la instalación de medidores inteligentes se concrete a diciembre del año 2013 (VAGO,
2009)
3.5.5 DESARROLLO DE PROGRAMAS DE MEDICIÓN INTELIGENTE EN LATINOAMÉRICA.
La medición inteligente y remota ha tenido cierto desarrollo en otros países de Latinoamérica. Si
bien es conocida la existencia de algunos programas en países como Argentina, Colombia y Perú,
los países con el desarrollo más importante son México y Brasil. La instalación de medición
inteligente en estos países tiene como objetivo principal el control de robos de electricidad y el
acceso a servicios de alto costo como el corte y reposición de suministro, por lo que en muchos
casos el uso del término “medidor inteligente” es discutible, pues muchas veces los medidores no
cuentan con todas las funcionalidad que se espera de un medidor de este tipo. En estos países no
dejan de considerar las potencialidades asociadas a la medición inteligente como la comunicación
con el usuario y el acceso a mejoras en la eficiencia energética, aunque en un segundo plano. A
continuación se presenta la revisión de Gallardo (2010) respecto al desarrollo de medición
inteligente en México y Brasil (Gallardo, 2010).
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3.5.5.1 MÉXICO
En diciembre del 2009, Aclara, un líder en infraestructura inteligente y parte del grupo ESCO
technologies, Inc., anunció que la comisión federal de electricidad (CFE), una de las distribuidoras
más grandes del mundo, desarrollaría una infraestructura de medición avanzada (AMI)
denominada tecnología TWACS (Two – Ways Automatic Communication System). La
implementación inicial se planea para Acapulco, el cual es servido por la división centro – sur de
CFE, de manera de apoyar el plan de reducción de las pérdidas no técnicas (Hurto). Otro elemento
fundamental de la implementación es la instalación de displays en los hogares, que permitirán a
CFE mejorar el servicio a sus clientes mediante una mejor comunicación. Ambar Electroingenieria,
el distribuidor de sistemas AMI de Aclara en México, es el principal socio del proyecto. La orden de
compra inicial fue realizada por más de 90.000 módulos AMI, con la opción de otros 90.000
unidades como parte de la orden, haciendo a Aclara un suministrador integral de tecnología AMI
para CFE. El plan de la distribuidora es desarrollar nuevos puntos finales de medición en las
principales ciudades en los próximos años, de manera de reducir las pérdidas no técnicas y utilizar
de manera completa las características de un sistema AMI incluyendo lectura remota, manejo de
lectura en intervalos, etc.
3.5.5.2 BRASIL
En septiembre 29 del 2008, el director general de la agencia reguladora brasileña Aneel (Agéncia
Nacional de Energía Eléctrica) Jerson Jelman, explicó que mientras en algunos países como los
Estados Unidos, los medidores electrónicos están siendo introducidos con propósitos de
conservación energética, este no es el caso de Brasil, donde la principal motivación es evitar el
fraude y el robo de electricidad, la cual alcanza hasta un 20% en algunas distribuidoras con una
pérdida económica de hasta 2.700 millones de dólares por año. De acuerdo a datos de la
Asociación brasileña de la industria eléctrica y electrónica (ABINEE) y la asociación brasileña de
distribuidoras eléctricas (ABRADEE), alrededor de 4 millones de medidores electrónicos han sido
instalados en Brasil, principalmente para clientes en alta tensión. El mercado requiere alrededor
de 3.2 millones de medidores por año, de los cuales alrededor de 2.4 millones corresponden para
nuevos clientes y el resto para recambio de medidores (que para el 2008 constituyó en un 60% de
medidores electrónicos). Actualmente, existen ocho manufacturadores de medidores electrónicos
en Brasil, con una capacidad de producción de 5 millones de medidores por año.
El 5 de febrero del 2009 ANEEL lanzó una consulta pública sobre el desarrollo de medidores
inteligentes en hogares y otros clientes de baja tensión como escuelas, hospitales y tiendas. A la
fecha, aproximadamente 4.8 millones de medidores electrónicos han sido adquiridos en Brasil, de
los cuales sobre 4 millones han sido instalados (alrededor del 7.4 % del total de medidores
existentes), principalmente en clientes de alta tensión. Los medidores electrónicos son
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obligatorios para clientes libres. Sin embargo, la mayoría de estos medidores solo miden energía
activa y asisten en la lucha contra el robo de electricidad, entregando pocas capacidades
adicionales.
En la revisión de la documentación de la consulta pública, Aneel realizó un análisis costo
beneficio para sustituir los 62 millones de medidores presentes en la red de baja tensión. Los
beneficios que fueron considerados en el análisis fueron la lectura remota, la desconexión y
reconexión remota, la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas y las reducciones en el
consumo debido a los cambios de hábitos de los clientes. Algunos de los datos de entrada como la
vida útil esperada aún se encuentran indefinidas, mientras que otros como las reducciones de
pérdidas potenciales, necesitan ser determinadas mediante programas pilotos, por lo que se
espera realizar estos programas por todo el país.
3.5.6 DESARROLLO DE MEDICIÓN INTELIGENTE EN CHILE
La medición inteligente en Chile se encuentra en una fase muy embrionaria con pequeños
desarrollos realizados por Chilectra, una de las empresas distribuidoras de electricidad más
importantes del país. Actualmente existe un piloto desarrollado por esta empresa denominado
“Smart City”, el cual consiste en un piloto de medición inteligente ubicado en la Ciudad
Empresarial – Huechuraba. El piloto está orientado a tres segmentos bien diversos que se
encuentran en este barrio, edificios, condominios de ingresos medios y sectores residenciales de
bajos ingresos. Para esto se están realizando pruebas en un edificio (El bosque de la Pirámide), un
condominio (Los Almendros) y un sector de bajos ingresos (El Barrero) ubicados todos en la
comuna de Huechuraba y muy cercanos entre si.
La primera fase, ya terminada, consistió en la instalación de los medidores y ya han comenzado las
tareas de monitoreo. Los medidores utilizados son medidores fabricados por la empresa ENEL. Los
equipos corresponden a medidores de cuatro cuadrantes con memoria y comunicación en dos
direcciones vía PLC banda angosta, los cuales también fueron usados en un proyecto español
denominado Proyecto Cervantes. La información es recolectada en concentradores que luego
envían la información vía GPRS hacia la empresa distribuidora. Los medidores utilizados
corresponden a medidores ENEL 2.0 los cuales cuentan con una tecnología más avanzada que los
medidores instalados originalmente por ENEL en Italia (donde los medidores de ambas
generaciones suman más de 30 millones).
Este piloto es coordinado por una pequeña división de Chilectra compuesta de 5 profesionales y
un director de área. Cabe notar que CAM ya no es parte de Chilectra y que una pequeña unidad
de Chilectra administra contratos con esta y otras empresas, coordinando labores de medida que
se apoyan en más de mil contratistas. Entre estos contratos se puede destacar la explotación de la
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plataforma de comunicación para clientes residenciales (que bordean los 150.000 clientes) la de
clientes de mayor tamaño.
Chilectra han instalado medidores electrónicos con ciertas funcionalidades, a veces referidos como
inteligentes, en más 150.000 clientes residenciales, los cuales realizan una lectura del consumo de
energía acumulado una vez al día durante la noche. El foco de la mayoría de estas instalaciones ha
sido el control del hurto, por lo que muchos de estos medidores tienen la capacidad de realizar
corte y reposición automática del suministro, siendo posible habilitar el suministro de un cliente
moroso en muy corto tiempo. Se ha logrado incluso realizar en hasta 15 minutos posterior al pago
de su deuda, aunque el tiempo depende de la forma y lugar de pago (el máximo obligatorio es de
24 horas). Por otra parte, grandes clientes, mayores a 500 kW, como el Metro y muchas otras
industrias donde el insumo electricidad es fundamental, tienen desde hace años medidores
inteligentes e incluso algunos avanzados sistemas de gestión energética.
Si bien se tienen grandes expectativas, existen algunas limitantes que han sido detectadas por este
y otros pilotos, por lo que es muy importante que las empresas se familiaricen con las tecnologías
antes de emprender en una de ellas. Por ejemplo, debido al sistema tipo “Hand Shaking87” que los
medidores utilizan para reportarse con el concentrador, a veces se detectan episodios de espera
muy prolongada, debido a que algunos medidores no responden. Una forma de evitar este
problema es la instalación de un mayor número de concentradores en la vecindad de los
medidores, pero esto incrementa los costos de capital y costos de operación. Además, este
problema debiera acentuarse en redes con una mayor intervención, como en comunas antiguas
como Recoleta o Independencia, donde se espera la tecnología PLC no funcione tan bien o tan
económicamente como en otras.
Para poder acceder a la medición inteligente y la tarificación flexible, es necesario realizar cambios
de medidores. Estos cambios conllevan no solo el cambio del equipo de medición, si no que la
mantención de toda la infraestructura de comunicación y gestión de datos (empresa, división de
medición, etc.). Además, un factor que no puede dejar de considerarse en el caso chileno a la hora
de evaluar los beneficios de estos pilotos, es el hecho que la lectura pedreste de medición es de
muy bajo costo, por lo que competir contra el sistema tradicional en términos de costo es difícil.
3.5.6.1 INTERÉS DE LA INDUSTRIA EN IMPLEMENTAR MEDICIÓN INTELIGENTE
De acuerdo a algunas consultas realizadas a ejecutivos de las empresas distribuidoras de
electricidad, uno de los principales intereses para las empresa es mejorar el pliego tarifario actual
mediante el uso de medidores inteligentes. Actualmente el pliego tarifario considera tarifas que
87
El concentrador interroga a los medidores uno a uno, esperando recibir respuesta afirmativa de todos antes de enviar la información vía GPRS a la empresa distribuidora
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dependen de forma importante de estimaciones de cantidades eléctricas como las tarifas de
potencia contratada, donde en definitiva, la potencia a contratar es estimada y no medida. En el
pasado, estas tarifas eran justificables debido al alto costo de medición, pero hoy en día, en un
escenario con costos de medición bastante bajos, ya existe muy poca necesidad real de estimar,
especialmente cuando se trata de clientes no residenciales, con niveles de consumo más elevados.
Además, los medidores inteligentes permitirían la recolección de información detallada de los
clientes, por ejemplo información de las curvas de carga. Con esta información la empresa será
capaz de gestionar de mejor forma sus contratos, comprando la electricidad de forma más exacta.
Así la empresa podrá evitar encontrarse en una situación de sub o sobre contratación, debiendo
comprar o vender en el mercado spot, según corresponda. En este aspecto, la instalación de
medidores inteligentes en clientes libres de gran envergadura puede generar gran impacto, debido
a que estos corresponden a un porcentaje importante de la demanda total, por lo que se puede
generar un gran impacto. En el caso de Chilectra, por ejemplo, un 40% de los consumos
corresponden a clientes de este tipo.
Existe mucho interés en la capacidad de los medidores inteligentes para reducir el nivel de hurto
en las empresas distribuidoras. Si bien Chile se encuentra en una mucho mejor posición que otros
países de la zona, el nivel del hurto (aproximadamente un 6% del total de energía vendida en el
caso de Chilectra) representa una pérdida importante para las empresas. Los medidores
inteligentes representan una oportunidad para las empresas de reducir este porcentaje de forma
costo-efectiva en algunas áreas. En el caso de los medidores con comunicación PLC, tanto el
concentrador como los medidores son capaces de medir el consumo de electricidad en cada uno
de los empalmes. Debido a que existe una medición física (la línea de potencia) entre el medidor y
el concentrador, ambos dispositivos pueden medir la cantidad de energía entregada. De no
concordar esta energía, puede sugerirse que existe hurto de energía u otra anomalía. Con esta
capacidad es posible notificar y despachar un móvil a verificar la situación o eventualmente
desconectar un consumo de forma automática y remota, siendo capaz de reducir los niveles de
hurto de forma importante, ahorrando muchos recursos para la empresa88. Es por esto que
muchas empresas latinoamericanas ya tienen un cierto grado de penetración de medidores con
inteligencia limitada enfocados en el control del hurto.
Si bien se dijo que el costo de medición pedestre era muy bajo, existen otros costos asociados a la
medición que debido a su alto valor, representan un incentivo para las empresas de distribución al
88
Es importante destacar en este punto que debe considerarse la propiedad de la información obtenida por los medidores. En un escenario futuro podría ocurrir que la regulación respecto a esta materia establezca que la información es de propiedad del cliente y faculte a este para vender la información a quien más le convenga. Si bien no siempre es deseable que las empresas distribuidoras se dediquen a estudiar la información, ya que existen otros con mayores capacidades (ej: consultores dedicados al retail), esta posibilidad debe ser considerada en el análisis futuro de la rentabilidad de instalar medidores inteligentes.
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desarrollo e instalación de medidores inteligentes. Los medidores convencionales trifásicos, los
cuales miden energía y potencia, tiene un sistema de reinicio que les permite establecer cambios
de hora y fecha para motivos de tarificación (horarios de punta y fuera de punta). Este dispositivo
de reinicio, el cual se encuentra sellado, debe ser accionado en forma manual medidor por
medidor. Si bien intervenir un medidor para este propósito es sencillo y barato en forma masiva
(en un laboratorio), realizar estos ajustes in situ puede representar un costo altísimo para la
empresa. El costo de visitar el medidor puede incluso superar el costo mismo del medidor. Para el
caso de medidores de Chilectra un medidor simple de energía puede costar alrededor de 19 mil
pesos, mientras que el arriendo del mismo cuesta aproximadamente 500 pesos. Una visita para
verificación en terreno de un medidor puede llegar a costar 15 pesos, por lo que poder realizar
tareas remotas en el medidor, como establecer estructura de tarifas y actualizarlas, puede
significar importantes ahorros.
El problema anteriormente descrito se agrava cuando los medidores no pertenecen a la empresa
si no que a un tercero. El medidor puede ser de propiedad de la empresa distribuidora y
arrendarlo a los clientes, puede ser vendido por la empresa distribuidora al cliente o puede ser
comprado por el cliente a un tercero. Tiempo atrás la SEC falló que, sin importar la propiedad de
los medidores, el cambio de horario de los medidores necesario para mantenerlo con el horario
definido por el gobierno de Chile, será de responsabilidad y costo de la distribuidora respectiva,
asumiendo todos los costos de ello. Dadas las tecnologías actuales de medición, los cambios de
horario tienen un gran costo, que hoy en Chile están siendo enfrentados por las empresas y no los
clientes, creando más interés en estas últimas por avanzar en la medición inteligente. La
sincronización de los medidores y otras labores de este tipo es aún más dificultosa y costosa para
la empresa distribuidora en el caso de medidores de terceros, por lo que el argumento de la
medición inteligente se refuerza aún más en estos casos.
Otra área de interés para la industria es el mercado de la eficiencia energética. Mientras que el
mercado de la instalación y arriendo de medidores convencionales significa una ganancia menor
para las empresas distribuidoras, el mercado de servicios de eficiencia energética representa un
nicho económico creciente y de grandes beneficios. Si bien es posible pensar que la distribuidora
no tiene incentivos claros para apoyar la eficiencia energética, debido a que a una mayor cantidad
de electricidad vendida, mayores son sus ganancias; en la práctica hay empresas donde la
eficiencia energética se desarrollará con o sin el apoyo de las distribuidoras. Las distribuidoras se
interesan entonces por liderar esta porción del mercado, de manera de capturar las ganancias
obtenidas de su explotación y de otra forma serían capturadas por su competencia. Si bien las
empresas distribuidoras ya tienen unidades de eficiencia energética, este nicho aun no se
encuentra completamente explorado, existiendo gran valor en la instalación de medición
inteligente.
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Tabla 18 - Características de medidores utilizados en Chile
Marca Modelo Origen Medición89
Aplicación Bidireccional
Tipo I Landis + Gyr E22A Brasil E act, E reac,
Dda
Dda No
Linyang DDS71 China E act directa No
Tipo II Complant MEP01 China E act directa Antifraude No
Osaki DDS994 EE.UU. E act directa Antifraude No
Delixi DDS607 China E act directa Antifraude No
Tipo III Actaris ACE 1000 Inglaterra E act Multitarifa opcional
Actaris ACE 2000 Inglaterra E act, Dda TOU opcional
EMH ED1 Alemania E act Bid, TOU,
Comunicación
opcional
Eister A220 Inglaterra E act, Dda Control, PQ,
Antifraude
opcional
De acuerdo a lo expuesto por Gallardo (2010), en chile existen principalmente tres tipos de
medidores instalados. Los medidores de tipo I corresponden a medidores electromecánicos que
tienen la posibilidad de rotar en dos direcciones, pero tiene un tope mecánico que evita que se
registre en sentido reverso. Estos medidores tiene un registro ciclométrico que lleva la cuenta de
los kWh consumidos, por lo que si el cliente genera mayor electricidad que la que consume, se
genera un error de lectura, debido a que este puede alcanzar el valor 000, para luego alcanzar el
valor 999. Existen otros medidores tipo II, los cales están enfocados en funciones antifraudes,
corte y reposición de suministro vía comunicación PLC y sólo registran energía de forma directa y
no inversa. Finalmente, los pilotos actualmente en curso utilizan medidores tipo III, los cuales
corresponden a equipos multivariables, multifacturación, con múltiples canales de comunicación y
registro directo e inverso de energía. La Tabla 18 muestra un resumen de los principales
medidores utilizados en Chile exponiendo la marca, modelo, origen, tipo de medición, aplicación y
si posee o no comunicación bidireccional (Gallardo, 2010).
3.5.6.2 ECONOMÍA DE LOS MEDIDORES INTELIGENTES EN CHILE
Para vencer la barrera de alto costo y poder gozar de los beneficios de la medición inteligentes en
Chile es necesario tener acceso a precios mayorista con muy altos volúmenes. Para esto es
necesaria la estandarización de protocolos e infraestructura de medición, de manera que los
medidores y sistemas de información y comunicaciones de diversas empresas sean compatibles
entre sí. Esto permitiría además organizar grandes licitaciones conjuntas entre empresas y
comprar un gran número de medidores para abastecer mayores áreas del país y no perjudicar a las
89
E act directa= Energía Activa directa, Dda = Demanda máxima
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empresas más pequeñas. Empresas más pequeñas podrían también dejar la administración de la
medición a otra distribuidora o en una empresa tercera experta. De permitir que cada empresa
utilice su propio sistema y protocolos, los costos de los medidores se verán incrementados debido
al bajo número de compra de equipos por empresa y el potencial de explotación de los mismos
sería más limitado. Para licitar es fundamental establecer claramente las funcionalidades, los
protocolos de comunicación a utilizar, por lo que debiera existir una estandarización a nivel
nacional como estrategia de desarrollo. Así será posible obtener los mayores beneficios de la
instalación de los medidores e intentar costear la infraestructura necesaria para su instalación y
operación.
En esta materia varias distribuidoras ven con interés la experiencia brasileña, donde se han llevado
a cabo audiencias públicas donde son invitados empresas y grupo de interés, para definir las
funcionalidades mínimas de un medidor inteligente. De esta forma los brasileños esperan poder
comprar un número elevado de medidores (muchos millones) y no unos cuantas decenas de miles,
esperando obtener precios muy bajos. Esto es comparable a la experiencia italiana, quienes luego
de establecer un estándar establecieron una meta de 32 millones de medidores lo que les permitió
acceder a costos menores que los estimados por distribuidoras estadounidenses. Ahora la
situación internacional es más ventajosa, pues las mayores empresas han pagado los costos de
desarrollo de estas tecnologías y más suministradores están en condiciones de proveer medidores
y la infraestructura adecuada a bajos costos.
Cabe notar que dentro de una misma empresa distribuidora en Chile existen diversas opiniones
respecto de los estándares a utilizar, pero en general se coincide en la necesidad de introducir los
avances tecnológicos a la plataforma de distribución y “activar” a un mayor porcentaje de clientes.
Consultando por la importancia de estandarizar, ejecutivos de empresas distribuidoras
comentaron los problemas de la falta de estandarización en las redes de distribución chilena.
Debido a que la media tensión en distribución se desarrolla en diversos voltajes que van desde los
12 kV hasta los 23 kV pasando por 13 kV, 13.2 kV y 15 kV, dificultando el suministro de equipos de
respaldos. Muchas veces cuando una empresa de distribución se ve sujeta a contingencias no
puede recibir el suministro de respaldo de otras empresas debido a que sus tensiones de media
tensión no son las mismas, generando mayores costos en el suministro y de inventarios y mayores
tiempos de respuesta. Este problema incluye a todos los equipos de media tensión y los
transformadores de poder que la bajan desde la subtransmisión a media tensión de distribución.
Sólo la instalación masiva de medidores inteligentes a clientes residenciales permitiría viabilizar la
instalación de una infraestructura de comunicación a estos, pues los costos de las comunicaciones
son muy importantes y la masividad permite reducir los costos al compartir instalaciones con más
usuarios.
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En proyectos de medición a distancia, el costo de la comunicación incluyendo transacción de
datos, mantención de la plataforma de comunicación, equipos de comunicación, etc. tiene un
costo aproximado de 2 UF mensuales para una empresa grande que maneja ciertos volúmenes y
cierto poder de negociación. Este costo es transferido sin problemas a clientes grandes, que
pueden costearlo y donde puede incluso ser despreciable respecto de su factura mensual de
electricidad. Si un sistema de comunicación similar se implementara en clientes pequeños de
forma individual este costo sería prohibitivo. 2UF es probablemente mayor que la cuenta de
electricidad de la mayoría de los clientes residenciales. Sin embargo, utilizando concentradores, se
puede compartir un canal entre muchos clientes y este costo puede ser dividido entre ellos. Un
concentrador instalado podría en forma realista reunir la información de 150 clientes, y luego
enviarla a la central (en algunos lugares favorables se podría compartir entre mas clientes, pero en
otras sería entre menos). Si se considera el costo de 2 UF mencionado anteriormente y se
distribuye entre 150 clientes, cada uno de los clientes estaría pagando aproximadamente 150
pesos chilenos, llevando el costo de comunicación al mínimo. Así es posible afirmar que la
comunicación de una infraestructura de medición inteligente masiva, costaría a sus clientes entre
150 y 300 pesos al mes, valor bajo, pero no despreciable en una cuenta de una familia de escasos
recursos. A este costo se debe sumar al arriendo mensual del medidor, que con mas capacidades y
funcionalidad, incluyendo comunicación, sube su costo marginal y su precio de venta, lo que pone
de manifiesto la necesidad de utilizar medidores con las capacidades a utilizar (sin pagar por
avances que no se usen), con un grado de estandarización suficiente y volúmenes de venta tales
que sus precios sean bajos.
Otro argumento para la instalación masiva es el hecho que normalmente para diferentes tarifas a
aplicar y diferentes capacidades de empalme, el mismo equipo es utilizado. Normalmente los
medidores inteligentes son completamente programables, soportando todo tipo de tarifa flexible
(de 7 a 30 tarifas). Además, cuando un cliente realiza cambios de capacidad, si bien la
infraestructura del empalme debe modificarse (cambiando protecciones, automáticos, etc.), el
medidor puede ser el mismo que el utilizado previamente.
En este sentido, antiguamente el aumento de capacidad que implique cambio de medidor podía
significar un gran costo, ya que algunos medidores eran muy costosos. Sin embargo, hoy en día el
costo de un medidor inteligente con igual capacidad puede ser mucho menor. Hace un par de
décadas, medidores con capacidades de almacenamiento de datos costaban varios miles de
dólares, mientras que ahora sólo un par de cientos.
Para el caso de Chilectra, un medidor monofásico de medición simple de energía tiene un costo de
arriendo de 514,7 pesos mensuales para clientes con empalmes entre 10 A y 50 A 90. Este costo
90
Tarifas Servicios regulados Chilectra actualizados a marzo del 2012: http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/13ba150044100acc969d9e65fe3686ef/Servicios_Regulados_2012_03_01.pdf?MOD=AJPERES&Tipo=DOC
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corresponde al medidor de uso masivo en el país. Para clientes con una capacidad mayor (entre
50 A y 150 A), el medidor utilizado corresponde a un medidor trifásico en baja tensión sin
indicador de demanda, con un costo de arriendo de 2.579,7 pesos. Finalmente para clientes de
mayor tamaño, el medidor utilizado es un medidor trifásico con indicador de demanda máxima, a
un costo mensual de 4.009,0 pesos. Como se ve estos costos no dependen directamente de la
capacidad instalada del cliente, si no que de la tecnología del medidor utilizada. De estos, el
medidor trifásico con indicador de demanda tiene capacidades para registro en intervalos apto
para tarifas Time –of – Use. Considerando esto junto al análisis del costo de una infraestructura
de comunicación descrito anteriormente (con un valor de la comunicación entre $150 y $300), es
posible realizar una aproximación inicial al costo por punto para la instalación de medidor con
telemedición bajo la realidad Chilena, llegando a un valor aproximado de unos $4.300. Una versión
monofásica de este medidor debiera rondar los $2.000 a $2.500, homologable a la complejidad
técnica de los medidores trifásicos sin indicador de demanda los cuales tiene un costo de arriendo
levemente superior a $2.500 pesos.
Como se ve, los valores por punto de medición para implementar telemedición son muy
superiores al costo de arriendo de un medidor convencional con medición simple de energía (8 a 9
veces el costo de arriendo). Además, considerando que este costo no depende de forma
importante de la capacidad del cliente 91 , el costo de implementar medidor con telemedida y
capacidades TOU deberán ser asumidos por clientes grandes y pequeños por igual.
Esta diferencia de costos entre una futura opción de telemedición y los medidores monofásicos
con medición simple puede significar una importante barrera para el desarrollo de la medición
inteligente. Esta diferencia de costos, sin embargo, puede ser abordada y reducida si se logra una
instalación masiva de estos medidores más avanzados. Para esto como se dijo, se requiere
estandarización y esfuerzos en la reducción de la tecnología en específico que se utilizará para
realizar el desarrollo, debiendo ser esto parte de una política pública.
Hasta ahora, incluso los medidores de más bajo costos no tienen costos tan bajos como pudiera
esperarse. Esto se debe en parte a que no ha existido un esfuerzo sistemático en reducir estos
costos, debido a que el costo de arriendo del medidor no significa una componente importante en
los costos totales incurridos por los clientes por su suministro de electricidad. Sin embargo,
cuando se decide realizar un desarrollo a nivel de país en medición inteligente, la medición y por
tanto los medidores, se convierten en sujeto de políticas de desarrollo. Esto permite pensar que
91
Típicamente un cliente residencial de alto consumo utiliza aproximadamente 40 A de corriente lo que equivale entre 20 y25 kW. Si se tiene una instalación de 30 kW se tendrá que utilizar medidor trifásico. Las diferencias de costos de la instalación empalme – medidor se encuentran principalmente contenidas en el costo del empalme y no en la diferencia de costo de arriendo del medidor (el costo de un empalme monofásico hasta 10 kW tiene un valor de $20.638,6, mientras que la próxima ampliación a empalme trifásico entre 6KW y 20 kW tiene un valor de $57.854,1)
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en un futuro, bajo un escenario favorable de desarrollo, los costos de medición inteligente por
punto podrían llegar a ser mucho menores de lo estimado en las condiciones actuales.
Esto puede apoyarse en la comparación de costos de medición entre Chile y el mundo. En el caso
de Chile, los costos actuales de provisión de medidor en Chile para medidores trifásicos de baja
tensión bordean los $148.000 pesos92 y $307.000 el mismo pero con indicación de demanda. El
costo de inversión de estos últimos medidores en Chile ronda las 7 UF ($150.000 aprox.). Por otra
parte, el costo por punto de medición en la experiencia internacional se encuentra ahora entre los
US$100 y US$120 aproximadamente (unos CL$60.000). Este costo ha ido bajando en los últimos
años y es bastante mas bajo que el precio de un medidor individual en Chile, pues incluye la
explotación de economías que los costos de medidores locales no tienen aun. En esta línea, Rámila
(2009) estima un costo por punto de medición incluyendo infraestructura de comunicación para
medidores inteligentes residenciales en Chile de unos US$130. La componente más importante en
este costo es efectivamente el costo del medidor, el cual se asume a un costo competitivo según
se observa en la experiencia internacional. Así de conseguirse una masificación en la instalación de
un medidor TOU telemedido sería posible acceder a costos sustancialmente menores de los que se
observan hoy en día, por lo que el costo por punto de medición debiera verse reducido en forma
importante. Mas detalles del caso de estudio de Santiago ver anexo 10.4. Cabe notar que el
referido estudio corresponde a una tesis de magister supervisada por prestigiosos académicos e
ingenieros de la industria, pero no tiene la robustez que requiere un estudio para realizar políticas
públicas a partir de él.
Por último, es importante considerar que la instalación de medidores inteligentes puede permitir a
las empresas distribuidoras expandir su mercado. Hoy en día, en proyectos masivos como los
inmobiliarios, muchas veces las empresas buscan a instaladores que le ofrezcan la instalación de
empalme y medidor a un costo reducido, generando inconvenientes para la empresa
distribuidora. De instalarse de forma masiva medición inteligente, debido a los requerimientos de
estandarización, la empresa distribuidora tenderá a ser el mejor suministrador la tecnología por
razones de compatibilidad y volumen. Así la empresa puede ofrecer un precio preferencial a los
instaladores, de manera de vender medidor y empalme y mantener la propiedad de los
medidores. La captación de mayores beneficios debido a la apertura a nuevos mercados, podría
permitir a las empresas ofrecer costos menores por punto de medición, debido a los beneficios
capturados en forma adicional.
92
Chilectra: http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/ngchl/ChilectraCl/Hogar/Cuentaconsu/Todo+Sobre+Tarifas/
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3.6 TARIFAS FLEXIBLES BASADAS EN MEDICIÓN INTELIGENTES
Con el surgimiento de nuevas tecnologías inteligentes de medición y comunicación, ha surgido la
idea de la implementación de sistemas tarifarios mucho más complejos y flexibles que los
esquemas convencionales, con un enfoque desde el “Demand response management” o gestión
de la demanda, basándose en el uso integral de tecnologías inteligentes de medición que permite
activar a la demanda. Este esquema responde a una actualización de los esquemas tarifarios
flexibles ya existentes en el mundo, de manera que integren elementos tecnológicos avanzados
con conceptos prexistentes, dando un rol mas activo a la demanda, permitiendo a veces incluso
tratarla como un recurso. Cuando la generación escasea o es costosa, un cliente final que reduce
su consumo puede agregar tanto valor como el generador que proveería ese MWh adicional o
incluso más, pues puede aliviar restricciones y demandas sobre la infraestructura existente,
postergando necesidades de inversión y los costos de capital asociados.
Incluyendo los pilotos de ToU masivos que se desarrollaron desde los 70’s, mas de un centenar de
pilotos se han desarrollo a nivel mundial para estudiar los beneficios y costos de las tarifas flexibles
y su implementación. Si bien muchos de ellos han sido mal formulados, o no suficientemente
extensos en tiempo o cobertura para sacar conclusiones significativas, ya en 1980 varios pilotos y
los estudios asociados permitieron sacar importantes conclusiones respecto de la conveniencia de
estas tarifas. Con esto se generalizó el uso de tarifas ToU, ya se opcional o mandatoriamente, para
clientes con consumos altos.
Con los medidores inteligentes la historia se repite93. Ahora es posible no sólo reducir los costos de
medición, sino que también acceder al cliente con frecuentes actualizaciones de precios con bajos
costos de comunicación. La baja en estos costos permite revaluar la conveniencia de aplicar tarifas
flexibles a clientes de menor consumo, así como estudiar que tipo de estructura tarifaria es mas
beneficiosa para la sociedad, pues muchas veces se observa que no es beneficioso transmitir
continuamente señales de precio cambiantes a los clientes, aunque la tecnología así lo permita.
Estos nuevos enfoques de tarificación más flexible, basados en tecnologías inteligentes, han
estimulado la implementación de diversos programas pilotos alrededor del mundo, orientados a
estudiar el efecto de estos esquemas tarifarios más complejos en el consumo de electricidad de
los clientes finales. Gracias a la caída en los costos de medición, comunicación y gestión, los
clientes masivos residenciales pueden ser alcanzados a bajo costo, con tarifas más complejas, de
más frecuente y rápida actualización y los pilotos ayudan a estudiar cual es la tarifa y sistema de
interacción mas beneficioso para la sociedad, permitiendo ir bastante mas allá que el ToU
tradicional.
93
Véase por ejemplo Aubin (1995) describiendo la experiencia de Francia en EdF, pasando de un sistema ToU tradicional (que permitió aplanar la curva de carga diaria hasta cerca de un 90% de factor de carga) a un sistema que incorpora condiciones de tiempo real, enviando un aviso previo a eventos de alto precio y demanda: http://83.145.66.219/ckfinder/userfiles/files/pageperso/fougere/jae_95.pdf
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Dentro de los países que han implementado éste tipo de programas, es posible identificar a
Finlandia, España, Austria, Holanda, Estados Unidos, Corea, entre otros. Todos países con un
importante nivel de desarrollo y como tal, un relativamente alto nivel de consumo eléctrico
domiciliario.
En estos países, las tarifas que principalmente han considerado los programas son las tarifas tipo
Critical Peak Pricing, Peak Time Rebate, Time of Use, Hourly Pricing; probando además el efecto de
tecnologías inteligentes complementarias para automatizar la respuesta (termostato inteligente
por ejemplo) y el uso de “displays in home” como las Energy Orbs para transmitir de mejor forma
las señales a los usuarios. Para Estados Unidos, es importante destacar algunos programas pilotos
implementados, los cuales han mostrado un importante grado de avance, aunque siempre
manteniéndose en una fase experimental y de estudio. Algunos proyectos importantes en éste
país son: el Power Cents DC implementado en Washington; AmerenUE en Missouri; Programa
piloto de evaluación de impacto en las tarifas en California y el programa de tarificación
inteligente implementado por BGE, Baltimore, entre otros. Algunos detalles de estos programas se
observan en la Tabla 19.
Tabla 19 - Algunos programas pilotos de tarificación flexible inteligente implementado en Estados Unidos
Programa/Distribuidora Ciudad-
Estado
Características/Resultados
PowerCents DC WASHINGTON DC.
EMPRESA DISTRIBUIDORA PEPCO
WASHINGTON Iniciado en el año 2008 a prácticamente 900 consumidores residenciales por el periodo de un año.
Se sometieron a 3 tarifas; Critical Peak Pricing”, “Critical Peak Rebate” y “Hourly Pricing,
observándose reducción del consumo en los horarios críticos entre un 4% y 34% para verano y un
2% a un 13% durante el invierno. La tarifa más efectiva en reducción fue la CPP
PROGRAMA PILOTO DE
EVALUACIÓN DE IMPACTO EN LAS
TARIFAS. CALIFORNIA
CALIFORNIA Iniciado en el año 2003 a 2500 clientes y finaliza el año 2004. Las tarifas implementadas fueron
TOU y dos variedades de tarificación de horas punta critican CPP-Fxed y CPP-Variable. Los
resultados para clientes residenciales no fueron tan sorprendentes teniendo resultados entre 0.6%
y 16%. Se atribuyen algunos malos resultados a un mal diseño de la muestra de clientes estudiado
(muy pequeñas).
AMERENUE CRITICAL PEAK
PRICING PILOT. EMPRESA
DISTRIBUIDORA AMEREN
MISSOURI Iniciado el año 2005. El estudio concluye que no hay una gran significancia en el cambio de
demanda en las horas punta. Se puso a prueba una tarifa Critical Peak Pricing con y sin tecnología
de termostato inteligente (set point cambia según horario). Se cuantifica un ahorro promedio de
0,63 kW y 1,36 kW por cada participante (sin termostato inteligente y con termostato inteligente).
PROGRAMA DE TARIFICACION
INTELIGENTE. DISTRIBUIDORA
BALTIMORE ELECTRIC & GAS
BALTIMORE Abarcó 1875 clientes durante un periodo de 4 meses en el año 2008. Se lograron variaciones
importantes en la demanda de los horarios críticos. Las tarifas implementadas fueron tarifas de
horario punta CPP y Peak Time Rebate (PTR), un sistema PTR - Low y un sistema PTR - High. Se
estudiaron casos con displays in home (energy orb) y sin esta tecnología. La reducción de demanda
alcanzó hasta un 32% en el caso con Energy Orbs mientras que sin la tecnología se alcanzó un 20%
de reducción (tarifa CPP)
Una crítica transversal a estos pilotos es que se desarrollan durante meses o pocos años, por lo
que no logran rescatar cambios de consumo más lentos o de más largo plazo. Cambios en el
consumo asociados a los cambios de hábitos que tardan en concretarse, o cambios asociados a
inversiones (o a cambios en la conducta frente a decisiones de inversión) que pueden traducirse
posteriormente en cambios de consumo de largo plazo son pobremente rescatados. En este
último caso, el tiempo de desarrollo de los pilotos es suficiente para observar cambios de
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operación e inversiones muy menores, pero no de inversión de relevantes, que si pueden tener un
importante rol en el consumo.
3.6.1 TARIFAS FLEXIBLES UTILIZADAS EN PROGRAMAS PILOTOS
Las tarifas flexibles consideradas en los programas pilotos son muy similares en muchos aspectos a
las históricamente usadas en los programas de tarificación flexibles en diversas partes del mundo,
pero con mayores frecuencias de actualización. Estas tarifas están diseñadas para reflejar un
mayor costo en horarios donde la exigencia del sistema sea mayor, con el objeto de desincentivar
el consumo de la electricidad en dichos horarios. Sin embargo, las tarifas propuestas en los
programas pilotos son de mayor complejidad y comprometen el uso de tecnologías habilitadoras
como los medidores inteligentes, lo que les permiten actualizar sus valores abruptamente y
traspasar al usuario de mejor forma las señales de escases relativa de los recursos de generación y
transporte. Las tarifas consideradas en estos pilotos van desde la ya conocida Time Of Use (TOU),
hasta tarifas más complejas como el Critical Peak Pricing, Super Peak TOU y Real Time Pricing. Una
breve descripción y resumen de las tarifas utilizadas en los programas pilotos se presenta en la
Tabla 20.
Tabla 20 - Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos
Tarifa Descripción
Time-of-Use (TOU) Cobra altos precios durante las horas punta de los días de semana y un precio menor durante las horas fuera de punta y fin de
semanas
Super Peak TOU Similar a TOU con la excepción que la ventana de hora punta es más corta en duración (4 horas), dando una fuerte señal de
precio en ese horario.
Critical Peak Pricing
(CPP)
Se les cobra a los clientes un alto precio durante el periodo de punta en un número limitado de días críticos (15 o menos días); la
tarifa es descontada durante las horas restantes.
CPP-TOU
Combination
Una tarifa TOU en el cual se aplica un precio moderado de punta durante la mayoría de las horas punta del año, pero es aplicado
un alto precio de punta en un limitado número de días críticos.
Peak Time Rebate
(PTR)
La tarifa plana existente combinada con un descuento por cada unidad de demanda reducida por debajo de una línea base
predeterminada estimada durante las horas punta en días críticos
Flat Real Time Pricing
(RTP)
Una tarifa con variación horaria que sigue los LMPs (Precios Marginales Locales), pero con costos de capacidad asignados
igualmente a través de todas las horas del año
Critical Peak RTP Una tarifa con variación horaria basada en LMPs y sumado con un costo por capacidad aplicado sólo durante las horas críticas ,
creando una fuerte señal de precio en estas horas
En los programas implementados en el mundo, la tarifa flexible más utilizada y probada ha sido la
tarifa Time Of Use, que se viene aplicando en varios casos desde hace décadas.
Las tarifas propuestas en los pilotos, gracias a la capacidad de cambiar los precios en el corto y
mediando plazo, combinan de mejor forma que las tarifas tradicionales la transferencia de la
estructura de costos de suministro a los usuarios. De esta forma, la mayoría de estas tarifas
transmite al usuario señales con dos componentes:
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1) Las variaciones de costos de generación-transporte a lo largo del día y de los meses, tal
como lo hace una tarifa ToU. Estas son las estacionalidades típicas de la demanda y que
determinan las estacionalidades del costo de suministro energético (Precios spot
temporales y espaciales).
2) La señales de escases relativa asociadas a la infraestructura, para aquellas pocas
condiciones donde la demanda alcanza su pico y por lo tanto no sólo se está demandando
energía, sino que además se está demandando capacidad o infraestructura (y los costos
fijos y de capital de la misma).
En estas nuevas tarifas, la teoría del “Peak Load Pricing” y de los precios spot nodales espaciales se
combinan, generando precios que se entregan a mayor frecuencia.
A continuación se describen los pilotos antes mencionados con la información disponible
públicamente. Lamentablemente no toda la información es pública y en muchos casos no se
dispone de toda la información. Sin embargo, estos pilotos destacan también por disponer
públicamente de bastante información y ser relativamente bien llevados.
3.6.1.1 PROGRAMA PILOTO DE MEDICIÓN INTELIGENTE DE POWERCENTSDC–PEPCO
WASHINGTON DC
En el 2007, el Programa Piloto de Medición Inteligente, fue iniciado por PowerCentsDC, para medir
el impacto en el comportamiento del consumidor en cuanto a precios y mediciones inteligentes,
en el Distrito de Columbia. En julio del año 2008, cerca de 900 clientes residenciales de éste
Distrito, conectados a las instalaciones de la distribuidora PEPCO, recibieron electricidad mediante
uno de los tres diferentes planes de tarificación que se probaron y el programa duró
aproximadamente un año.
3.6.1.1.1 SISTEMAS DE TARIFICACIÓN
Las tres diferentes formas de tarificación fueron: la tarificación de horas puntas críticas; el
reembolso en horas punta críticas y finalmente una tarificación de precio horario. Sus siglas en
inglés son respectivamente CPP, CPR y HP94(eMeter, 2010).
La descripción de cada una de estas tarifas se aprecia con detalle en la Tabla 21. Destaca la
definición de horas puntas críticas, como las 60 horas en las que hubo mayor precio de la energía,
definiendo estos eventos en 15 días de trabajo normal durante el año (12 días en verano y 3 en
94
Las siglas CPP, CPR y HP corresponde a las siguientes tarifas: “Critical Peak Pricing”, “Critical Peak Rebate” y “Hourly Pricing” respectivamente.
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invierno) con rangos horarios específicos por estación (2 P.M. a 6 P.M. en verano y 6 A.M. a 8 A.M.
y 6 P.M. a 8 P.M. en invierno) (eMeter, 2010)
Tabla 21 - Descripción de los precios determinados por PowerCentsDC(eMeter, 2010).
Price Plan Description Example prices per kWh
High Price/Rebate Event Hours
CPP Slight discount during 8700 hours per year; much higher price during critical peaks (60 hours per year)
Critical peak: about 75¢; most times: 10.9¢
2 pm-6pm summer weekdays (12 events per summer); 6 am-8am and 6 pm-8 pm winter weekdays (3 events per winter)
CPR Rebates earned for reduction below baseline during critical peaks
Rebate: about - 75¢; most times: 11¢
Same as for CPP
HR Prices change hourly, following wholesale prices
Range from 1 ¢ to 37¢ High prices typically occur on summer weekday afternoons and winter mornings/evenings
3.6.1.1.2 CONCLUSIONES DEL PROGRAMA PILOTO
Los resultados que se encuentran detallados en la Tabla 22 muestran la reducción de la demanda
de electricidad en horas punta críticas en verano e invierno.
Tabla 22 - Reducción promedio de la demanda en horas punta críticas mediante el uso de las tres distintas tarifas (eMeter, 2010)
Price Plan Peak Reduction- Summer Peak Reduction- Winter
CPP 34% 13% CPR 13% 5% HP 4% 2%
Los resultados indican que la reducción de la demanda en las horas punta críticas en verano, fue
consistente con la señal del precio, mientras que la baja reducción lograda por la tarifa de precio
horario (HP), puede ser explicada por dos factores. Primero que los altos precios no fueron tan
altos como en el caso de CPP o CPR, y segundo que han disminuido los precios en promedio,
debido a cambios en el mercado (eMeter, 2010).
3.6.1.2 PROGRAMA PILOTO DE EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE LA TARIFICACIÓN EN
CALIFORNIA
El mercado eléctrico de California vivió una importante crisis durante los años 2000 y 2001. Esto
fue exacerbado por la falta de una tarificación dinámica que hubiese dado a los consumidores los
incentivos necesarios para disminuir la demanda durante las horas de punta (River, 2005).
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Frente al desconocimiento del efecto real que tendría ésta medida en los consumidores, se realizó
éste programa piloto para testear el impacto de las tarificaciones dinámicas y de TOU en sectores
residenciales y pequeños comerciales e industriales. En éste programa participaron 2.500 clientes,
comenzando en julio del año 2003 y terminando en diciembre del 2004 (River, 2005).
3.6.1.2.1 TARIFAS IMPLEMENTADAS
Las tarificaciones estudiadas incluyeron al tradicional TOU, donde la tarifa de la energía en las
horas de punta era un 70% mayor al de la tarifa estándar y cercano al doble del valor de la tarifa
en horas de baja demanda. Además, se testaron dos variedades de tarificación de horas de punta
críticas (CPP-F y CPP-V95), donde la tarifa en éstas horas era cinco veces mayor al valor de la tarifa
estándar y seis veces mayor a la de las horas de baja demanda, diferenciándose en la forma de
determinar las horas punta críticas y de notificar al cliente de éstas (River, 2005).
Con respecto a éstas dos últimas tarifas, la tarifa CPP-F tuvo un período de horas de punta crítica
establecido previamente, notificando a los clientes con un día de anticipación sobre la aplicación
de ésta tarifa. La tarifa CPP-V en cambio, tuvo un período variable de horas de punta crítica,
notificando a los clientes en el día de aplicación de la tarifa.
Además, en éste programa se realizó una subdivisión por sectores para la aplicación de la tarifa,
con énfasis en el estudio del impacto del uso del aire acondicionado. Así, en la tarifa CPP-F se
realizó una segmentación de los clientes en cuatro zonas, donde la zona 1 corresponde a la zona
con el clima más templado y la zona 4, a la que tiene el clima más caluroso. En el caso de la tarifa
CPP-V su aplicación fue dividida en dos grupos: el grupo A, que consiste en clientes típicos,
mientras que el grupo C, fue tomado de un grupo de clientes que había previamente participado
en un programa piloto de termostato inteligente (River, 2005).
3.6.1.2.2 CONCLUSIONES DEL PROGRAMA PILOTO
Los resultados se dividen en dos secciones: impacto de las tarifas en el sector residencial y el
impacto en los sectores comercial e industrial.
3.6.1.2.2.1 Conclusiones para el Sector residencial
La reducción de la demanda lograda al usar la tarificación TOU96 en las horas punta fue un 5,9%
durante el año 2003. Sin embargo, el año 2004 se observó que el impacto fue mínimo, con una
reducción de sólo un 0,6%. Una de las explicaciones que se da para explicar éste resultado, es que 95
Ambas siglas parten con las letras CPP “Critical Peak Pricing”, mientras que las últimas letras F y V indican “Fixed” y “Variable” respectivamente. 96
Time of Use
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el tamaño de la muestra no fue lo suficientemente grande para mostrar una tendencia
significativa. Sin embargo, también podría estar mostrando que el impacto de ésta tarifa en la
reducción de la demanda en las horas de punta es poco significativo (River, 2005).
En el caso del uso de la tarifa CPP-F97, tal como se aprecia en la Figura 17, la reducción promedio
de la demanda en las horas punta crítica fue de un 13,1%, mientras que en el resto de las horas
punta fue de un 4,7%. Más específicamente por zona, existe una diferencia considerable entre las
zonas 1 y 2, y las 3 y 4, lo que indica que los clientes residenciales que tenían aire acondicionado
en sus hogares tuvieron una mayor respuesta al precio, que los que no lo poseían (River, 2005).
Figura 17 - Porcentaje de disminución de la demanda en horas de punta, dividido en cinco zonas según su clima. La zona 1 corresponde a las zonas con clima más templado, mientras que la zona 4 representa a las zonas más calurosas
(River, 2005).
Finalmente, los resultados obtenidos para la tarificación CPP-V98 muestran que para el grupo A (en
el cual se consideró a los clientes con un consumo por sobre los 600 kWh mes) hubo una
disminución en la demanda en las horas de punta crítica de casi un 16%, mientras que el grupo C
presentó una disminución de la demanda en estas horas de un 27% que es considerablemente
mayor (River, 2005).
3.6.1.2.2.2 Conclusiones para el sector comercial e industrial
En éste sector, sólo se probaron las tarifas CPP-V99 y TOU. Además, se realizó una división adicional
para aquellos clientes con una demanda punta inferior a 20 kW (LT20) y en segundo lugar a los
que tenían una demanda de entre 20 kW a 200 kW (GT20). En el caso de la tarifa CPP-V, la división
entre los clientes A y los C ésta vez no fue tan clara, porque cerca de la mitad de los clientes A
(recordando que son los clientes típicos), poseían termostatos inteligentes por cuenta propia.
Así entonces, los resultados arrojaron que en el uso de la tarifa CPP-V la reducción del consumo en
las horas punta crítica para los clientes tipo A LT20, fue de un 6%, mientras que para los de GT20,
97
Critical Peak Pricing Fixed 98
Critical Peak Pricing Variable 99
Critical Peak Pricing Variable
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fue de un 9,1 %. En el grupo C, ambas categorías tuvieron una disminución de un 14,3% y 13,8%
respectivamente. La mayoría de éstos datos sólo contienen información del año 2004, porque no
se alcanzó a implementar completamente el año 2003 (River, 2005).
En el caso de la tarifa TOU, el impacto consistió en una reducción del consumo en éstas horas de
un 0,3% en el año 2003 y de un 6,8% en el año 2004 para los LT20, mientras que para los GT20 la
disminución fue de un 3,9% el año 2003 y 8,6% el año 2004. En el caso de los LT20, ocurre una
situación similar que en al caso residencial, donde el impacto en uno de los años es prácticamente
nulo (River, 2005).
3.6.1.3 AMERENUE CRITICAL PEAK PRICING PILOT – AMEREN MISSOURI
La distribuidora Ameren100, desarrolló un proyecto que permitía comparar las siguientes tarifas:
Time-Of-Use Pricing de tercer nivel con componente de Critical Peak Pricing y Time-Of-Use Pricing
de tercer nivel con Critical Peak Pricing, más una tecnología que mide en forma inteligente el
termostato y que regula de forma automática la temperatura de los clientes durante eventos
Critical Peak Pricing. Este estudio fue aplicado en el Estado de Missouri, obteniéndose los
siguientes resultados para un evento CPP, que se ilustran en la Figura 18. El gráfico de la derecha
(que tiene una mayor área achurada con amarillo) representa el plan que tiene incorporado la
tecnología de medición de termostato más Critical Peak Pricing (CPP) y el gráfico de la izquierda,
representa solamente el grupo que está bajo Critical Peak Pricing. Es evidente que se produce un
ahorro incluyendo la tecnología. Sin embargo, éste estudio concluye que el ahorro no es tan
significativo como se esperaba, cuantificando un ahorro promedio de 0,63 kW y 1,36 kW por cada
participante respectivamente.
Figura 18 - Resultados en forma gráfica del estudio. (Voytas, 2006)
100
http://www.ameren.com/Pages/Home.aspx
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3.6.1.4 PROGRAMA DE TARIFICACIÓN INTELIGENTE - BGE BALTIMORE
Baltimore Gas & Electric Company (BGE) requirió el diseño de un programa piloto para evaluar el
impacto de varios tipos de tarificación dinámica en clientes residenciales de ésta compañía.
La compañía comenzó su programa piloto de tarificación inteligente el 1 de Junio del año 2008 y
terminó el 30 de septiembre del mismo año, con una participación de 1.375 clientes residenciales
(Faruqui & Sergici, 2009).
3.6.1.4.1 TARIFAS IMPLEMENTADAS
BGE testeó tres estructuras dinámicas de tarificación: una tarifa dinámica de hora punta (llamada
también DPP101), que esencialmente es la tarifa crítica de hora punta combinada con una tarifa
TOU, y dos tarifas de hora punta con un sistema PTR102. Uno fue testeado con un bajo nivel de
reembolso (PTRL) y el otro con un alto nivel de reembolso (PTRH)103. Cada uno de los participantes
del programa piloto fue asignado a una de éstas tres tarifas. La tarifa promedio de los clientes
residenciales de BGE, que fue la tarifa estándar durante el período del programa piloto, fue de
US$0,15/kWh.
Además, se hicieron pruebas adicionales usando tecnologías de EnergyOrb104 (en este caso
particular, no se usó la tarifa dinámica de hora punta) y de switch A/C (Faruqui & Sergici, 2009).
3.6.1.4.1.1 Tarifa dinámica de hora punta
Bajo ésta tarifa, las horas entre las 2 P.M. a 7 P.M., en los días de trabajo normal, fueron
designadas como período punta, mientras que el resto de las horas fueron designadas como fuera
del horario punta. Además, en 12 días las horas de punta fueron llamadas horas de punta crítica,
en las que el suministro tuvo una tarifa mayor (Faruqui & Sergici, 2009). Ver Tabla 23.
Tabla 23 - Sistema de tarificación dinámica de hora punta (Faruqui & Sergici, 2009).
Time/ Day Category Rate ($/kWh)
2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Peak 0.14 2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Critical Peak 1.30
Weekends, Holidays & 7 p.m. – 2 p.m. Weekdays Off-peak 0.09
101
La sigla DPP es “Dynamic Peak Pricing” 102
Peak Time Rebate 103
La sigla PTR es “Peak time rebate”, mientras que PTRL y PTRH corresponde a las mismas siglas que para el caso de PTR, incluyendo la palabra adicional “low” y “high” respectivamente. 104
Dispositivo luminoso que avisa con diferentes colores el estado del precio de la electricidad (Típicamente alto y bajo)
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3.6.1.4.1.2 Sistema PTRL
Bajo esta tarifa, los clientes siguieron con la tarifa estándar de BGE. Sin embargo, en los 12 días de
horas de punta crítica entre las 2 P.M. y las 7 P.M., estos tuvieron la oportunidad de recibir un
reembolso de US$1,16 por cada kWh ahorrado, si su consumo estaba por debajo de lo que
consumían en esas horas normalmente (Faruqui & Sergici, 2009).
3.6.1.4.1.3 Sistema PTRH
Esta tarifa presentó las mismas condiciones que la tarifa PTRL, con la diferencia de que el
reembolso fue de US$1,75 en vez de US$1,16 por cada kWh ahorrado (Faruqui & Sergici, 2009).
Ver Tabla 24.
Tabla 24 - Sistema de tarificación PTRL y PTRH (Faruqui & Sergici, 2009).
Time/ Day Category Rate ( $/ kWh) Rebate per kWh Reduction Below Baseline Usage ($)
2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Standard 0.15 - 2 p.m. - 7 p.m. Weekdays Critical Peak 0.15 1.16 (PTRL), 1.75 ( PTRH)
Weekends, Holidays & 7 p.m. – 2 p.m. Weekdays
Standard 0.15 -
3.6.1.4.2 CONCLUSIONES DEL PROGRAMA PILOTO
La tarifa dinámica de hora punta logró una reducción del 20,1% de la demanda durante las horas
de punta críticas. Con el uso de las tecnologías de Energy Orb, ésta reducción llegó al 32,5%,
mientras que la tecnología de switch A/C sólo logró un 4.4%.
La tarifa PTRL, por su parte, logró una reducción de un 17,8% de la demanda durante las horas de
punta crítica, mientras que para el caso en que se usaron las tecnologías descritas, se obtuvo una
reducción del 23% y 28,5% respectivamente.
Finalmente, para el caso de la tarifa PTRH105, la reducción en las mismas horas mencionadas
anteriormente fue de un 21%, mientras que para el caso en que se usaron las éstas tecnologías, se
logró un 27% y 33% de reducción respectivamente (Faruqui & Sergici, 2009).
En la Figura 19 se observa en detalle lo mencionado anteriormente, comparando todas las
posibles combinaciones entre las tarifas y las tecnologías usadas en el programa piloto.
105
Peak Time Rebate High
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Figura 19 - Resumen de los impactos en la demanda de la hora punta crítica para cada una de las combinaciones posibles entre tecnologías y tarifas dentro del programa piloto (Faruqui & Sergici, 2009).
3.6.2 PROGRAMA TELEGESTORE – ITALIA
El programa Telegestore implementado en Italia busca implementar una estructura de medición
remota y automatizada para los clientes del sistema de distribución, la cual les permita la
implementación de un mayor grado de flexibilidad en la estructura tarifaria a la cual estos clientes
están sujetos. De esta forma, es posible establecer nuevas opciones tarifarias, a la vez que se
obtiene mayor información del sistema (Rogai, 2007).
En la actualidad, el programa Telegestore es una realidad, esperándose que para el final del 2011
todos los clientes italianos del sistema eléctrico de distribución posean equipados sistemas de
gestión automática de la medición (Rogai, 2007).
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3.6.2.1 ANTECEDENTES DE PROGRAMAS DE GESTIÓN REMOTA DE LA MEDICIÓN DE
CONSUMO ELÉCTRICO EN ITALIA
Desde los años 90 ENEL106 distribución ha experimentado con sistemas para gestionar y manejar
medidores de electricidad de forma remota. Si bien, los programas de gestión remota de la
medición mostraron ser costo efectivo a nivel industrial, surgía la pregunta de si ésta tecnología
podía ser rentable a nivel del mercado minorista de la distribución. En ésta línea, un piloto masivo
con 70.000 instalaciones (40.000 en Roma), confirmaron la viabilidad técnica de la gestión remota
basada en el uso de la red de baja tensión como medio de comunicación (Distribution Line Carrier)
(Rogai, 2007).
En un comienzo, se pensó que el uso de estas tecnologías no era costo efectiva a nivel masivo,
pero luego de la revisión de algunos casos en Estados unidos y el estudio del costo total de las
actividades de medición, ENEL decidió continuar el trabajo en programas de gestión remota de
medición, estableciendo un plan de negocios y contratos con productores de medidores.
3.6.2.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA TELEGESTOR - ITALIA
El programa telegestor posee como principales características la lectura remota de la energía
consumida y la potencia demandada, la eliminación de la estimación del consumo en base a
mediciones mensuales, programa tarifario multi- tarifa con programabilidad, incluyendo la opción
de una modulación diaria, semanal, mensual y estacional. Otras características son: el cambio
remoto de parámetros contractuales (por ejemplo la potencia máxima contratada), la desconexión
y re conexión remota del cliente, el monitoreo de la calidad de suministro para cada individuo, y la
detección y prevención de robos de electricidad (Borghese).
3.6.2.3 BENEFICIOS DEL PROGRAMA TELEGESTOR
Los principales beneficios del programa telegestor pueden dividirse en: beneficios para el
consumidor; beneficios para el sistema de potencia y beneficios para la distribuidora (ENEL).
Los beneficios para el consumidor consideran el conocimiento del consumo eléctrico real, gestión
remota de contratos, sistema tarifario adaptado y ahorros en las cuentas de electricidad.
106
Acrónimo de Ente Nazionale per l'EnergíaeLettrica, la mayor empresa italiana del sector
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Los beneficios para el sistema eléctrico de potencia son: la reducción de la demanda punta; el
incremento de la eficiencia energética y la reducción de emisiones GEI107 y la reducción de
pérdidas comerciales y técnicas.
Finalmente, los beneficios para la distribuidora son: el establecimiento de liderazgo en estructuras
de medición remota; la obtención de un mayor nivel de satisfacción para el usuario y la reducción
de los costos operacionales (Rogai, 2007).
3.6.3 COSTOS Y BENEFICIOS OBSERVADOS EN LA TARIFICACIÓN FLEXIBLES SEGÚN
EXPERIENCIA EN PROGRAMAS PILOTOS
Los beneficios de aplicar tarificación flexible, basada en medición inteligente son diversos. Con la
observación de los gráficos presentados en los programas pilotos revisados en la sección anterior
(Figura 17,Figura 18 y Figura 19), es posible ver la disminución de la carga, lo que se traduce en
menos contaminación y ahorro del costo del sistema, así como la disminución en costo de
inversión critica para el sistema. Otros beneficios que no están explícitos en los gráficos, es el
ahorro en la tarifa eléctrica de las personas que están bajo éste esquema tarifario. Para concluir,
se muestra un mapa de Estados Unidos, donde se observan los Estados en donde han sido
aplicados estos programas pilotos.
En éste sentido, el beneficio directo que se obtiene con un programa de tarifas flexibles como
éste, es la reducción de la inversión en el sistema eléctrico, retrasándose la instalación de nueva
capacidad de generación, lo que se traduce en una directa reducción de los costos del sistema y
los impactos que éste genera en su entorno y medio ambiente. En éste aspecto, Faruqui (2009)
estima para un programa tipo CPP con un 80% de participación de la población, que los beneficios
asociados al programa estarán repartidos entre ahorro por costo de nueva capacidad (72%),
ahorros de costos de transporte (12%), ahorros por costos de distribución, ahorros por concepto
de energía (6%)(Faruqui & Sergici, 2009).
Por otro lado, los costos asociados a éste tipo de programa se encuentran mayormente
concentrados en la inversión necesaria para instalar una red de medición inteligente que permita
su implementación. Si bien, en un comienzo éste costo puede ser alto, la masificación del uso de
tecnologías de medición inteligente pueden reducir considerablemente dichos costos (Faruqui &
Sergici, 2009).
107
Gases de efecto invernadero
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3.6.4 COBROS ASOCIADOS A REDES INTELIGENTES Y TARIFAS FLEXIBLES
Si bien existe un creciente interés en el desarrollo de redes inteligentes (SmartGrids) debido a los
amplios beneficios potenciales que conlleva, entre ellos, facilitar el desarrollo de energías
renovables, integración de vehículos eléctricos, mejoras en planes de eficiencia energética,
integración de servicios a través de la red, entre otros; la implementación de este tipo de
tecnologías resulta bastante costosa, requiriendo una gran inversión que debe ser remunerada a
las empresas de distribución a través de la tarifa eléctrica. En muchos casos, como ya se ha visto,
es necesaria la implementación de múltiples programas pilotos que permitan generar datos para
realizar estudios y analizar las mejores alternativas a implementar, tanto desde el punto de vista
tecnológico, como tarifario. Tal es el caso de los programas pilotos descritos previamente en el
presente informe. Aquí es importante notar que ha sido el regulador y las autoridades de gobierno
quienes han jugado un rol fundamental a la hora de crear los incentivos necesarios para el
desarrollo de estos programas y la implementación a gran escala de algunas medidas como la
implementación de tarifas flexibles, medidas de eficiencia energética y el uso de medidores
inteligentes, entre otros.
Dentro de los componentes de las redes inteligentes, uno de los componentes básicos es el
medidor y la infraestructura de información, comunicación y control asociada al mismo. La
mayoría de los pilotos desarrollados a la fecha son de medición de inteligente y normalmente
preceden la instalación masiva de medidores inteligentes para asegurarse de que los programas
son beneficiosos para la sociedad. Mas allá del medidor es mucho menos lo que se hace, los
pilotos de redes inteligentes son escasos, pues involucran instalaciones de potencia que son muy
costosas y que en general no son costo-efectivas, por lo que su uso típicamente se remite a puntos
específicos del sistema donde se tiene problemas o desafíos complejos, o instalaciones privadas
donde se requieren mayores estándares y por lo tanto estas se pueden financiar con cargo al
cliente respectivo. En este sentido los pilotos de redes inteligentes tienen el objetivo de ir
conociendo las tecnologías, sus usos, funcionalidades y desafíos, preparando al personal para su
uso y evaluación.
A continuación, se presenta el caso de la distribuidora ComEd en Illinois, la cual debe devolver
todos los cobros adicionales que efectuó a sus clientes para financiar la implementación de
medidores inteligentes dentro de un programa piloto de SmartGrid, debido a la resolución adversa
de la Corte de Apelaciones de Illinois.
3.6.4.1 CASO COMED ILLINOIS: DEVOLUCION
Commonwealth Edison Company (ComEd) es la distribuidora encargada de suministrar energía
eléctrica al norte de Illinois, esta empresa suministra cerca de 3,8 millones de clientes. En el año
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2009, ComEd inició la primera etapa de su programa piloto de SmartGrid, instalando smartmeters
en 9 comunidades suburbanas en Chicago. Actualmente la ComEd ha instalado más de 120.000
smartmeters en hogares de Illinois, permitiendo a los usuarios tener acceso a información sobre su
consumo y mejorar el servicio.
Debido a que se trata de un programa piloto, con el fin de recolectar datos; evaluar tarifas; entre
otras cosas, para una aplicación posterior a todos los clientes, el cobro por este programa se
realizó a todos los clientes, sin importar si fue instalado un smart meter en la propiedad. El costo
total del programa piloto de instalación de smart meter fue de USD 71 millones, esto se tradujo en
un aumento de la factura menor a USD 5 al año durante el 2010, en promedio ComEd recolectó
USD 1,30 al mes de sus clientes residenciales para financiar este programa (ComEd, 2010).
La Illinois Commerce Commission (ICC) permitió que ComEd recuperara los costos de exploración
de modernización de la red con tecnología Smart Grid. Basándose en que el programa era nuevo e
innovador, que si bien era un proyecto implementable éste no cabía dentro de las obligaciones de
la distribuidora. Además de los medidores, el desarrollo de software y hardware, y el proceso de
recolección de datos de los medidores eran etapas fundamentales en el desarrollo de una red
inteligente (Richman, 2010).
La Procuradora General de Illinois en conjunto con Citizen Utilities Board108, un grupo de defensa al
consumidor sin fines de lucro, solicitaron una revisión judicial al permiso de la ICC entregada a
ComEd. Argumentando que la ICC había creado un precedente para que las distribuidoras
agregaran cargos a los clientes para cubrir costos de inversión de proyectos y mejoras que son
responsabilidad propia de las distribuidoras (Richman, 2010).
El 1º de octubre del 2010, luego de 12 meses de litigación, la Corte de Apelaciones de Illinois anuló
la decisión de la ICC. Argumentando que el programa de SmartMeter no cumple los criterios para
justificar un cambio a la fijación de tarifas. Los gastos relacionados con smartmeter y las
tecnologías de SmartGrid no son inesperados, volátiles o fluctuantes, como indica ComEd en el
alcance del programa, por lo tanto son sus propios costos. Estos costos no son el resultado del
mandato legislativo, más bien son el resultado de la decisión de ComEd a innovar para reducir
otros costos. Por lo tanto, la empresa puede cubrir estos gastos. Por último, la ICC no tiene
ninguna evidencia de que los costos de la modernización del sistema podrían producir resultados
financieros inaceptables, si es que no son tratados de forma especial(Richman, 2010).
El 18 de octubre del 2010, ComEd emitió una solicitud a la ICC para poder completar la versión a
pequeña escala del programa de SmartMeter, esta medida temporal pretende transferir alguno de
los costos del plan piloto a las tarifas generales de ComEd (ComEd, 2010).
108
http://www.citizensutilityboard.org/ciLiveWire_IEP_ComEd_AMI_Pilot.html http://www.sparkenergy.com/blog/comed-smart-meters-study/
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En base a todo lo anterior, la empresa ComEd deberá restituir el dinero cobrado a sus clientes a
través de compensaciones en la facturación. La cantidad y el tiempo en que se restaurará el dinero
deben ser definidos por la ICC.
Esta resolución judicial agrega incertidumbre sobre las resoluciones futuras de la ICC, ya que estas
podrían ser anuladas nuevamente por la Corte. Además este tipo de decisiones desincentiva la
inversión en proyectos de Smart Grid y pone en riesgo la continuidad del programa, según ComEd.
Actualmente se discute un proyecto de ley especial para financiar la modernización de la
infraestructura eléctrica “Smart Grid Bill”, pero las asociaciones de consumidores no creen en los
estudios de beneficios presentados por las distribuidoras y ven ellas simplemente buscan
aumentar sus utilidades. Además no sienten que estén protegidas. ComEd indicó que el costo
medio por cliente sería bajísimo, USD$36 mas USD$3.4/año. Sin embargo, bajo la mayoría de las
legislaciones en EEUU, las empresas tienen el derecho a traspasar las alzas de costos a sus clientes,
por lo que no se tiene fe en estas tan convenientes cifras 109 y 110.Mayor información sobre
SmartGrid se presenta en los Error! Reference source not found. del informe.
109
http://www.citizensutilityboard.org/legislation_SmartGrid.html 110
https://www.comed.com/technology/smart-meters/Pages/smart-meter-faqs.aspx
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4 MARCO REFERENCIAL PARA LA DISCUSIÓN SOBRE TARIFICACIÓN FLEXIBLE
EN CHILE
El marco teórico de la tarificación flexible pretende sentar y clarificar las bases para un posterior
análisis de la implementación de este tipo de tarifas en Chile. En un análisis económico de Peak
Load Pricing se muestran los precios eficientes de electricidad en un escenario de oferta
monopólica bajo la existencia de condiciones variables y estacionales de demanda, con dos niveles
de demanda, baja y alta. Las condiciones de optimalidad se presentan por simplicidad para un
suministro monopólico, aunque conclusiones similares pueden obtenerse bajo diversos supuestos.
Considerando la expansión del parque generador, se demuestra que en escenarios donde la
capacidad de generación del sistema eléctrico se ve exigida, es eficiente cobrar a los clientes el
costo de producir la energía más el costo de desarrollo de la infraestructura eléctrica (capacidad
instalada de las plantas de generación y otras instalaciones para suministrar a los clientes). De esta
forma, los clientes que presionan la capacidad del sistema remuneran el costo marginal de largo
plazo del sistema completo y se incentiva la inversión en el sistema para asegurar el suministro
eléctrico. Se discute además la importancia del costo de la energía en el esquema de Peak Load
Pricing clásico, la relevancia de esta componente versus la componente de inversión, tanto en
países desarrollados (donde el costo de operación es más importante que el costo de inversión
debido al bajo crecimiento de la demanda y requerimiento de inversión), como en países en
desarrollo como Chile (donde el costo de inversión tiene un rol más importante debido a las altas
tasas de crecimiento de la demanda). Para dar sustento a este análisis se realiza una breve revisión
de la literatura del Peak Load Pricing, comenzando por las primeras intervenciones de la teoría con
Boiteux (1949, 1951) y Steiner (1957), hasta los avances un poco más recientes en esta materia.
También se presenta un análisis económico de la estructura tarifaria tipo Time Of Use (TOU),
mostrando los beneficios que obtiene el cliente al cambiar su perfil de consumo en respuesta a los
precios de una TOU. Si se compara una tarifa plana con una TOU y el cliente comúnmente modifica
su perfil de consumo, éste puede recibir beneficios tanto en el periodo punta como valle.
Típicamente existirían beneficios económicos al cambiar de una tarifa plana a una con precios que
varían en el tiempo, estas últimas proveen una mejor conexión entre los precios del mercado
mayorista y los consumidores finales, entregando una señal de precio eficiente al consumidor. Los
beneficios potenciales ocurren cuando el consumidor modifica su consumo en respuesta a los
precios variantes en el tiempo. Si el consumidor no modifica su consumo ante una tarifa TOU, lo
ahorrado en el periodo valle compensará el sobrecosto en horario punta. Sin embargo, estudios
revelan que existe una porción de clientes dispuestos a modificar su consumo.
En el diseño de tarifas flexibles es importante estudiar los beneficios de cada tipo de tarifa; los
costos asociados a su implementación (tecnológicos, educación al cliente, entre otros); identificar
las incertidumbres que generan en el mercado; por último, estudiar los parámetros que las
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definen y los datos necesarios para su correcto diseño. Estos elementos son revisados para
opciones tarifarias flexibles frecuentemente usadas en Norteamérica.
Es importante considerar que estos programas de tarificación flexibles no deben idearse para ser
implementados imponiendo ciertas tarifas a todos los clientes de forma indiscriminada. Algunos
grupos de clientes con una demanda particularmente inelástica se pueden ver muy poco
beneficiados o incluso perjudicados al enfrentarse a altísimos en horarios de punta, viéndose la
implementación del programa traducida en un simple traspaso de riqueza del cliente hacia la
empresa y no en una mejora de bienestar social. Además, la información clara, simple y
transparente a los clientes y la educación de la población son materia fundamental para el éxito de
una política de este tipo.
Al momento de implementar un esquema de tarificación flexible es importante considerar los
beneficios, costos y barreras que este tipo de programas puede enfrentar. En contraposición a lo
que podría pensarse en una primera instancia, los principales ahorros/beneficios generados por un
sistema de tarificación flexible, no se encuentran contenidos en el ahorro de energía (reducción
del consumo energético), sino que en el ahorro de capacidad e infraestructura, desplazando
inversiones hacia el futuro y aprovechando mejor la infraestructura existente. Esto puede generar
en el largo plazo, menores precios de la electricidad debido a la reducción del valor de la
componente por capacidad en las tarifas eléctricas. Además, al reducir la demanda de capacidad,
en el corto plazo, el sistema se vuelve más confiable debido a una mayor disponibilidad de
reservas.
Los incentivos a la implementación de tarifas flexibles deben ser considerados de querer
implementarse políticas tarifarias de este tipo. En Estados Unidos, en los estados revisados, las
políticas de desacople de los ingresos, en vigor desde hace ya varias décadas, han permitido sentar
una base para el desarrollo de las tarifas flexibles. Así, las ventas se encuentran desacopladas de
los ingresos que las empresas de distribución perciben. De esta forma no existen desincentivos a
la implementación de tarifas que desplacen o reduzcan el consumo energético de los clientes. Bajo
estos esquemas, las distribuidoras declaran por una parte sus costos de inversión, operación y
mantenimiento de sus redes e instalaciones, y por otra sus costos por concepto de
compra/generación de energía. Esto se realiza en procesos separados, junto a una proyección de
las ventas esperadas para el periodo. Sobre los costos asociados a la infraestructura de las redes,
el regulador establece un retorno a las inversiones justo y adecuado, el cual es incorporado a las
tarifas eléctricas. Luego de acuerdo a las ventas reales, los ingresos de las distribuidoras son
revisados. De existir un excedente por sobre el retorno a las inversiones esperadas, este
excedente es devuelto a los consumidores, mientras que si existe un déficit, este deberá ser
cubierto por los mismos. Finalmente, los costos incurridos por las empresas en programas de
eficiencia energética y similar son declarados en procesos independientes, siendo estos costos
remunerados a la empresa.
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En este ámbito, el de la eficiencia energética y temas afines, existen incentivos especiales a la
implementación y éxito de estos programas denominados incentivos al desempeño (Performance
based incentives), donde se fijan metas de eficiencia energética entre el regulador y las empresas,
existiendo premios por cumplimiento y multas por incumplimiento. La recuperación de los costos
en programas de eficiencia energética, medición inteligente, redes inteligentes, etc., en conjunto a
incentivos por un desempeño exitoso en su implementación establecen las bases sobre las cuales
este tipo de programas ha podido desarrollarse en la última década en este país. De esta forma,
las tarifas flexibles se ven como un medio para cumplir estas metas, por lo que su implementación
se ve fuertemente incentivada.
En Chile la situación es muy distinta, debido a que los incentivos adecuados no existen en el
sistema regulatorio vigente, existen incentivos fuertes a reducir los costos, pero también a vender
más. No existe un desacople de los ingresos con las ventas de energía y escasos incentivos a la
implementación de tarifas flexibles y programas de medición inteligente, estando estos dirigidos a
la búsqueda de la ventaja comparativa en el creciente mercado de la eficiencia energética y en el
uso de medición inteligente o medición remota en condiciones especial para grandes clientes o
clientes residenciales con altos niveles de hurto. Para implementar adecuadamente este tipo de
programas es necesario establecer las bases regulatorias y los incentivos adecuados sobre los
cuales estas iniciativas puedan desarrollarse.
Para que el regulador pueda implementar de manera óptima una regulación que permita e
incentive el desarrollo de tarifas flexibles; debe contar con todas las herramientas necesarias y
tener acceso a revisar las condiciones, parámetros o conveniencia de las mismas. Por ejemplo,
podría ser socialmente óptimo crear la tarifa “riego” o la tarifa “caldera”, para todo el país o para
las empresas distribuidoras de una determinada zona. Sin embargo, el regulador no cuenta con la
información para evaluar estos programas por lo que difícilmente incorporará esta tarifa en el
pliego o solicitará la creación o proposición de las mismas a las empresas distribuidoras
respectivas.
Asimismo, las distribuidoras han tenido débiles incentivos a crear estas tarifas y por lo tanto
podrían no haber sido evaluadas en detalle, o descartadas, pues si bien son positivas, en las
condiciones actuales presentan muy limitados beneficios a la empresa. Por ejemplo, la experiencia
internacional sugiere que desarrollar tarifas ToU opcionales es beneficioso para clientes
residenciales de mayor tamaño. Sin embargo, actualmente sólo una empresa ofrece una tarifa de
este tipo y no se conocen mayores estudios de costo/beneficio de la misma. La falta de
información no permite evaluar su neutralidad de ingreso, pero sus parámetros parecen estar
alineados con el beneficio o al menos neutralidad de costo de sus suscriptores.
Además, dado el interés nacional en el tema, se estudia el caso de la medición neta (net metering)
y la facturación neta (net billing). Aquí se observa que existen distintas formas de medir la energía
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consumida e inyectada al sistema, lo que tiene implicancias directamente en diseño de este tipo
de tarifas. Se debe considerar además el real uso de los sistemas de distribución, los ahorros
mensuales utilizables en otros periodos de facturación, entre otros temas.
Por último, se trata el diseño y uso de perfiles de carga o consumo, a partir de los cuales se
clasifican los consumidores (clustering) y se crean tarifas específicas que recogen la estructura de
costos asociadas a este suministro. Se presenta una breve descripción del concepto de “load
profiling” así como una revisión de algunos métodos de agrupación utilizados en este tipo de
modelos. Además se presenta una metodología para implementación de estudios de perfiles de
carga, incluyendo la adquisición de datos y algoritmos de procesamiento de los mismos. Cabe
notar que a través de un análisis de regresión es posible identificar la correlación entre el consumo
eléctrico y variables de distinto origen, como las ambientales, lo cual puede ser utilizado para
anticipar periodos críticos del sistema y tomar medidas preventivas al respecto.
4.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DE PEAK LOAD PRICING
La teoría del Peak Load Pricing ha sido utilizada en diversos lugares del mundo, incluido Chile,
Europa y con mayor tardanza en Estados Unidos; para desarrollar los esquemas tarifarios
utilizados en la distribución eléctrica. Se fundamenta en el análisis económico para la búsqueda de
un precio óptimo en un sistema con diferentes niveles de demanda, es decir, una demanda
estacional. Las formulaciones tradicionales consideran típicamente dos niveles de demanda (alta y
baja) o tres niveles y consideran restricciones de capacidad dada por la inversión realizada en
capacidad del sistema. La solución de este problema simplificado muestra que lo económicamente
eficiente es estructurar la tarifa eléctrica en dos partes, una asociada al suministro de energía
eléctrica y otra a la infraestructura o capacidad de suministro, siendo esta última reflejo de las
instalaciones del sistema y su remuneración. La componente por capacidad o inversión deberá ser
cobrada solo a quienes utilicen dicha capacidad, vale decir, a quienes consuman electricidad
durante los horarios de punta (Mitchell, Manning, & Acton, 1978), mientras que el costo de
operación lo deben cancelar todos quienes usen el sistema.
4.1.1 LA CURVA DE CARGA Y LA CURVA DE DURACIÓN
La curva de carga o curva de demanda representa la cantidad de electricidad demanda (potencia)
por unidad de tiempo, típicamente horas. La representación más típica de la curva de carga es la
curva de carga diaria, la cual agrupa la demanda de electricidad en un intervalo de 24 horas. Las
curvas semanales, mensuales y anuales también son relevantes de estudiar, de manera de
establecer patrones de demanda(Mitchell, et al., 1978).
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Para entender la relevancia de la curva de carga en la estructura de la tarifa, es necesario primero
comprender como son despachadas las unidades de generación presentes en el parque generador.
De manera de conducir la discusión de manera simple, se considerará primeramente un sistema
térmico puro.
El despacho económicamente eficiente se realiza considerando el costo marginal de operación de
las centrales de generación disponibles on-line. De esta forma, las unidades que son despachadas
primeros son aquellas con una operación más eficiente, un menor consumo de combustible y por
tanto con un costo marginal menor. Estas unidades requieren un mayor costo de inversión debido
a la alta eficiencia en la quema del combustible que logran y se utilizan de forma más intensiva,
por lo que se denominan generación de base. Posteriormente se van agregando centrales con una
menor eficiencia y por tanto con un costo marginal de operación mayor, hasta llegar a las
centrales que abastecen la demanda en horarios de punta. Estas centrales dado su baja eficiencia,
tiene un costo de inversión menor al de las centrales de base pero operan con costos marginales
muy altos.
La curva de carga del sistema representa el uso que se está dando a la infraestructura del sistema
provee una aproximación muy útil al comportamiento de los costos marginales del sistema. En los
horarios de demanda de punta, el uso de la capacidad de generación y transporte está al máximo,
mientras que en periodos de demanda substancialmente baja, alguna de esta capacidad esta
parcial o completamente ociosa. Considerando que las plantas utilizadas para abastecer la punta
del sistema tienen un mayor costo marginal de operación, el costo marginal de abastecer la
demanda adicional en este periodo será más alto que en los periodos de baja demanda, donde las
instalaciones de generación tienden a ser mas económicas y eficientes (pero de una respuesta más
lenta)(Mitchell, et al., 1978).
4.1.1.1 ENERGÍA Y CAPACIDAD
El costo de suministrar electricidad puede dividirse en los costos de los recursos usados para
proveer energía; es decir, la cantidad de electricidad consumida por unidad de tiempo, medida
típicamente en kilowatts – hora (kW); y el costo de los recursos usados para proveer capacidad, es
decir, la capacidad de proveer cierta cantidad instantánea máxima de electricidad o potencia, que
puede ser en cualquier momento, medida en kilowatts (kW). Ambos costos, el de energía y
capacidad, pueden variar horaria y estacionalmente (Mitchell, et al., 1978).
La capacidad es requerida en todos los niveles de producción y suministro eléctrico (generación,
transmisión y distribución). Para un cierto nivel de confiabilidad, la distribuidora debe suministrar
en cualquier momento la potencia que el sistema demande. Este elemento es especialmente
crítico durante los horarios de punta, donde la mayoría de la capacidad, si no es que toda, es
utilizada al mismo tiempo. Una reducción de la demanda de punta puede conllevar importantes
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ahorros, al reducir la cantidad de instalaciones necesarias para operar el sistema, reduciendo así el
nivel de inversión(Mitchell, et al., 1978).
En un sistema puramente térmico, si bien, el costo de inversión o costo capital representa la
mayor parte del costo total de producir electricidad, el costo de combustible y los costos de mano
de obra también son importantes. En general, el costo total de suministrar la electricidad
demandada durante el curso de un año puede ser minimizado usando una combinación
determinada de plantas de generación eléctrica, algunas de esta utilizadas para atender la
generación base (por ejemplo plantas de carbón) generando electricidad de forma continua, y
otras unidades utilizadas para abastecer demanda de punta (sistemas en base a gas y petróleo
diesel) las cuales son prendidas y apagadas según los requerimientos de demanda. De esta manera
existe un “trade – off” entre instalar y operar centrales de generación base, las cuales tienden a
tener costos de inversión altos y costos de operación más reducidos; y centrales de generación de
punta, las cuales tienden a tener costos de inversión menores, pero costos de operación muy
altos(Mitchell, et al., 1978).
En un sistema hidrotérmico la situación es similar al observado en un sistema térmico. Los
recursos hidráulicos pueden dividirse entre recursos despachables y recursos no despachables. La
mayoría de las centrales hidráulicas de pasada tiene una capacidad de regulación de su
generación reducida, con una capacidad almacenamiento de recurso limitada. Por otra parte, las
centrales de embalse representan recursos hidráulicos de generación que pueden ser utilizados
estratégicamente como generación de base y como recurso de generación en punta. La utilización
de los recursos será tal que el valor total del recurso sea el mayor posible considerando la
valorización el recurso barata y a bajo riesgo durante los horarios fuera de punta y la valorización
más alta y a mayor riesgo durante los horarios de punta del sistema. De esta forma parte de la
demanda de punta es abastecida por las centrales hidráulicas, viéndose la punta reducida en un
procedimiento denominado “peak sheaving”. Sin embargo, si bien la punta se ve reducida en valor
por el efecto de las centrales hidráulicas, igualmente debe ser abastecida, rol el cual es cumplido
típicamente por generadores térmicos con un costo de inversión reducido, una eficiencia baja y
altos costos de operación, aplicándose las mismas conclusiones que el caso térmico puro.
La Figura 20 muestra un modelo simplificado para mostrar como la demanda es abastecida por
diferentes sistemas de generación, dependiendo de los requerimientos de electricidad y los costos
de abastecimiento de las centrales (inversión y operación). La Figura 20 (a) muestra las curvas de
costos de generación total para tres tipos de tecnologías diferentes para el periodo de 8760 horas
(correspondientes a un año). El intercepto con el eje y corresponde al costo fijo el cual
corresponde principalmente al costo capital de la tecnología, mientras que la pendiente de cada
curva r1, r2 y r3, respectivamente, corresponde al costo de operación de dichas centrales. La
central denominada “Capacidad Base” posee un costo de Capital C1 elevado y un costo de
operación r1 bajo, mientras que la central denominada “Capacidad punta” posee un costo de
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inversión C3 reducido y un costo de operación r3 elevado (mayor pendiente); estando la capacidad
intermedia entre estas dos tecnologías, en términos de costos. Es posible ver como existen
periodos de tiempo durante el año donde es más económico abastecer la demanda con un tipo de
tecnología que con otra. De esta forma entre las horas 1 y h1, la tecnología más económica de
operar es la capacidad punta, entre h1 y h2 es la capacidad intermedia y sobre h2 es la capacidad
base(Mitchell, et al., 1978).
Figura 20 - Modelo simplificado de abastecimiento utilizando tres tecnologías distintas(Mitchell, et al., 1978)
Si se toma la demanda de electricidad horaria (MW) y se ordena de mayor a menor, se obtiene la
curva de duración la cual puede observarse en la Figura 20 (b). El gráfico muestra diferentes
niveles de demanda “Ki”. Se observa que la demanda punta anual del sistema Kp ocurre solo una
vez al año y la demanda K’p se extiende por muy pocas horas durante el periodo anual. Niveles
menores de demanda son más frecuentemente observados. Combinando esta información con la
de la Figura 20 (a), se ve que la demanda entre las horas 1 y h1 (mayor o igual a K1), son
abastecidas por la “capacidad punta”; la demanda entre h1 y h2 (entre K1 y K2) son abastecidas por
la “capacidad intermedia” y finalmente, la demanda por sobre la hora h2 (entre K2 y Km) es
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abastecida por la “capacidad base”, siendo esta la combinación de abastecimiento mas
económica(Mitchell, et al., 1978).
4.1.2 TEORÍA DEL PEAK LOAD PRICING
La tarificación de la electricidad mediante Peak Load Pricing implica vender la electricidad bajo una
estructura tarifaria que refleje patrones de variación en los costos marginales. Dentro de estos
patrones puede considerarse una variación diaria de la demanda de electricidad, reconociendo
horas de punta y horas fuera de punta. Además puede incluirse una variación estacional que
reconozcan las diferencias entre la temporada estival e invernal que la demanda presenta.
La electricidad representa un bien no almacenable, sometido a comportamientos periódicos y
estocásticos. Para un bien de estas características, si se realiza una tarificación a precio constante,
la demanda entre horarios de punta y fuera de punta variara de forma que existirá capacidad de
suministro ociosa en algunos momentos del día. Sin embargo, esta capacidad no es gratuita por lo
que existe la motivante de cómo financiarla e incentivar su instalación en la medida que vaya
siendo requerida. La teoría del peak load pricing se diseño para responder esta interrogante.
El modelo básico del peak load pricing, se inspira principalmente en los trabajos de Boiteux (1951)
y Steiner (1957). Típicamente, la solución eficiente en un problema de producción de un bien por
una firma, se alcanza con un nivel de producción tal que el costo marginal alcanza los ingresos
marginales de producir la próxima unidad. Si la ecuación (1) representa el bienestar social neto,
dado un cierto nivel de consumo q*, el valor óptimo se encontrara al derivar la función W e
igualarla a cero, concluyéndose que el precio optimo será igual al costo marginal del bien al nivel
de consumo q+ tal como se muestra en la ecuación (2).
(1)
(2)
Esta solución es conocida como primer mejor y se aplica a muchos rubros y procesos productivos.
Sin embargo, la función C(x) puede exhibir un comportamiento decreciente respecto a la cantidad
demanda, por lo que una tarificación a costo marginal puede generar un déficit, debido a que los
costos medios de la producción no lograrán ser financiados. Esto es particularmente cierto en el
caso del suministro eléctrico, donde si se considera la capacidad de suministro del sistema
(generación y transporte), se observa que una asignación de precio a costo marginal por tanto,
implicaría que los costos medios de la generación y transporte de la electricidad no serían
cubiertos, por lo que no existirían incentivos para entrar en el mercado de la electricidad para
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ningún actor, siendo esta opción ineficiente. En particular, para el caso de la generación donde
existe competencia, si bien el despacho se realiza según costo marginal, esta solución representa
el óptimo económico ex - post en el corto plazo, donde la expansión del parque generador no es
una variable relevante. Sin embargo, en el largo plazo, la tarificación a costo marginal no es optima
ex – ante, no representando un incentivo suficiente para la expansión del parque generador
debido a que los inversionistas buscan obtener cuasi – rentas que financien sus inversiones. Una
tarificación a costo marginal solo es capaz de financiar sus costos variables, por lo que las rentas
sobre la inversión realizada no serían cubiertas.
Así, se propone una opción de segundo mejor, en el cual la asignación de precio para el bien, en
este caso la electricidad, se realiza mediante un costo igual a una componente fija, asociada a la
inversión (costo fijo de capital); y otra componente dependiente de la cantidad, asociada a la
operación (Costos variables de operación).
Si bien, el pago de la componente variable es fácilmente asociado al consumo directo de
electricidad, teniendo que ser pagado por todos los clientes en la medida que usan del servicio
eléctrico, el pago de la componente fija correspondiente al costo de capital es a primera vista más
incierto. Surge la pregunta entonces si todos los clientes deben pagar esta componente,
independiente de su nivel de demanda. A esto se suma la condición que enfrenta la demanda
eléctrica con fluctuaciones periódicas, estocásticas y no almacenables, donde existen clientes que
participan del consumo en horarios de punta y otros que solo participan del consumo en horario
fuera de punta.
Sin embargo, debido a que la demanda eléctrica es una demanda con fluctuaciones periódicas,
estocásticas y no almacenables, surge la pregunta sobre qué grupo de clientes debe asumir los
costos fijos de capital. La tarificación que maximiza el bienestar social en este caso, es cobrar solo
el costo variable a los clientes que consumen en horarios de demanda baja y aplicar un cobro igual
al costo fijo más el costo variable cuando la demanda es alta. La capacidad óptima en el sistema
bajo esta asignación de costo corresponde a la máxima cantidad de capacidad requerida entre las
dos demandas obtenidas a los precios óptimos. Una forma simple de entender este problema y su
solución, es estudiar el caso del problema del Monopolista en un escenario de demanda variable
en dos bloques, donde se verá que la solución óptima en el corto y largo plazo será cobrar, a los
clientes presentes en punta, una componente asociado al costo variable de suministro mas otra
asociado al costo fijo de inversión a los clientes presentes en horarios de punta, y a los clientes
presentes fuera de punta, sólo el costo variable de suministro, siendo esta opción eficiente en
termino de operación del sistema (corto plazo) y en términos de expansión de la capacidad de
suministro (largo plazo).
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Condiciones de Primer Orden
con
4.1.2.1 PROBLEMA DEL MONOPOLISTA
De manera de entender de mejor forma el problema del Peak Load Pricing se propone el ejemplo
del monopolista enfrentado a dos demandas distintas, QL o demanda baja y QH o demanda alta, las
cuales deben ser abastecidas de forma óptima. La función de
beneficio para la firma monopólica está representada por la
siguiente ecuación donde el beneficio total corresponde a la
suma de los ingresos totales en cada nivel de demanda, menos
los costos asociados a cada nivel de demanda y finalmente al
costo de recuperación del capital “K” a una tasa de retorno de
r%. Se asume que las demandas para el horario de alta
demanda y baja demanda son independientes y que el costo de
abastecimiento C es constante para todas las horas del día. Ver
siguiente ecuación:
Al considerar las condiciones de primer orden de este problema
resultan tres casos de interés. Aquel donde ambos
multiplicadores de Lagrange λ1 y λ2 son iguales a cero o caso de
capacidad ociosa en todo instante de tiempo (ninguna
restricción esta activa ya que ninguna demanda presiona el
sistema), el caso donde uno de los multiplicadores de Lagrange
es mayor a cero mientras el otro es cero (el caso más común
donde una de las demandas presiona el sistema) y finalmente el
caso donde ambos multiplicadores son mayores a cero (ambas
demandas presionan el sistema).
Al resolver el problema para el caso en el cual ninguna demanda
presiona el sistema (λ1=0 yλ2=0) se obtiene que el ingreso
marginal para el caso de alta demanda y baja demanda es igual al costo variable de
s.a.
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abastecimiento C. La cantidad consumida se obtiene al evaluar los precios en horario de alta y baja
demanda en las respectivas curvas de demanda (QL* y QH*). El resultado observado es que la mayor
cantidad demandada a un precio C corresponde a un punto de la demanda alta y este valor es
menor al capital K. Esto implica que en un escenario como este existe una capacidad ociosa igual a
K – QH*, por lo que surge la interrogante de cuál es la capacidad K óptima para el sistema, de
manera de no desaprovechar la inversión realizada. La representación gráfica de este caso puede
verse en la Figura 21– a.
Por otra parte, el caso en el cual una de las demandas presiona el sistema, mientras que la otra no
activa ninguna, tiene como resultado que el ingreso marginal de la demanda que no presiona el
sistema será igual al costo variable de abastecimiento (IMg = C), mientras que el ingreso marginal
en el periodo de la demanda que presiona el sistema será igual al cost o variable más el costo de
inversión (IMg = C + λi). Este resultado tiene como implicancia el hecho de que el uso de la
capacidad crítica del sistema deberá ser cobrado a quienes hagan uso de esta y no a todos los
clientes, siendo esta la solución eficiente en términos económicos. Para el caso eléctrico, la
demanda que presionará el sistema será la demanda alta, por lo que en horarios de punta deberá
aplicarse una tarifa eléctrica igual al costo variable de generación más un costo por capacidad,
mientras que el consumo durante las horas fuera de punta sólo deberá tarificarse a costo variable
de suministro. La Figura 21 – b presenta este caso.
Esta idea se contrapone al cobro de la electricidad a una tarifa promedio, fija e igual para todos los
usuarios. Esta última generará mayores requerimientos de capacidad que la tarificación eficiente
que se obtiene al asignar precio a la electricidad en horarios de punta igual a la suma del costo
variable más el costo de capital. Sin embargo, la implementación de una alternativa de tarificación
como esta puede tener efectos al aplicarse sobre clientes con una capacidad limitada de
adaptación de sus patrones de consumo. Por esta razón puede existir resistencia a la
implementación de esta tarificación, pese a su eficiencia y preferirse opciones reguladas que no
reconozcan esta variación de precio. Si bien esto puede significar una pérdida de bienestar debido
a una tarificación sub {optima desde el punto de vista de la sociedad (por ejemplo con una tarifa
de precio fijo), ciertos grupos de clientes pueden verse protegidos de alzas insostenibles debido a
su mal ajuste al esquema tarifario. Por esta razón, este tipo de tarifa, debe utilizarse en aquellos
consumidores que posean la flexibilidad suficiente para adaptarse adecuadamente al
comportamiento esperado de la tarifa, de manera de que no incurran en una pérdida de
bienestar, a la vez que se permite acceder a estos clientes a una tarifa más eficiente, entregando
señales correctas al sistema.
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a) b)
Figura 21 - Representación gráfica del problema del monopolista con dos niveles de demanda: a) Capacidad ociosa, b) Demanda alta presiona la capacidad instalada
4.1.2.2 LITERATURA SOBRE EL PROBLEMA DEL PEAK LOAD PRICING
Los artículos seminales de la teoría de Peak Load Pricing se han asignado tradicionalmente a
Boiteux (1949; 1951) y Steiner (1957), donde la demanda es determinística (M Boiteux, 1949; M.
Boiteux, 1951; Steiner, 1957). Sin embargo, y como lo menciona Ault and Ekelund (1987), esta
Teoría de Peak Load Pricing se remonta al menos a los trabajos de Bye (1926; 1929) (Ault &
Ekelund Jr., 1987; Bye, 1926, 1929). En el modelo básico de Steiner (1957) el día se divide en dos
períodos de la misma duración, cada uno enfrenta su propia demanda donde la demanda alta
siempre se encuentra sobre la baja. Se asume que las demandas son independientes en el sentido
que el precio cobrado en un período no afecta la demanda del otro. En este modelo simple, existe
solo un tipo de tecnología de producción y dos tipos de costos, un costo variable u operacional
asociado al uso de combustibles fósiles o sustitutos valorados a sus precios sombra (agua
embalsada) y otro fijo asociado al capital de las instalaciones de generación y transmisión
requerida para suministrar la demanda (costo diario de proveer una unidad de capacidad). La
tarificación que maximiza el bienestar social es cobrar solo el costo variable cuando la demanda es
baja y el costo variable más el fijo cuando la demanda es alta. La capacidad óptima es la máxima
cantidad de entre las dos demandas obtenidas a los precios óptimos.
En los años sesenta y setenta la literatura avanzó hacia demandas con variaciones estocásticas
más que determinísticas, la condición de escasez del suministro y eventualmente la necesidad de
racionamiento. Los principales aportes vinieron de ingenieros franceses, pero fueron Brown y
Johnson (1969) quienes al analizar demandas estocásticas y sus efectos en el bienestar,
encendieron el mayor interés teórico (Brown & Johnson, 1969). El efecto sobre los resultados
estándares de las distintas formas de racionamiento fueron hechas por Visscher (1973), Crew and
Kleindorfer (1976; 1978), Carlton (1977) y Sherman and Visscher (1978). Además, Crew and
Kleindorfer (1976) hicieron contribuciones en el modelo estocástico considerando múltiples
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períodos y tecnologías(Carlton, 1977; Michael A. Crew & Kleindorfer, 1976; M. A. Crew &
Kleindorfer, 1978; Sherman & Visscher, 1978; Visscher, 1973).
Otra extensión interesante es propuesta por Chao (1983) y Kleindorfer and Fernando (1993),
quienes han incorporado la incertidumbre por el lado de la oferta. Todos estos trabajos asumen
que los costos de los apagones son conocidos, de esta forma el racionamiento se puede
implementar sobre estos costos determinados exógenamente (Chao, 1983; Kleindorfer &
Fernando, 1993). Adicionalmente, existe una interesante línea dentro de la literatura enfocada
específicamente a la medición de los costos de un apagón (Munasinghe & Sanghvi, 1988; Telson,
1975). También se ha desarrollado un enfoque teórico alternativo basado en la auto-revelación del
costo de un apagón y la disposición a pagar por parte de los consumidores para evitarlo. Esta
literatura tiene tres líneas principales: auto-racionamiento (Panzar & Sibley, 1978), servicios
prioritarios (priority service) desarrollada por Marchand (1974) and Chao and Wilson (1987) y por
último, precios en tiempo real Schweppe et al. (1988) y Bohn, Caramanis, and Schweppe (1984).
Este último trabajo sienta las bases de spot pricing de la electricidad (Chao & Wilson, 1987;
Marchand, 1974; Schweppe, Caramanis, & Bohn, 1988).
Bergstrom and MacKie-Mason (1991) presentan un modelo simple que considera una empresa
que ofrece un bien público en dos momentos diferentes. Estudian los efectos de cambiar los
precios desde precios uniforme a lo largo del día a precios Peak-Load Pricing. Muestran que para el
caso de una firma restringida a operar a una tasa fija de retorno sobre el capital, la incorporación
de un Peak Load Pricing puede reducir los precios de los servicios en ambos momentos. Por otra
parte, encuentran que Peak Load pricing puede llevar a una mayor o menor capacidad respecto a
los precios uniformes (Bergstrom & Manson, 1991).
En general las conclusiones de precio on-peak y off-peak se mantienen respecto al modelo básico
de Steiner (1957) mencionado anteriormente.
Un trabajo más reciente es el de Wu, Kleindorfer y Sun (2005) quienes están interesados en las
decisiones estratégicas óptimas de largo plazo de las compañías generadoras. Su objetivo es la
obtención de capacidades óptimas para las generadoras en el largo plazo. Determinan las
estrategias de mejor respuesta de las generadoras en un juego derivado considerando las
condiciones necesarias y suficientes para la existencia y la estructura de equilibrios de corto plazo.
En su trabajo, existen muchas compañías generadoras cuyas variables de decisión son el
establecimiento de contratos óptimos para ofrecer a las compañías de distribución. Donde los
componentes de estos contratos son dos: los costos de reservación por unidad de capacidad y el
costo de ejecución por unidad de producto (Wu, Kleindorfer, & Sun, 2005).
Dentro de la literatura nacional, Arellano y Serra (2007) proponen una forma de tarificar la
transmisión eléctrica extendiendo el tradicional modelo Peak Load Pricing para incluir costos de
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transmisión. Suponen dos nodos y un sistema eléctrico con dos tecnologías. Encuentran que la
tarificación debe estar relacionada al sistema de precios que se usa para remunerar la energía y la
potencia. Suponen que el sistema de transmisión involucra tres costos: operacional (o marginal de
corto plazo), variable de inversión y fijo de inversión111. El costo marginal de largo plazo
corresponde a la suma de los dos primeros. Este esquema de cobro se traduce en que los
generadores localizados fuera del centro de consumo deben pagar directamente el costo marginal
de largo plazo del sistema de transmisión (el que incluye el costo variable de inversión y de
operación del mismo), aun cuando en último término la incidencia de este cobro recae en los
consumidores a través del pago de energía y potencia que realizan. Además, como la generación y
transmisión eléctrica es un monopolio natural por las importantes economías de escala en la
producción, la tarificación a costo marginal es eficiente pero no permite financiar todos sus costos
a las firmas. Así, proponen que la forma eficiente debiera cobrar un cargo fijo a los usuarios en
función del excedente que cada cliente deriva del consumo del bien o servicio. Esta solución es
eficiente porque no excluye a ningún usuario que pueda contribuir a financiar la parte de los
costos de la empresa que no son cubiertos por el cargo variable (Arellano & Serra, 2007).
Coloma y Valdés (1991) hacen una propuesta de tarificación de electricidad provista por centrales
eléctricas que usen infraestructura que exhiba economías de escala significativas, como por
ejemplo un gaseoducto de transporte para gas. La propuesta de este trabajo básicamente es una
derivación de los precios de Ramsey. Por una parte, el parque generador es despachado a costo
marginal, pero a la vez este hace uso de infraestructura con importantes economías de escala, en
este caso el gaseoducto. Al tarificar a costo marginal, no se recaudan los recursos suficientes para
cubrir los costos medios de la infraestructura de transporte de gas, por lo que la construcción de
esta se demora, incurriéndose en una ineficiencia social. Los autores proponen una reforma legal
que autorice transitoriamente un recalculo del precio de nudo incluyendo el costo por capacidad
mencionados, para que las centrales a gas puedan captar recursos para aportar a los costos fijos
de infraestructuras que exhiban economías de escala significativas a nivel de mercado, sin
sacrificar la libre entrada a la actividad de generar con gas pagando tarifas de transporte
igualitarias entre empresas (Coloma & Valdés, 1995).
111
El costo de inversión necesario para la instalación de un sistema de generación y transporte de electricidad puede separarse en una componente variable o unitaria y otra fija. Por ejemplo, en los costos de instalación de una línea de transmisión, existirán costos que deberán realizarse de forma independiente de la capacidad de transporte de la línea en cuestión (ej: servidumbres del terreno por el que pasa el trasado). Sin embargo, parte importante de los costos será de naturaleza variable, ya que dependerá de la capacidad que la línea deba tener. Así estos costos pueden ser adecuadamente expresados, sin incurrir en error, en forma de un costo unitario por unidad de potencia. Esta componente variable típicamente no es lineal, ya que por ejemplo para el caso de una línea, a mayor capacidad, las secciones de los conductores deben ser más gruesos y las torres deben soportar un mayor peso.
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4.1.2.3 PEAK LOAD PRICING Y EL COSTO DE ABASTECIMIENTO ELÉCTRICO
Uno de los supuestos importante utilizados en la resolución del problema del monopolista para
entender las asignación de precio mediante Peak Load Pricing clásico es que el costo de
abastecimiento o costo variable de generación “c” se considera como un valor constante y no
dependiente del nivel de demanda, quedando excluido del modelo la variación del costo de
suministro de acuerdo al despacho de las unidades de generación. Este modelo se centra entonces
en la restricción de capacidad y la recuperación de las inversiones necesarias para abastecer la
demanda en horarios de punta y no las condiciones de operación en el corto plazo del sistema.
Sin embargo, el modelo de Peak Load Pricing fue extendido de manera de incluir entre otros
elementos (restricciones de transmisión, pérdidas, distribución especial, etc.) el costo variable de
abastecimiento. Tal es el caso del modelo desarrollado por Bohn, Caramanis y Schweppe, donde el
precio sombra de la demanda (el multiplicador de Lagrange asociado a las restricciones de
demanda) puede interpretarse como la suma del costo marginal de generación en el corto plazo
más el costo necesario para reducir la demanda a un nivel igual a la capacidad de generación
máxima instalada en casos en que esta pudiera ser mayor, vale decir, el costo incremental de
capacidad en escenarios de total utilización del parque generador. Este puede describirse con la
siguiente ecuación:
Con como el precio sombra de la demanda o el precio marginal de una unidad incremental
demandad de energía, el costo de generar un kilowatts hora incremental con la unidad
marginal operando (la unidad más cara del sistema operando en un instante (t) y como el
costo necesario para reducir la demanda a un nivel en que el sistema pueda abastecerla en caso
de no existir mas unidades de generación disponible. Esto es directamente aplicable a sistemas
térmicos puro donde la capacidad de los generadores de punta se compromete por entero para
abastecer la demanda en este horario. En sistemas hidrotérmico, la presencia de centrales de
embalse las cuales son utilizadas estratégicamente para abastecer generación de base y
generación de punta, incluye un recorte de la punta, reduciendo la necesidad de usar centrales
térmicas para abastecer esta demanda. Sin embargo, en horarios de alta exigencia el sistema se
verá obligado igualmente, tal como se comento anteriormente, a utilizar estas plantas, por lo que
el costo de capacidad deberá ser costeado igualmente.
Al igual que en el caso básico analizado mediante el problema del monopolista, el término
correspondiente a la restricción de capacidad sólo será distinto de cero cuando no existan
unidades de generación que puedan marginar una unidad adicional de electricidad demandada,
por lo que en escenarios de demanda baja el precio marginal de una unidad adicional demandada
corresponderá solo al costo de abastecimiento (costo de combustible más costos de operación y
mantención) dado por la unidad que margine en dicho instante (siempre la más cara), mientras
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que en escenarios de alta demanda donde el sistema se encuentre presionado, el precio
corresponderá a la suma del costo de abastecimiento y el costo por “capacidad112”.
En países desarrollados donde el crecimiento del consumo eléctrico es muy bajo sino
prácticamente nulo, la expansión del parque generador no tiene un gran impacto en el valor de las
tarifas eléctricas para clientes finales, ya que no existen grandes requerimientos por expandir la
capacidad de suministro. Al crecer poco la demanda, el sistema requiere expandirse de forma más
lenta, siendo de poca importancia en la tarifa la componente de capacidad. En su lugar, el costo de
abastecimiento, de naturaleza variable en el tiempo, tiene el lugar central en la configuración de
las tarifas eléctricas. El elemento central en la tarificación eléctrica es el costo de abastecimiento,
el cual efectivamente, varía según el momento del día. Así, es habitual ver dentro del pliego
tarifario de las distribuidoras eléctricas tarifas tipo Time Of Use, que reconocen, más que un
sobrecargo por uso de potencia en horarios de punta, valores diferentes de la tarifa eléctrica de
acuerdo al cambio de los costos de la energía.
En países en desarrollo, donde el crecimiento del consumo eléctrico es alto y en algunos casos,
acelerados, la expansión del parque generador tiene un gran impacto en el valor de las tarifas
eléctricas para los clientes finales. En países como Chile, el modelo del Peak Load Pricing tiene
gran relevancia en la configuración de las tarifas, estando estas diseñadas en torno a un cobro por
potencia y por tanto, una remuneración de la inversión en capacidad para las empresas
distribuidoras. De forma opuesta a lo normalmente observado en tarifas extranjeras como en
Estados Unidos, las tarifas en estos países tienden a mantener su componente de cobro por
concepto de energía constante durante el día, variando la componente por potencia, la cual
contiene el pago de las inversiones, operación y mantención (COMA) de la capacidad crítica del
sistema.
4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO DE TARIFAS TIME OF USE
Otra tarifa de interés para analizar es la tarifa tipo Time Of Use. A diferencia de una estructura
basada en el Peak Load Pricing que considera el cobro del costo de inversión del sistema como
algo muy importante, la tarifa Time Of Use está basada en la variación de los costos de
abastecimiento de electricidad, los cuales varían durante el día. Esto permite establecer una
estructura, típicamente de tres bloques, aunque también es frecuente observar estructuras de dos
bloques. A continuación se presenta un análisis de tarifa Time Of Use, observando cómo se
distribuyen las ganancias de implementar este tipo de tarifa, en el caso de que un cliente adapte
su perfil de consumo a la estructura de esta tarifa (EEI, 2007).
112
Costo de la instalación de un 1MW adicional para abastecer la demanda de punta que no puede ser abastecido por el parque generador de base.
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En la Figura 22 se muestran las condiciones existentes durante las horas de punta y valle ante una
tarifa plana y una de tipo Time Of Use, visto desde la distribuidora. El rectángulo azul corresponde
al ingreso total de una tarifa plana, mientras que el rectángulo amarillo corresponde al costo total
de generar electricidad, siendo la diferencia de ambas áreas la ganancia o pérdida para la
distribuidora. El gráfico de la izquierda muestra el costo marginal del sistema en hora punta
( ), el cual en promedio es mayor que el precio de la tarifa plana. En el gráfico de la
derecha se muestra el costo marginal del sistema en hora valle ( ) el cual es menor al
precio de la tarifa plana. De esta forma, las distribuidoras compensan las pérdidas producidas en
las horas de punta con las ganancias de la hora valle.
Figura 22- Diferencias de costo e ingresos de una tarifa TOU y una Plana en hora punta y valle.
Para un patrón de uso promedio de un cliente, las compensaciones en la facturación son neutrales
si no existen cambios en la demanda. En la práctica, existen clientes con una participación mayor
en horas punta, los cuales verán un aumento en su facturación. En cambio, clientes con una
participación menor en las horas de punta notarán una reducción en su factura. Esto incluso sin
existir respuesta de la demanda.En la Figura 23 se muestran los cambios inducidos en la
facturación de un cliente debido a un diseño neutral de tarifa TOU. Los altos precios durante el
periodo de punta ( ), combinado con los bajos precios del periodo valle ( ), relativos a la
tarifa plana ( ), implican incrementos de la facturación en el periodo punta y reducciones en
los periodos fuera de punta.
Ingreso < Costo
$/kWh
CMgpunta
Pfijo
Qpunta
kWh
Ingreso hora punta
Hora Punta
Costo hora punta
Pérdida
Ingreso < Costo
$/kWh
CMgvalle
Pfijo
Qvalle
kWh
Ingreso hora valle
Hora Valle
Costo hora valle
Ganancia
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Figura 23 - Cambios en la factura de un cliente debido a tarifa TOU respecto a tarifa plana en periodos de punta y valle.
Tradicionalmente en economía, los cambios en los beneficios del consumidor se miden a través
del cambio de los excedentes del consumidor ante un cambio de precio del producto. Los
excedentes del consumidor corresponden a la diferencia entre la disponibilidad a pagar por una
cierta cantidad de producto y el precio de mercado que el consumidor paga. Convencionalmente,
la curva de demanda posee pendiente negativa, esto indica que el consumidor está dispuesto a
comprar menos de un producto si el precio sube y viceversa. En la Figura 24 se ilustra como el
cliente se puede ver beneficiado tanto en los periodos de punta y de valle, si cambia su perfil de
consumo de acuerdo a los precios de una tarifa TOU.
Se asume que el precio de la TOU se condice con el valor real de la electricidad en el sistema
durante los periodos de punta y valle, es decir la tarifa está diseñada eficientemente. En la Figura
24, el gráfico de la derecha muestra la respuesta de un cliente promedio ante una disminución del
precio de la tarifa en hora valle. El triángulo de color azul corresponde al incremento neto del
beneficio del consumidor, mientras que el rectángulo rojo corresponde al aumento en la factura
debido al aumento del consumo de a
.
El gráfico de la izquierda muestra el comportamiento del cliente en horario punta, al subir el
precio de electricidad se reduce el consumo de a
. Reduciendo la facturación de
electricidad, representado por el rectángulo amarillo. Sin embargo, esta reducción conlleva costos;
el consumidor ve reducida su satisfacción al tener que restringir ciertos consumos (Ej: reducir el
aire acondicionado en días calurosos). El triángulo azul indica el ahorro neto del cliente, el cual
corresponde al ahorro total en la facturación de electricidad menos la reducción de satisfacción
por tener que disminuir el consumo en horario punta.
$/kWh
Ppunta
Pfijo
Qpunta
kWh
Factura original
Hora Punta
Factura total
Incremento factura
$/kWh
Pvalle
Pfijo
Qvalle
kWh
Factura original
Hora Valle
Factura total
Reducción factura
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Figura 24- Beneficios del consumidor ante una respuesta al cambio en el precio de electricidad.
Con el análisis anterior se pretende mostrar que existen beneficios económicos al cambiar de una
tarifa plana a una con precios que varían en el tiempo, estas últimas proveen una mejor conexión
entre los precios del mercado mayorista y los consumidores finales, entregando una señal de
precio eficiente al consumidor. Los beneficios potenciales ocurren cuando el consumidor modifica
su consumo en respuesta a los precios variantes en el tiempo. Si el consumidor no modifica su
consumo ante una tarifa TOU, lo ahorrado en el periodo valle compensará el sobrecosto en
horario punta. Sin embargo, estudios revelan que existe una porción de clientes dispuestos a
modificar su consumo.
4.3 FUNDAMENTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO DE TARIFAS FLEXIBLES
El diseño de tarifas flexibles debe proveer de tarifas que permitan a las distribuidoras obtener
ganancias que coincidan con las ganancias requeridas o estipuladas por ley. Además, debe asignar
adecuadamente los costos fijos y variables a los clientes, entregando una señal de precio acorde a
los costos reales del sistema.
Otras consideraciones que se deben tener en cuenta al diseñar tarifas flexibles son: el nivel de
sofisticación de los clientes, para lo cual las tarifas deben ser lo más simples posible; las tarifas
deben velar por costos predecibles y estables para los clientes, además de ingresos seguros para
las distribuidoras minimizar la incertidumbre en el mercado; las tarifas y deben incentivar a los
clientes a consumir electricidad eficientemente, minimizando la demanda de punta y/o el
consumo total.
Según Pollock (2010), el diseño de tarifas flexibles también debe velar por mejorar la accesibilidad
a las poblaciones pobres o vulnerables, promover el desarrollo económico ofreciendo tarifas más
económicas para las industrias, maximizar las opciones disponibles para los clientes, entre otras
$/kWh
Ppunta
Pfijo
Q0
punta
kWh
Reducción total
factura
Hora Punta
Q1
punta
DemandaAhorro neto
factura
Reducción
satisfacción
$/kWh
Pvalle
Pfijo
Q1
valle
kWh
Hora Valle
Q0valle
Demanda Incremento
neto beneficio
Aumento factura
por uso adicional
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(Pollock, 2010). Sin embargo, estas preocupaciones dependerán mucho del contexto económico y
social donde las tarifas flexibles se implementen, debiendo considerarse los objetivos de
desarrollo que el regulador tenga hacia el futuro y las necesidades actuales del sistema (operación
económica, expansión del parque generador, etc.). En algunos casos por ejemplo, los gobiernos
centrales buscando un consumo más racional de la electricidad, impulsan la implementación de
programas de tarificación flexible que permitan entregar mejores señales de precios a los clientes.
Sin embargo, estos regladores reconocen la existencia de grupos de clientes que pueden
enfrentarse a condiciones muy adversas debido a estos programas y su incapacidad de adaptarse
a los patrones de consumo esperados, como los clientes de escasos recursos, por lo que se
establecen tarifas especiales y se permite cierto grado de subsidios cruzados, de manera que el
bienestar individual de estos clientes no sea afectado en pos del bienestar de la sociedad.
A continuación, se presenta una descripción y un análisis de los principales elementos a considerar
en el diseño de cinco tarifas tradicionalmente utilizadas en distintos mercados eléctricos: Tarifas
Time Of Use, Real Time Pricing, Critical Peak Pricing y Peak Time Rebate, Tarifas de bloque
escalonado, Tarifas estacionales.
4.3.1 ATRIBUTOS DE UN PROGRAMA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE EXITOSA
Tal como se ha mencionado, la implantación de tarifas flexibles, si bien representa una alternativa
eficiente de tarificar la electricidad, no siempre benefician de igual forma a los clientes de forma
individual. Por una parte, las tarifas flexibles pueden generar un beneficio neto mayor para la
sociedad en comparación a un escenario con tarifas fijas y no relacionadas directamente con las
condiciones de operación y expansión en el sistema. Sin embargo, el beneficio obtenido por cada
cliente será diferenciado, dependiendo de la flexibilidad que este tenga para cambiar su consumo
eléctrico.
En el corto plazo, los clientes con una mayor flexibilidad al mover su consumo de horarios de alta
demanda se verán beneficiados de forma importante debido a una reducción en el costo de sus
facturaciones eléctricas. En cambio aquellos clientes con una menor flexibilidad que sean
sometidos a una tarifa flexible, podrían verse no beneficiados e incluso perjudicados, ya que no se
adaptan al perfil de consumo esperado de la tarifa. Sin embargo, en el largo plazo, es posible que
se observen beneficios incluso para aquellos clientes con una elasticidad reducida, ya que al
retirarse del consumo en horarios punta, los clientes más flexibles reducirán la demanda total por
capacidad del sistema, requiriéndose la instalación de menores plantas y por tanto observándose
una reducción en el costo por capacidad, viéndose esto reflejado en las tarifas eléctricas a las
cuales todos los clientes están sometidos (Jongejan, 2010).
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Por esta razón es muy relevante considerar cuidadosamente las condiciones bajo las cuales un
esquema de tarifas flexibles será diseñado e implementado. La información recolectada en los
programas pilotos en estados unidos permiten realizar recomendaciones a la hora de diseñar
programas de tarificación de este tipo. Según el “Center for Susainable Systems” en la universidad
de Michigan en su informe sobre “Dynamic Pricing Tariffs for DTE’s Residential Electricity
Costumers (2010), los atributos de una política de tarificación flexible exitosa requieren la
implementación de tecnologías habilitadoras, enfocarse en los hogares con mayor consumo
eléctrico y mayor disposición a modificar su perfil de consumo, establecer grandes diferencias
entre horarios de punta y fuera de punta para lograr grandes ahorros de capacidad, implementar
programas de educación y marketing de los programas, notificación a los clientes de periodos
críticos de demanda, protección de alzas inesperadas en las cuentas de electricidad y utilizar
diseño experimental (Jongejan, 2010).
Las tecnologías habilitadoras, tales como medidores inteligentes, sistemas de display, uso de las
tecnologías de información para comunicar a las distribuidoras con los clientes, termostatos y aire
acondicionado inteligente y sistemas inteligentes domésticos (lavadoras, secadoras, etc), ha
mostrado en los diversos pilotos en los que se han implementado importantes incrementos en los
ahorros de capacidad. Diversos estudios han mostrado como al aplicar tarifas flexibles en conjunto
con tecnologías habilitadoras los resultados son sustancialmente más importantes de hasta un
13% a un 24% de reducción de demanda de capacidad, en relación al caso sin uso de tecnologías
habilitadoras (Jongejan, 2010)..
Estos programas de tarificación flexibles no deben idearse para ser implementados a todos los
clientes. Algunos grupos de clientes con una demanda particularmente inelástica se verán muy
poco beneficiado o claramente, viéndose la implementación de un programa de tarifas flexibles
traducidos en un traspaso de riqueza del cliente hacia la empresa y no en una mejora de bienestar
para estos clientes. Estudios realizados en California por PG&E han mostrado que generalmente,
los clientes un mayor consumo eléctrico reducen de forma más importante su consumo que
clientes de menor consumo, los cuales responden de forma pobre ante señales de precio en
horarios de alta demanda en el sistema (Jongejan, 2010)..
La educación de la población es otro punto fundamental para el éxito de una política de este tipo.
Los pilotos realizados en estados unidos presentan un mensaje claro y consistente en el cual la
educación juega un rol fundamental. Los clientes pueden estar inclinados en una primera
instancia, a pensar que no son capaces de reducir su demanda, por lo que la educación de
estrategias para reducir el consumo en un hogar es fundamental. Proyectos pilotos exitosos como
en California y New Jersey han mostrado muy buenos resultados implementando programas de
educación y marketing en conjunto a tarifas flexible (Jongejan, 2010)..
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La notificación de eventos críticos de demanda de forma anticipada también muestra una gran
importancia en el éxito de políticas de tarificación flexible, en especial aquellas que incluyen
critical peak pricing entre sus opciones tarifarias. Si bien la señal de precio es capaz de alcanzar a
un grupo de consumidores que potencialmente podrían reducir su demanda de potencia, el
contacto previo de clientes incrementa aún más el éxito de la política. Tal es el caso de programas
implementados en California por PG&E donde se ha visto que dentro del grupo de clientes
participantes, la participación de los clientes en la reducción de demanda critica se ve
incrementada desde un 65% en casos sin notificación, hasta un 80%-85% en casos con
notificación, la cual típicamente se realiza vía telefónica (Jongejan, 2010)..
Otro punto importante, en especial para mantener a raya las pérdidas de bienestar individual por
parte de clientes con una elasticidad precio de su consumo baja es la protección de las cuentas de
electricidad. Uno de los principales desafíos que una distribuidora tiene al intentar implementar
programas de flexibilidad tarifaria es la preocupación de sus clientes por el posible incremento de
sus cuentas de electricidad debido a la implementación de tarifas flexibles. Por esta razón, sobre
todo en estadios iniciales de implementación, podría ser necesario un programa de protección de
cuentas de electricidad donde se garantice que la implementación de tarifas flexibles no significara
alzas indiscriminadas en sus cuentas. Estos programas se aplican típicamente a clientes entrantes
y se sostienen por periodos de un año, de manera de dar tiempo al cliente de adecuarse al perfil
de consumo esperado por la tarifa (Jongejan, 2010).
El diseño adecuado de programas pilotos es fundamental para generar información veraz que
permita concluir sobre los efectos de ciertas tarifas en el sistema y el bienestar de las personas. Un
diseño equivocado puede llevar a obtener conclusiones tremendamente erróneas e implementar
tarifas que luego pueden encontrarse con una gran oposición social, sin que los beneficios
generados para el sistema las justifiquen (Jongejan, 2010).
4.3.2 TARIFAS TIME OF USE (TOU)
Las tarifas Time Of Use se caracterizan por tener diferentes precios de energía dependiendo de las
horas del día y en diferentes días de la semana. Estas tarifas incluyen precios de punta y fuera de
punta, en algunos casos precios de semi punta. Los fines de semana y festivos usualmente son días
fuera de punta. A menudo las TOU se combinan con tarifas estacionales.
4.3.2.1 BENEFICIOS DE TARIFAS TIME OF USE
Con las tarifas Time Of Use la mayoría de los clientes trasladan su consumo a horas fuera de punta.
Por ejemplo, los clientes pueden lavar su ropa y vajilla en la noche. Cada cambio reduce la
demanda de punta y el sobrecosto de electricidad, evitando la inversión en infraestructura.
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Cuando los clientes no pueden cambiar su consumo a horarios fuera de punta, estos pueden estar
dispuestos a reducirlo en alguna medida. Las tarifas TOU pueden fomentar a disminuir el consumo
total de energía y medidas de eficiencia energética. Por ejemplo, algunos clientes durante el
verano utilizan menos el aire acondicionado en horas punta o enfrían sus instalaciones durante la
noche. Sin embargo, en clientes con una demanda muy inelástica, la implementación de este tipo
de tarifas puede conllevar altos costos debido al comportamiento de consumo de estos clientes. Al
no adaptarse a los bloques horarios de la tarifa y no tener mucha disponibilidad a reducir su
consumo, estos clientes pueden incurrir en sobrecostos importantes respecto a una tarifa plana.
Las TOU tienen precios predecibles, a diferencia de las tarifas Critical Peak Pricing o Real Time
Pricing, de manera que clientes menos sofisticados o tecnológicos pueden participar sin seguir la
señal de precio.
4.3.2.2 COSTO Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS TIME OF USE
Las TOU pueden incrementar los costos de electricidad para algunos clientes cuyos consumos caen
fuertemente durante las horas punta pero no pueden reducirlos o cambiarlos.
Estas tarifas pueden requerir la instalación de nuevos medidores capaces de almacenar la
información de la hora y cantidad que se consumió, para luego facturar a los clientes de acuerdo a
esa información. Estas tarifas son más complejas que una tarifa plana. Además, como se ha dicho
antes, el diseño de tarifas que involucren un cambio en el comportamiento de los clientes
incrementa la incertidumbre de los ingresos para la empresa, lo que es un desincentivo para la
aplicación de estas tarifas por parte de las distribuidoras.
Otro tema que debe considerarse es el mayor volumen de información que las empresas
distribuidoras deberán manejar. Esto podría conllevar costos de administración y gestión
adicionales debidos a la implementación de la tarifa.
4.3.2.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS PARA TARIFAS TIME OF USE
La mayoría de las TOU incluyen dos o tres niveles de tarifas durante el día. Las tarifas con un nivel
intermedio de precio se alinean mejor con las tarifas de minoristas que las tarifas con sólo dos
niveles. Sin embargo, la precisión es acompañada por el aumento en la complejidad. No son
necesarios niveles intermedio de precios en mercados donde el promedio de los costos en el
mercado mayorista de electricidad dividen perfectamente las horas de punta y no punta. Niveles
intermedios también pueden abarcar el fin de semanas y feriados, los cuales a menudo utilizan
precios más baratos que en un día normal pero más altos que en la noche.
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Las tarifas TOU deben tener una relación con el promedio horario de los costos de electricidad. El
regulador debe examinar el promedio de los costos de electricidad para diferentes horas y días
sobre múltiples años para considerar la estacionalidad y el clima en el cambio de los precios. Pese
a que pueden existir acuerdos contractuales independientes de las condiciones de operación del
sistema entre distribuidoras y generadores, el objetivo de la tarifa TOU es que esta refleje las
condiciones de operación de corto plazo del sistema y transmita esta información a los clientes
con una elasticidad-precio adecuada para responder a la señal.
Grandes diferencias entre los precios de la energía llevan a altos incentivos para cambiar o reducir
el consumo eléctrico. Además, estas grandes diferencias producen facturas eléctricas muy altas
para aquellos clientes que consumen fuertemente en horario punta y no pueden adaptar su
consumo rápidamente a este tipo de tarifa. Los reguladores deben basar las TOU en las diferencias
de los costos del mercado mayorista de electricidad entre horas y días, para alinear las señales de
precio con los costos de la electricidad.
4.3.3 REAL TIME PRICING (RTP)
La tarifa Real Time Pricing (RTP) ajusta los precios de acuerdo a las fluctuaciones del mercado
mayorista. Tales precios capturan la estacionalidad, hora del día, clima, mantenciones y otros
factores que contribuyen a la fluctuación de los precios. Esta tarifa corresponde plenamente los
costos del mercado mayorista con los precios del mercado minorista, entregando a los clientes
una verdadera señal de precio. A diferencia de lo que ocurre con otras tarifas, la RTP no facilitan
una predicción exacta y barata del precio de la electricidad. Por lo tanto, la mayoría de estos
programas se enfocan en clientes grandes quienes pueden gestionar mejor sus riesgos y consumo,
y acceder a ventajas tecnológicas que permitan que esta gestión sea costo-efectiva.
Un ejemplo de la implementación de la tarifa RTP es la opción tarifaria ofrecida por la empresa
distribuidora Gulf Power, ubicada en florida. Esta ofrece una tarifa RTP basado en el precio sombra
o precio marginal del sistema ( )(Gulf Power, 2011a). De esta forma, el precio de la energía queda
como la suma de una componente variable y otra fija:
P = precio horario en centavos/kWh.
λ = Lambda del sistema proyectado un día antes para cada hora del día.
M = Multiplicador usado para ajustar λ para reconocer los costos integrados.
D = Cantidad constante de 0,25 centavos/kWh agregado a cada precio horario.
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4.3.3.1 BENEFICIOS DE TARIFAS REAL TIME PRICING
El precio de una RTP fluctúa más que una TOU o una tarifa estacional, incrementado los incentivos
de los clientes para reducir o cambiar el consumo durante los periodos de punta. El cambio de
carga reduce los costos promedios de la energía, particularmente en mercados organizados,
retrasando las inversiones en infraestructura. La reducción de consumo ayuda a alcanzar las metas
de eficiencia energética y reducción de carbono que el regulador imponga.
Los programas RTP permiten a las distribuidoras desligarse de los mecanismos de ajustes al costo
de combustible traspasando a los clientes el riesgo de la volatilidad de los costos de electricidad
del mercado mayorista. Como resultado de menor riesgo las distribuidoras reducen las siguientes
necesidades:
a) Internalizar el riesgo.
b) Adquirir coberturas físicas como generadores propios o compromisos de compra de
energía a largo plazo.
c) Comprar coberturas financieras.
4.3.3.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES ASOCIADOS AL REAL TIME PRICING
Las tarifas RTP requieren inversión en medidores inteligentes. Tales inversiones pueden costar
miles de millones de dólares (EPRI, 2007). Estas tarifas incrementan la complejidad y la volatilidad
de las tarifas. Los clientes deben observar y responder a los frecuentes cambios de precio, clientes
no muy sofisticados o sin la voluntad de seguir los precios están en gran desventaja. Además, los
clientes con RTP no pueden predecir su costo de electricidad de manera exacta y costo-efectiva,
desincentivando inversiones a futuro, a menos que adopten un instrumento de cobertura(EPRI,
2007).
4.3.3.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE REAL TIME PRICING
Las tarifas Real Time Pricing son fáciles de administrar en mercados mayoristas organizados como
los mercados PJM y MISO que ofrecen precios marginales locales (LMP), los cuales revelan los
precios de energía esperados para el día siguiente, además de publicar los precios del mercado en
tiempo real. Por esta razón, California declinó hacer tarifas RTP predeterminadas para ciertos
clientes hasta que se completara el cambio en el mercado y se actualizara la tecnología (CPUC,
2008).
Los programas RTP son más factibles de aplicar en mercados menos organizados aunque no serán
tan precisos. Gulf Power ofrece un RTP basado en el cálculo de precio en el costo marginal del
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sistema. Algunas tarifas RTP son basadas en una combinación de tarifas Time Of Use, estacional y
la temperatura (SCE, 2010). Sin embargo, siempre es referible la información real del mercado ya
que estos proveen precios más precisos.
Las tarifas basadas en la información day-ahead entregan largos periodos de tiempo a los clientes
para su adaptación, además reflejan el costo de la mayoría de la potencia comprada en el
mercado, ya que las distribuidoras compran la mayoría de la potencia en el mercado day-ahead y
usan el mercado spot para el balance de cargas inesperadas y fluctuaciones de generación. Las
tarifas day-ahead capturan la mayoría de las variaciones de los costos de las distribuidoras.
Los medidores inteligentes pueden actualizar su información cada cinco minutos. Los intervalos
deberían alinearse a la sofisticación del cliente. Por ejemplo, para una gran industria el precio
podría cambiar cada 15 minutos, en cambio para un cliente residencial podría cambiar cada dos
horas. Mientras más pequeño es el periodo de cambio de precio más robusto y caro es el sistema
de medición.
Es necesario que este tipo de tarifas ofrezca algún tipo de protección a los clientes, debido al
riesgo que están tomando al aceptar estas tarifas. Algunas distribuidoras ofrecen productos
opcionales de protección de precios para mitigar el riesgo de las fluctuaciones. Estos productos
incluyen topes de precio, contratos por diferencia (CfD), etc. Los reguladores deben evaluar los
beneficios que obtienen los clientes a través de estos mecanismos financieros contra las
reducciones producto de las señales de los RTP.
Algunos proveedores eléctricos ofrecen productos que complementan precios horarios con
coberturas físicas. Un ejemplo es “block and index pricing”. Este mecanismo de precio permite a
los clientes comprar bloques de electricidad a un precio fijo $/kWh. Cualquier uso por encima de
este bloque el cliente paga el precio spot. Este mecanismo combina elementos de RTP y bloques
escalonados (EEI, 2007).
4.3.4 CRITICAL PEAK PRICING (CPP) Y PEAK TIME REBATE (PTR)
Los programas de Critical Peak Pricing (CPP) permiten a las distribuidoras incrementar tarifas en el
corto plazo por un periodo definido de tiempo un cierto número de veces al año. A cambio, los
clientes participantes reciben descuentos durante otros periodos. La mayoría de las distribuidoras
usan con mucha discreción los eventos críticos basados en consideraciones económicas o de
confiabilidad. Las CPP comúnmente se combinan con tarifas TOU.
Los CPP se diferencian de ciertos programas de respuesta de demanda, que incentivan la
reducción de la demanda en determinadas ocasiones pero sin cambiar los precios de las tarifas. A
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diferencia de programas donde el distribuidor puede controlar la carga del clientes, con CPP el
cliente puede seguir consumiendo electricidad pero a un precio muy alto.
Los programas del tipo Peak Time Rebate (PTR) son una alternativa a los CPP con similares costos y
beneficios. PTR proveen un reembolso contra la factura eléctrica del cliente si ellos reducen su
consumo en eventos críticos comparados con su consumo de base, no modificando las tarifas
eléctricas a diferencia de las tarifas CPP. En el caso de los PTR, las facturas de los clientes pueden
no incrementar comparada con tarifas planas si ellos no reducen su consumo. Esta carencia de
riesgo puede incentivar la participación en las tarifas Peak Time Rebate comparados con
programas CPP.
We Energies de Wisconsin calcula el consumo base como el promedio del consumo en las horas
peak, de los tres días laborales anteriores al evento crítico. Baltimore Gas and Electric Company
calcula la línea de base para cada día de evento crítico y para cada clientes específico, se utiliza la
curva de carga histórica de los últimos días de semana que no son feriados y días sin evento
crítico. Los días históricos utilizados en el cálculo de referencia son idealmente similares en
condiciones de temperatura y humedad del día del evento.
La línea de base para un evento crítico particular es calculada en primer lugar, identificando los 14
días anteriores que no sean festivos o días de eventos críticos. Luego, son calculados el THI113
(índice de humedad y temperatura) y los kWh para las horas entre 14:00-19:00 para cada día y
cliente seleccionado. Los 3 días con los valores más altos en kWh se utilizan en promedio para
obtener el consumo base de cada cliente. Entre estos 3 días más altos en kWh, el que no se
encuentre entre el 10% del THI para el día del evento se omite del cálculo. Si los tres días se
encuentran fuera del rango de 10% de THI la línea de base es igual a la de kWh para el día de
mayor carga.
Baltimore Gas and Electric Company condujo programas pilotos de CPP y PTR y Xcel Energy
propuso ofrecer ambos tipos de programas(BGE, 2011; Daily Camera, 2009). Baltimore Gas and
Electric Company encontró que la satisfacción de los clientes era mayor con PTR que con CPP a
pesar de que la reducción de energía fue similar (Pollock, 2010). Los clientes encontraron que PTR
era más fácil de entender y la mayoría apoyo a las PTR por sobre las CPP.
Desde la perspectiva de la eficiencia energética, las tarifas CPP pueden mostrarse menos eficaces
que las PTR a la hora de incentivar medidas de reducción en el consumo de electricidad. Debido a
que las tarifas CPP tienen horas de menor precio en la tarifa eléctrica pueden incentivar un sobre
consumo de electricidad en estos horarios (horarios fuera de punta) a diferencia de los PTR, donde
el precio de las tarifas eléctricas no se ve modificado.
113
THI = (0,55 x temperatura) + (0.2 x del punto de rocío) + 17.5, donde la temperatura es en grados Fahrenheit.
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4.3.4.1 BENEFICIOS DE TARIFAS CRITICAL PEAK PRICING Y PEAK TIME REBATE
Al recortar incluso un pequeño porcentaje de la demanda durante las horas críticas del sistema,
las distribuidoras pueden reducir costos importantes, particularmente en mercados organizados, y
evitar la construcción de nueva infraestructura. En algunos lugares, las distribuidoras pueden
también ofertar capacidad en el mercado mayorista y usar las ganancias para compensar el costo
del servicio.
Los programas de CPP y PTR le permiten a las distribuidoras preservar la confiabilidad del sistema
durante las emergencias. Ellos imponen un costo relativamente bajo a la no participación porque
los descuentos o reembolsos de estos programas son relativamente menores.
Estos programas también permiten a las distribuidoras desligarse de los mecanismos de ajustes al
costo de combustible. Reduciendo su exposición a la volatilidad de estos, cuyo riesgo proviene de
los altos costos de electricidad en el mercado mayorista. Las distribuidoras correlacionan los
eventos de CPP con los precios de energía de punta.
Como resultado de menor riesgo las distribuidoras reducen sus necesidades de:
a) Internalizar el riesgo.
b) Adquirir coberturas físicas como generadores propios o compromisos de compra de
energía a largo plazo.
c) Comprar coberturas financieras.
4.3.4.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS CRITICAL PEAK PRICING Y PEAK TIME
REBATE
Los programas de CPP y de PTR requieren medidores inteligentes para su implementación. Estos
programas pueden requerir de una alta sofisticación del cliente, ya que ellos deben responder
rápidamente a las notificaciones del CPP.
Estos programas incrementan el nivel de complejidad de las tarifas y requieren que los clientes
ajusten su consumo en un corto tiempo. Es posible aplicar estos programas con una tecnología de
control automático, evitando agregar complejidad y la necesidad de que el cliente siga las señales
de precio, pero este tipo de implementación requiere de altos costos.
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4.3.4.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE TARIFAS CRITICAL PEAK PRICING Y PEAK TIME
REBATE
Los eventos críticos de CPP varían en número y duración del evento. La duración de los eventos
puede durar desde un par de horas hasta un día completo de duración. Con Extreme Day Pricing
(EDP), por ejemplo, el precio de punta es efectivamente 24 horas. La PG&E aplica eventos de 6
horas cada uno, en las primeras tres horas se aplica un precio moderado de tres veces el precio de
punta de la tarifa TOU en un día normal y las últimas tres horas se aplica un precio de cinco veces
este valor (Pollock, 2010). La Southern California Edison aplica 9 a 15 eventos al año, de cuatro
horas cada uno en sus programas (SCE, 2011c). La Gulf Power puede llamar eventos por hasta un
1% del tiempo, siendo el último de dos horas de duración (Gulf Power, 2011b).
Una gran cantidad de horas de CPP y PTR incrementa el ahorro del costo potencial para las
distribuidoras pero también aumenta la carga en los participantes, requiriendo compensaciones
adicionales o reduciendo la cantidad de clientes dispuestos a participar en estos programas. El
regulador debe evaluar los costos y beneficios de varios escenarios observando los programas
existentes de CPP y PTR.
Los programas CPP pueden ofrecer precios de tres a diez veces más que las tarifas planas. Los CPP
se podrían aproximar a los altos precios del mercado spot, los cuales pueden exceder en diez
veces el promedio del precio de la electricidad. Alternativamente, se puede considerar el costo
marginal de largo plazo o el costo de capacidad. La PUC de California encontró que durante los
periodos críticos de CPP es posible utilizar un precio compuesto por el costo marginal de la
capacidad utilizada más el costo de la energía en el periodo crítico (CPUC, 2008). La PG&E
incrementa sus precios aproximadamente cinco veces durante los eventos CPP. La Gulf Power
ofrece precios en sus programas CPP de US$0,285, aproximadamente tres veces por sobre las
tarifas planas.
El descuento aplicado a los clientes que utilizan CPP cambia según cada distribuidor. Por ejemplo,
el programa de CPP de la Gulf Power que está ligado con una TOU ofrece precios de 1,785 y 3,021
centavos por kWh durante los periodos de bajo y medio consumo, y de 3,93 centavos por kWh en
las tarifas bases. Los reguladores deberían calibrar los precios CPP para maximizar el neto entre los
ahorros de electricidad, producto del menor consumo en periodos críticos, menos los costos de los
descuentos en la revisión de los resultados de los programas pilotos.
El tiempo de anticipación con que se envía la notificación del evento crítico cambia las decisiones
del cliente. Si el mensaje de notificación requiere de tiempos de envío pequeños le permite a la
distribuidora una mejor respuesta a cambios repentinos en las condiciones económicas y de
confiabilidad. Mientras menor sea la anticipación del aviso de un evento crítico mayor debe ser la
compensación para los consumidores participantes. Además, existen ciertos clientes que no
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pueden reducir sus consumos en un corto tiempo. Gulf Power avisa con media hora de
anticipación a sus clientes (Gulf Power, 2011b). En contraste con Portland General Electric y
Southern California Edison que contactan a sus clientes el día anterior al evento crítico (PGEC,
2011).
Es necesario definir si el descuento de estos programas se produce en la componente fija, en la
componente de potencia y/o en la de energía de la facturación. Los descuentos de la parte fija de
la cuenta proveen beneficios para los clientes y costos para la distribuidora predecibles. Además,
estos descuentos no desincentivan el ahorro de energía durante los eventos CPP. No hay
conocimiento sobre un programa CPP que aplique un descuento a la componente fija de la tarifa o
algún reembolso.
La Southern California Edison aplica una reducción mensual en los cargos durante la demanda
punta del verano (SCE, 2011b). La CPUC encontró que los programas CPP eran redundantes en los
cobros hacia los clientes, existe una dualidad en el cobro de la demanda punta. Por el contrario, la
Gulf Power reduce la componente de energía de la tarifa durante la mayoría de las horas, logrando
tarifas menores durante el 87% del tiempo (Pollock, 2010).
Dependiendo del tamaño de los descuentos de los CPP y los incrementos en las tarifas, si los
participantes de los CPP no reducen su consumo durante los eventos críticos, sus facturas podrían
incrementarse en ausencia de mecanismos de protección. PG&E proporciona a los participantes
de los programas una opción que garantiza, por lo primeros doce meses, su factura mensual será
limitada hasta un 100% de lo que ellos deberían pagar con una tarifa convencional. Estas
disposiciones podrían aumentar la participación en los programas. Aunque podrían desincentivar
la reducción del consumo eléctrico durante los eventos críticos. Estos mecanismos de protección
podrían aplicarse a las tarifas voluntarias TOU o Real Time Pricing.
4.3.5 TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS
Estas tarifas cuentan con un precio de energía (USD/kWh) para el primer bloque mensual de
consumo y precios más altos para los bloques de energía siguientes. Se adaptan mejor a clientes
residenciales, ya que su consumo es más predecible que los clientes comerciales, industriales o
agrícolas. Estos últimos poseen consumos de tamaños y necesidades eléctricas que varían
fuertemente, dificultando la identificación de bloques óptimos para el diseño de la tarifa.
Las tarifas de bloques escalonados pueden motivar a los consumidores a reducir su consumo a
niveles eléctricos más baratos. Incentivando la implementación de eficiencia energética en clientes
grandes de electricidad pero causando el efecto contrario en clientes que actualmente tienen un
bajo consumo eléctrico. Estas tarifas no fomentan la reducción del consumo de punta debido a
que los clientes son indiferentes al consumo horario.
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4.3.5.1 BENEFICIOS DE TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS
Las tarifas de bloques escalonados incentivan medidas de eficiencia energética en los sistemas de
calefacción y aire acondicionado, por ejemplo mejoras de aislación. También pueden incentivar la
generación distribuida, como paneles solares. Estas medidas reducen el sobreconsumo energético.
Estas tarifas ayudan a las distribuidoras a cumplir con las obligaciones de consumo o emisiones de
carbono, en caso que las tenga. De acuerdo a un estudio, las tarifas de bloques escalonados
proporcionan un ahorro energético de un 6% en los primeros años y más en el largo plazo(Faruqui,
2008).
Por último, una ventaja de este tipo de tarifas es que no necesitan infraestructura adicional como
medidores inteligentes.
4.3.5.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS
Familias pobres pueden ver un aumento en su facturación eléctrica con tarifas de bloques
escalonados, debido a la poca posibilidad de respuesta a las señales de precio. El regulador debe
estudiar la disponibilidad de programas de ayuda a los clientes de bajos ingresos, para solucionar
este problema.
Clientes con bajos consumos podrían no tener incentivos para aplicar medidas de eficiencia
energética. Clientes que ya estén en bloques bajos de energía pueden obtener ahorros más
pequeños de los que obtendrían con una tarifa tradicional si aplicaran medidas de eficiencia
energética.
Estas tarifas pueden incentivar el cambio de calentadores de agua y calefacción eléctricos a otros
de gas natural, evitando el sobrecosto de los bloques eléctricos costosos. De esta manera, no se
produce una reducción del consumo energético, sino simplemente se consume otro tipo de
energía. Reduciendo la facturación eléctrica sin mejorar la eficiencia energética y a expensas de los
usuarios que si invierten en eficiencia energética.
Al reducir el consumo eléctrico disminuyen las utilidades de la empresa distribuidora. Esta
reducción es incierta, incrementando el riesgo de que las utilidades caigan por debajo de los
requerimientos establecidos. Tales incertidumbres podrían disminuir la calificación de crédito de
las empresas distribuidoras y la capacidad de acceder a capital. Por último, las tarifas de bloques
escalonadas aumentan la complejidad de las tarifas de los clientes.
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4.3.5.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE TARIFAS DE BLOQUES ESCALONADOS
La mayoría de las tarifas de bloques escalonados poseen entre dos a cinco bloques (PG&E, 2011f).
Estos rangos de bloques deben representar clientes con objetivos de consumo identificables. Una
estructura sugerida incluye cuatro bloques. El bloque más económico se alinea con los costos
integrados del sistema, el segundo refleja los costos promedios del sistema, los dos últimos deben
reflejar el costo marginal de largo plazo de las distribuidoras (Pollock, 2010).
Este tipo de tarifa debe fomentar que la mayoría de los consumidores reduzcan su consumo
eléctrico a niveles más accesibles. Si la mayoría de los clientes puede ver precios más bajos con
estas tarifas sin cambiar su consumo, las tarifas no estarían fomentando la eficiencia energética.
La tarifa de verano de PNM establece el corte entre el segundo y el tercer nivel en 500 kWh. El
promedio de consumo de los clientes de PNM es de 600 kWh por mes (PNM, 2009). Así, esta tarifa
fomenta a que la mayoría de los clientes reduzca su consumo en 100 kWh, un objetivo
considerable pero alcanzable. En California, el código que rige a las distribuidoras de electricidad
establece que la baseline quantity (el nivel más bajo de energía) debe estar entre el 50% y 60% del
promedio del uso de los clientes residenciales en invierno y verano. Excepto en invierno, donde la
baseline quantity debe estar entre el 60% y 70% del promedio de uso de los clientes cuya
calefacción es en base a electricidad (PG&E, 2011f).
Grandes diferencias de precio entre bloques incrementa los incentivos a la eficiencia energética
para clientes con altos consumos. Por otro lado, grandes diferencia de precio desincentiva el
ahorro en consumidores más pequeños. Además, estas diferencias pueden provocar que ciertos
clientes paguen mucho más con su consumo eléctrico, lo que va en contra de uno de los objetivos
más importantes en el diseño de tarifa que es asignar los costos fijos y variables correctamente a
los consumidores.
Las tarifas de bloques escalonados pueden reflejar costos de causalidad, específicamente costos
de largo plazo. Clientes con consumos altos que provocan en el largo plazo grandes costos en el
sistema podrían pagar conforme a esto. Tales consumidores necesitan inversión adicional en
transmisión, distribución y generación por lo que deberían pagar más. Para estos clientes, las
tarifas deberían reflejar los costos marginales de largo plazo de la electricidad, aún si el costo
marginal de corto plazo de proveer a los clientes decrece, aumentando el consumo.
Las grandes familias tienden a consumir más electricidad que las más pequeñas. El tamaño de los
bloques podría diferenciarse basado en el tamaño de los clientes residenciales. Sin embargo, cada
política aumenta los costos administrativos. Un ejemplo de lo anterior son las tarifas de PG&E, sus
baseline hacen excepciones para personas con condiciones medicas que requieren equipamiento
o necesidades especiales de climatización (PG&E, 2011e). Además, las baselines y bloques de
PG&E son diferentes dependiendo de las características climáticas de la región (PG&E, 2011c).
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4.3.6 TARIFAS ESTACIONALES
Las tarifas estacionales reflejan los altos costos promedio de electricidad durante el invierno o
verano. Típicamente se caracterizan dos temporadas y se combinan con tarifas Time Of Use. Estas
tarifas se aplican en regiones con una clara diferencia en las demandas y costos eléctricos en las
estaciones del año.
4.3.6.1 BENEFICIOS DE TARIFAS ESTACIONALES
En respuesta a las tarifas estacionales, algunos grandes clientes industriales pueden trasladar su
consumo eléctrico a meses menos críticos, reduciendo la demanda de punta, disminuyendo los
costos del sistema al evitar el despacho de generadores más caros y previniendo la expansión del
sistema.
La mayoría de los consumidores no pueden cambiar su consumo entre estaciones. Por lo que este
tipo de tarifa incentiva la reducción del consumo y mayor eficiencia energética.
Por último, si bien son más complicadas que las tarifas planas, las tarifas estacionales son
predecibles, a diferencia de las Critical Peak Pricing o Real Time Pricing, por lo que clientes menos
sofisticados no necesitan seguir los precios. Finalmente, este tipo de tarifa no necesita inversiones
adicionales en infraestructura como medidores inteligentes.
4.3.6.2 COSTOS Y TEMAS RELEVANTES DE TARIFAS ESTACIONALES
Los consumidores que no son capaces de cambiar rápidamente su consumo a meses no críticos o
de reducir su consumo pueden verse enfrentados a grandes cuentas de electricidad. Además, con
estas tarifas aumenta la complejidad de la cuenta. Adicionalmente, el diseño de estas tarifas que
afectan el comportamiento de los clientes incrementa el riesgo de ingresos para la recuperación
de la inversión.
4.3.6.3 DECISIONES PROGRAMÁTICAS DE TARIFAS ESTACIONALES
Para determinar los meses, el tiempo y la duración en que se deben aplicar las tarifas estacionales
es necesario analizar el promedio de la demanda punta mensual y los costos promedio de
electricidad.
La diferencia de tarifas entre la temporada de punta y fuera de punta se debe basar en las
variaciones promedio de los costos en el mercado mayorista.
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4.4 NUEVOS DESAFÍOS PARA LOS ESQUEMAS TARIFARIOS DE LA ELECTRICIDAD: LA
NECESIDAD DE UN ESQUEMA TARIFARIO MÁS FLEXIBLE
En las últimas décadas, se ha reestructurado el sector eléctrico de diversos países, introduciendo
competencia en el sector de la generación eléctrica y en algunos casos, también en la
comercialización minorista (venta al cliente final). Sin embargo, la implementación de éstos
modelos no ha estado exenta de problemas como se vio en el caso de la crisis eléctrica en
California (Montero & Sánchez, 2001).
Watts & Ariztía (2002) identifican que mas allá de las múltiples condiciones particulares que
enfrentaron Brasil, Chile y California en sus últimas crisis energéticas, existe un aspecto en común,
siendo este la falta de flexibilidad de los precios de la electricidad. Esto impidió traspasar a los
consumidores la señal de escasez relativa de los recursos, quienes si bien en el corto plazo se
vieron protegidos de la volatilidad de precio, hicieron un uso ineficiente de los recursos
energéticos. Estos precios artificialmente bajos indujeron un consumo excesivo de electricidad, lo
que anticipó e incluso profundizó las posteriores crisis, poniendo en evidencia la necesidad de
darle un cierto grado de flexibilidad a los precios de la energía, particularmente para enfrentar
periodos de escasez (Watts & Aristía, 2002).
La literatura reconoce en el caso de California y su crisis eléctrica, que los principales problemas
estuvieron contenidos en prohibir a las distribuidoras cubrir el riesgo asociado a la volatilidad de
los precios en el mercado spot mediante contratos aislando completamente a los consumidores
finales de las fluctuaciones de los costos de generación, volviendo la demanda virtualmente
inelástica y acentuando los problemas de poder de mercado. Según establecen Montero y Rudnick
(2001): “La única forma de alcanzar eficiencia ex post es con un sistema flexible de precios donde
consumidores y productores tomen sus decisiones en forma independiente y de acuerdo a las
actuales curvas de oferta y demanda” (Montero & Rudnick, 2001).
En ésta perspectiva, se ha reconocido la necesidad de informar alos consumidores con capacidad
de gestión de su demanda del costo real de producción de la electricidad y no de un promedio a
largo plazo, de manera de mejorar su capacidad de respuesta según su propia elasticidad de
demanda. Sin embargo, para el caso de clientes con poca capacidad de gestión de su consumo,
también se ha reconocido el problema de una implementación de tarifa flexible, debido a la
volatilidad que esto podría incluir en los precios que dichos consumidores perciben(Montero &
Sánchez, 2001), además de las eventuales alzas en su costo de suministro en caso de no lograr
gestionar suficientemente su consumo (Watts & Aristía, 2002).
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4.4.1 RESPUESTA DE LA DEMANDA, ELASTICIDAD PRECIO Y TARIFICACIÓN FLEXIBLE
La tarificación flexible; la demanda activa; demanda flexible y gestión de la demanda, son todos
conceptos íntimamente relacionados y construyen sobre la misma idea, alcanzar la eficiencia
económica en la operación de corto plazo del sistema o mercado y por consecuencia, lograr una
eficiencia del sistema en el largo plazo, postergando inversiones futuras en el sistema eléctrico,
gracias a un uso más eficiente de las instalaciones existentes (generación, transmisión y
distribución).
Si el sistema o mercado eléctrico es suficientemente flexible para reaccionar frente a las
condiciones o contingencias de corto plazo, entonces el consumo de corto plazo será más
eficiente. Alcanzar la eficiencia económica de corto plazo, en condiciones de escasez, es
fundamental para alcanzar la eficiencia económica de largo plazo del sistema, pues la reducción
de demanda en condiciones de escasez lleva directamente a menores requerimientos de inversión
en infraestructura (principalmente de generación), lo que redunda en importantes reducciones del
costo de suministro.
La gestión de la demanda es particularmente importante en sistemas con mal factor de carga (una
alta demanda máxima comparada con la demanda media) y en sistemas con importantes recursos
no despachables, de generación estacional y altamente estocástico o variable, como lo son las
centrales hidráulicas de pasada y las de biomasa de fuente estacional, eólicas, solares e hidráulicas
de embalse.
Sequias, caídas abruptas del viento, fallas intempestivas, menor disponibilidad estacional de
combustibles fósiles, etc., son todas condiciones de escasez relativas, que deben ser traspasadas a
los usuarios que puedan enfrentarlas y gestionar su consumo. La señal para ésta gestión de los
recursos es a veces el precio, un precio en tiempo real o precio mucho más alto llamado precio
crítico, pero en otros casos, se prefiere el control directo sobre equipos desconectables (siendo el
aire acondicionado el caso más típico). En este último caso se envía directamente una señal de
desconexión de los equipos.
La gestión de demanda en un sistema donde la demanda es plana y donde nunca ocurren fallas u
otros eventos adversos o inesperados, tiene muy poco valor, ya que no existen grandes
requerimientos de capacidad que justifiquen los costos de modular la demanda. En cambio en
sistemas donde existe una variabilidad en el suministro y demanda, por ejemplo en un sistema con
capacidad eólica, la gestión de la demanda representa un recurso de capacidad que puede ser
utilizado para suplir la falta inesperada de capacidad, siendo de gran valor. En muchos sistemas la
gestión de demanda compite con recursos despachables como centrales térmicas o sistemas de
almacenamiento, pudiendo incluso retrasarse la instalación de nuevas centrales, disminuyendo los
costos por concepto de capacidad de forma importante.
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En todos estos casos, un esquema de tarificación flexible es fundamental, de manera de permitir a
los usuarios que posean una mayor flexibilidad (elasticidad precio más alta) modificar su consumo
a cambio de recibir un beneficio económico de dicha modificación. Este beneficio, puede
traspasarse a estos clientes, ya sea poniendo a su disposición tarifas más bajas en horarios fuera
de punta del sistema (y tarifas más altas en horarios de punta) o entregando compensaciones a los
clientes que están dispuestos a desconectarse en horarios de punta (refunds).
En ésta línea, varios estudios han estimado la elasticidad de la demanda concluyendo que su valor
no era tan bajo como se asumía en el pasado. Lo anterior, permite suponer que la tarificación
plana o no flexible se convierte en un impedimento para la modernización del mercado eléctrico.
Montero y Rudnick (2001) mediante un modelo muy simplificado, estiman las pérdidas sociales de
una tarificación uniforme en Chile, considerando datos de elasticidad precio y series de precio
nudo y spot del Sistema Interconectado Central (SIC), encontrándose pérdidas que van entre el 5%
y el 10 % y posibles ahorros de hasta un 30% en inversión de capacidad (Montero & Rudnick,
2001).
Para la tarificación flexible, se han propuestos distintos modelos, entre éstos podemos encontrar
en su versión más básica, la tarificación de demanda de punta (Peak Load Pricing); Tarificación por
Tiempo de Uso (Time of Use – TOU) y tarificación en tiempo real (Real Time Princing – RTP), entre
otros (Birke, 2010). Estos esquemas, en conjunto a programas de incentivos, pueden lograr
beneficios a la sociedad tales como: ahorro en infraestructura, aumento de la capacidad de
suministro, ahorro para las personas y reducción de volatilidad de precios. Respecto a los costos,
estos se encuentran concentrados en la inversión tecnológica que debe realizarse para hacer
factible la implementación de los esquemas tarifarios (sistemas de información y medidores),
pérdida del confort para el cliente, implementación de nuevos sistemas de cuentas, mayor
complejidad de la administración, etc. (Albadi & El-Saadany, 2007).
Kirschen et al. (2000) discute como la estructura en la cual está organizado el mercado eléctrico
puede afectar la respuesta de los consumidores ante cambios de precios (contratos bilaterales,
oferta por parte de la demanda, determinación de precios). En ésta línea, la inclusión de las
elasticidades precio de la demanda es de crucial importancia, las cuales deben ser integradas al
programa de planificación de despacho y precios. Al respecto, Kirschen et al. (2000) realizan una
simulación, donde se evalúan comportamientos inflexibles y flexibles ante cambios de precio en la
demanda, obteniéndose que en el mejor de los casos los consumidores logran un ahorro de un
12% y los generadores de un 2% (Kirschen, Strbac, Cumperayot, & de Paiva Mendes, 2000). Si bien,
éste análisis guarda poca relación con el mercado chileno, evidencia el hecho de que los
principales beneficiarios de un sistema de tarificación flexibles son el sistema y los usuarios, siendo
reducidos los beneficios para las empresas eléctricas.
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De acuerdo a Sioshansi y Short (2009) los programas RTP se centran principalmente en incentivar,
mediante retribuciones económicas, tres actitudes en los consumidores: Disminuir el consumo en
periodos de alta demanda (y precio), aumentar el consumo en periodos de baja demanda (y
precio) y desplazar demanda de los periodos de alta a baja demanda. El efecto de la tarifa y la
correspondiente compensación dependerá de la elasticidad de los consumidores, por lo que éste
tipo de tarifa no tendrá sentido para aquellos consumidores con baja o nula flexibilidad (Sioshansi
& Short, 2009).Esto implica que entre los clientes que puedan optar a las tarifas flexibles, solo
algunos de ellos tendrán la disposición a gestionar su demanda, mientras que otros no. Para estos
últimos, es más adecuado mantener tarifas que una menor flexibilidad.
Taylor y Schwarz (1990) encuentran elasticidades propias para un sistema TOU, diferenciando
períodos punta y períodos fuera de punta. Es importante mencionar una de las conclusiones de
éste estudio, la cual muestra como la experiencia de un nuevo sistema de tarificación aumenta la
sensibilidad de los consumidores. En concreto, encuentra que tras 5 años la elasticidad al precio
aumenta encerca de un 15%, valor que sube a un 30% en 10 años de uso de la tarificación (Taylor
& Schwarz, 1990).
En el pasado, estos esquemas se mostraban difíciles y costosos de implementar. Sin embargo, con
el avance de la tecnología las posibilidades de implementar estos sistemas están aumentando y
sus costos reduciéndose, volviéndose más asequibles, por lo que es importante cuestionar su
implementación en el sistema Chileno (Borenstein & Holland, 2005; Sioshansi & Short, 2009).
4.4.2 COSTOS, BENEFICIOS Y BARRERAS PARA LA TARIFICACIÓN FLEXIBLE
Sin embargo, tal como se indicó anteriormente, es necesario reconocer el costo político de un
sistema flexible como el RTP implementado de forma inadecuada, debido a que los consumidores
se enfrentan a una volatilidad en los precios que pueden no estar dispuestos a enfrentar. Sin
embargo, la situación se equilibra si los consumidores observan más bien la volatilidad de las
cuentas mensuales que de los precios en tiempo real, dándose un equilibrio entre quienes
prefieren la estabilidad de la tarifa plana y la flexibilidad de un sistema de tarifas flexibles
(Borenstein & Holland, 2005). Borenstein (2005) estudia las ineficiencias que surgen bajo un
esquema mixto como éste. Entre sus resultados se encuentra la existencia de un equilibrio entre
ambos grupos de consumidores donde aquellos con elasticidades – precio mayores se cambiarán
primero a un sistema tarifario flexible (en este caso un sistema RTP).
De ésta forma, es posible proponer esquemas en los cuales parte de los consumidores, los más
flexibles, reciben una compensación en sus tarifas al estar dispuestos a reducir su consumo en
periodos críticos del sistema, de manera de poder servir con la capacidad de generación liberada
los usuarios menos flexibles (Birke, 2010).
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Los principales factores que pueden impedir una respuesta efectiva de la demanda ante señales
de precio pueden ser la ausencia de mediciones en tiempo real y perfiles de carga, los costos de
transacción derivados de monitorear y reaccionar a los cambios de precio y racionamientos
comunes a un grupo grande de usuarios (contrario al racionamiento individual y voluntario) (Birke,
2010).
Dietrich y Latorre (2011), modelan matemáticamente la demanda horaria y estudian su respuesta
ante dos mecanismos de control: Control directo de carga y precios dinámicos. El modelo
considera dos parámetros principales: La cantidad máxima de demanda que los clientes están
dispuestos a mover y las elasticidades usadas para expresar el nivel de respuesta del consumidor
ante un mecanismo de precios dinámicos. Los resultados arrojan un cambio en la demanda por
hora que va en un rango de 18,3% y 20,82%, pero cambios en los costos de sólo entre un 2,83% y
2,77% (Dietrich, Latorre, Olmos, & Ramos, 2011).
4.4.2.1 BENEFICIOS DE UN SISTEMA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE
Los beneficios aportados por un esquema de tarifas flexibles son variados. Estos van desde
reducción de inversión, hasta ahorros en las cuentas de la electricidad del usuario final. Estos
beneficios pueden clasificarse por nivel de importancia en: beneficios para el sistema de potencia;
beneficios para el consumidor y beneficios para el suministrador (distribuidora –
comercializadora).
Los beneficios para el sistema eléctrico de potencia, corresponden a los beneficios más
significativos generados por un esquema de tarificación flexible. Entre ellos, se encuentra la
reducción y retraso de inversión en el sistema, la reducción de la demanda punta, el incremento
de la eficiencia energética y la reducción de emisiones GEI114, entre otros (Rogai, 2007).
De estos beneficios para el sistema, el más importante es la disminución de la capacidad instalada
requerida para satisfacer demanda de punta. Esto permite postergar inversiones en
infraestructura de generación y en la ampliación del sistema de transporte para la electricidad, así
como la reducción de costos asociados al combustible de generación (normalmente fósil)
despachado en horarios punta. En el caso chileno, esto tiene una directa consecuencia en la
114
Gases de efecto invernadero. Esto se basa en el hecho que las tarifas flexibles incentivan el uso más eficiente de la infraestructura de generación, por lo que el uso de capacidad de punta es menos intensivo. El menor uso de esta capacidad podría traducirse en menores emisiones contaminantes, ya que en muchos casos la generación de punta es suministrada mediante centrales a base de Diesel. Incluso en sistemas hidrotérmicos como el chileno, donde la punta se recorta con el uso de generación hidroeléctrica, se utilizan centrales muy ineficientes de generación en base a Diesel para suministrar los MW de punta de la demanda. En sistemas donde la capacidad de punta es suplida por centrales de gas (turbinas de gas), esta afirmación no siempre es cierta.
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reducción de emisiones contaminantes, ya sean éstas del tipo global (GEI) como local (SOx, NOx,
Material particulado), debido a que típicamente las centrales que abastecen demanda de punta,
corresponden a sistema de generación en base a petróleo diesel.
Un sistema de precios flexibles, que refleje de mejor manera las contingencias de corto plazo,
permitiría también – “aguas arriba” – aumentar la eficiencia en el uso de la capacidad de
generación existente, particularmente en sistemas eléctricos sujetos a gran variabilidad, ya sea en
la oferta o demanda. Esto se traduciría en el largo plazo, en un cambio en la composición del
parque generador, con mayor presencia de generadores de base más eficientes y menor presencia
de generadores de punta más ineficientes. Además, en casos excepcionales donde generadores
tienen la posibilidad de realizar mejoras tecnológicas, existe un estímulo a que dichos generadores
mejoren su eficiencia de manera de ser despachados en un nuevo esquema de consumo, donde
las puntas del sistema se ven reducidas.
Por otro lado, un beneficio adicional que se obtiene, es la mayor disponibilidad de reservas en el
sistema debido a que el mejor uso de la capacidad, deja un mayor margen de capacidad liberada.
Además, en algunos casos se libera en cierta medida la congestión de las líneas y se minimiza la
probabilidad de pérdida de servicio y de desconexión de cargas (Faruqui, 2009).
Costos por capacidad
Costos por
distribución
Costos por transmisión
Costos por energía
Figura 25 – Importancia de ahorros generados en el sistema por implementación tarifas flexibles
La Figura 25 muestra los principales ahorros que pueden generarse en el sistema, por efecto de la
implementación de un sistema de tarifas flexibles. En orden de importancia estos son: Ahorros por
concepto de capacidad instalada; ahorros por concepto de costos de transmisión; ahorros en
costos de distribución y finalmente ahorros por consumo más eficiente de la energía.
Los beneficios para el consumidor consideran el conocimiento del consumo eléctrico real, gestión
remota de contratos, sistema tarifario adaptado y ahorros en las cuentas de electricidad (Rogai,
2007). En el corto plazo, el beneficio directo que recibe el usuario es una disminución en la factura
mensual del consumo de electricidad, debido a que al tener mayor información y la posibilidad de
adecuar su consumo según la forma y el precio que más le convenga, obtiene como resultado un
ahorro significativo en comparación con el caso de una tarifa plana (Faruqui, 2009). En el largo
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plazo, es de esperar que los beneficios que recibe el operador del sistema, sean traducidos en una
disminución de las tarifas aplicadas a los usuarios, pues en muchas veces, el recurso “Respuesta de
la Demanda” es más barato que la construcción de nuevas plantas de generación, por lo cual el
costo del servicio suministrado al usuario debiera ser menor (Faruqui, 2009).
Finalmente, los beneficios para la distribuidora, dependiendo del contexto regulatorio, pueden
llegar a ser bajos sino nulos. Sin embargo en un entorno regulatorio adecuado pueden generarse
importantes beneficios. Por ejemplo, cuando la empresa distribuidora es remunerada con un
retorno sobre la inversión garantizado, la infraestructura de medición y control aumenta su valor,
lo que le permite obtener mayores rentas. Además, en el caso en que las distribuidoras participan
del negocio de la generación (integración vertical), existen desincentivos a esquemas flexibles, ya
que una reducción del consumo de punta implica una reducción de ingresos por generación de
punta.
En el caso de Estados Unidos, donde en la mayoría de los estados no posee la figura de agente
comercializador, de igual forma existen incentivos para la implementación de tarifas flexibles. El
retraso de nuevas inversiones debido a un buen manejo de la demanda puede traer a la empresa
grandes ahorros en el largo plazo. Además, existen distribuidoras que deben operar generadores
propios en horas punta o críticas, para poder suministrar la demanda requerida. Con la aplicación
de tarifas flexibles, es posible gestionar ésta demanda reduciendo la punta, de ésta manera la
distribuidora puede ahorrar costos, evitando despachar sus unidades diesel caras. Sin embargo,
estos beneficios son apreciables solo cuando existe un esquema regulatorio adecuado, que
incentive la eficiencia energética tales como los programas de desacoplamiento de rentas y de
recuperación de rentas perdidas, así como los incentivos basados en desempeño utilizados
ampliamente en Estados Unidos. Los incentivos de las distribuidoras que operan en Estados
Unidos para implementar tarifas flexibles serán discutidos en la siguiente sección. Además, existen
otros beneficios más cualitativos para la empresa y de menor importancia como el
establecimiento de liderazgo en estructuras de medición remota y la obtención de un mayor nivel
de satisfacción para el usuario (Rogai, 2007).
En el caso chileno, donde las distribuidoras compiten con una empresa modelo cada cuatro años,
existen débiles incentivos para la creación de tarifas flexibles. En éste caso, la distribuidora sólo
integra éstos esquemas y tecnologías de tarificación cuando existen ahorros de costos directos
importantes y de relativo corto plazo. En éste sentido, el modelo chileno entrega incentivos
perversos para la aplicación de tarifas flexibles. La tarifa BT1 que cobra potencia y energía en una
sola componente de costo variable, incentiva a que la empresa venda más energía, de ésta forma
obtiene mayores ganancias.
En vez de que la empresa incentive el ahorro energético y la gestión de la demanda, le es
beneficioso que el cliente consuma más, ya que así cubre sus costos de inversión y obtiene
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mayores ganancias. El precio una vez regulado no responde sensiblemente al nivel de venta y a las
utilidades de la empresa de forma periodice y frecuente, ya que la fijación de precio es cada 4
años. SI bien la fijación buscar garantizar unas ganancias fijas por parte de la empresa, en la
práctica la mayor venta de energía se traduce en mayores ganancias. Si bien lafijación de precio
busca asegurar que la empresa obtenga una rentabilidad fijada sobre sus inversiones y no capture
más riqueza de la necesaria de sus clientes, en la práctica, la insensibilidad de la tarifa y la falta de
un proceso de ajuste y revisión se traducen en una dependencia entre el volumen de venta y los
ingresos. Este problema motivo en otros países la aparición de políticas de revenue decopling e
incentivos al desempeño, de manera de impulsar medidas de eficiencia energética y consumo
responsable de la electricidad, entre las cuales se encuentra la implementación de las tarifas
flexibles.
Además, las distribuidoras no poseen incentivos para reducir el consumo de punta de sus clientes
en el corto plazo. Debido a que poseen contratos de energía de largo plazo, por mínimo 10 años, si
bien estos contratos establecen demandas de punta en términos prácticos, la empresa ve precios
fijos de energía en el largo plazo, por lo que no percibe el mayor costo de suministro eléctrico en
las horas de mayor estrechez.
4.4.2.2 INCENTIVOS DE LAS DISTRIBUIDORAS PARA LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES
EN USA
La aplicación de tarifas flexibles pretende que el consumo de los clientes se ajuste a los costos
reales de la energía eléctrica, es decir, reducir el consumo eléctrico en horas punta, mediante el
desplazamiento del consumo a horas fuera punta o simplemente con la reducción de consumo a
través de la aplicación de medidas de eficiencia energética. La aplicación de tarifas flexibles
promueve el uso eficiente y racional de la energía, de manera que los clientes tomen en
consideración las condiciones de operación del sistema en la forma en que consumen la
electricidad.
La regulación tradicional aplicada a las distribuidoras de electricidad, concibe la recuperación de
los costos de servicio (inversiones, operación y mantenimiento), así como el margen de ganancia
para estas empresas (rate of return); contenido en el costo de la energía ($/kWh). De esta forma,
los ingresos de las distribuidoras típicamente están asociados al volumen de energía vendida. Esta
situación tiende a crear incentivos financieros perversos para las distribuidoras, de manera que es
muy difícil que programas de eficiencia energética y flexibilidad tarifaria proliferen en este tipo de
escenario regulatorio.
Sin embargo, desde varios años ha comenzado a desarrollarse una tendencia a buscar el
desacoplamiento de los ingresos de las empresas distribuidoras con las ventas de electricidad
realizadas a los clientes finales. Típicamente, esto implica cambiar la concepción de cómo las
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distribuidoras recaudan sus ingresos y cubren sus costos. El regulador se encarga de fijar el valor
de las tarifas y revisar periódicamente el nivel de ingresos generados para las empresas
distribuidoras. Si estos ingresos están por sobre el nivel adecuado; estos es cubrir los costos de
operar y mantener las instalaciones y asegurar una tasa de retorno adecuada; las distribuidoras
deben devolver parte de los ingresos en forma de reembolso para los clientes. En el caso inverso,
cuando existe un déficit en los ingresos, este déficit es cobrado a los clientes en forma posterior.
En cerca de doce estados de USA se han implementado políticas que desacoplan el ingreso de las
empresas distribuidoras con las ventas de energía. Con este desacople las distribuidoras poseen
incentivos para la aplicación de medidas de eficiencia energética, reduciendo el consumo eléctrico
y las emisiones del Gases de Efecto Invernadero (GEI), una de estas medidas es la aplicación de
tarifas flexibles.
Los principales argumentos a favor para el desacople en el sector de distribución de energía, es
que permite separar las obligaciones que tienen las empresas de entregar retornos sobre la
inversión a sus accionistas, con la promoción de la eficiencia energética entre sus clientes, esto
debido a que la algunos mecanismos de eficiencia energética necesariamente requieren de una
pérdida de margen de ganancia. Otra ventaja del desacople es la protección que brinda a los
ingresos de las empresas de las fluctuaciones en las ventas de energía, por lo que ya no es
necesario una compleja evaluación, medición y verificación del programa; además reduce la
necesidad de revisiones periódicas de las tarifas, lo que se traduce en una reducción de costos
regulatorios.
La principal crítica al desacoplamiento es que elimina el riesgo normal del negocio al que se
enfrentan las distribuidoras garantizando que las ganancias se alinean con las ventas de energía,
además de que las empresas pueden verse beneficiadas con reducciones de energía que no
necesariamente provienen de los programas de eficiencia energética (pro la intervención de
factores económicos, climáticos, entre otros). Esta falta de riesgo entrega señales inadecuadas,
permitiendo que la empresa distribuidora no busque ser eficiente, lo que se traduciría en una
pérdida de bienestar para la sociedad, debido a que las medidas de eficiencia energética no se
estarían concretando, negándose sus beneficios 115.
Sin embargo, este riesgo no es eliminado, la distribuidora se libra de este riesgo, pues es
transferido luego a los consumidores que no tienen injerencia directa en el dimensionamiento de
las instalaciones y por lo tanto no es eficiente esta transferencia. La distribuidora tiene las mejores
115
Existen varias críticas al desacoplamiento y dependen de los detalles de su implementación y del sistema regulatorio en cuestión. En la página 21 COMMONWEALTH EDISON presenta una critica al sistemahttp://pacificeconomicsgroup.com/mnl/ComEd%20Decoupling%20Report.pdf, El equipo de SYSTEP también desarrolló un informe para la CNE el año 2009 sobre “Introducción de la eficiencia energética a través de incentivos a las empresas distribuidoras” el cual tuvo el apoyo del estado de California en su elaboración.
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herramientas para enfrentar el riesgo asociado al volumen de venta, que depende además del
sistema regulatorio y tarifario en cuestión (costo de servicio, competencia por comparación, etc.)
Otra forma de incentivar medidas de eficiencia energética, son los mecanismo de ajuste de
pérdida de ganancia, la cual se encuentra implementada en ocho estados de USA, para incentivar
medidas de eficiencia energética en las distribuidoras eléctricas. Estos mecanismos no rompen la
unión completamente entre los ingresos de las distribuidoras y la venta de energía, si no que
intentan determinar la porción de la pérdida de los ingresos que resulta de la aplicación exitosa de
medidas de eficiencia energética. Esta pérdida es recuperada a través de una tasa de ajuste,
eliminando el desincentivo de las distribuidoras a este tipo de programas. La Figura 26 muestra la
distribución de los tipos de mecanismos (desacople y recuperación de rentas perdidas) utilizados
para habilitar la implementación de programas de eficiencia energética y tarifas flexibles. Muchos
no poseen aún ningún tipo de reforma, mientras aquellos que la poseen se encuentran repartidos
en proporciones similares entre mecanismos de desacople y de recuperación de ganancias. Varios
estados se encuentran en una etapa de transición, donde las reformas al respecto aún no se han
concretado (estados pendientes).
Una de las desventajas de estos mecanismos de ajuste es que requieren de un programa de
evaluación robusto para estimar con precisión los ahorros de energía proveniente de las medidas
de eficiencia energética, y tales programas de evaluación pueden resultar caros. Además, la falta
de precisión en el cálculo de los ahorros energéticos puede llevar a incrementar indebidamente la
ganancia de las distribuidoras, e incentivar a que éstas apuesten al error del regulador para elevar
sus ganancias. Las tarifas flexibles corresponden a una de las medidas que permiten alcanzar estas
metas de eficiencia energética, por lo que los incentivos al desempeño juegan un rol fundamental
para poder implementar esta política de forma exitosa.
Es importante notar que una reforma de este tipo sólo constituye un mecanismo habilitador, que
promueve la existencia de las condiciones mínimas para que programas de eficiencia energética y
tarificación flexible puedan desarrollarse en el ámbito de la distribución y venta de electricidad.
En adición a un mecanismo de desacoplamiento, es necesaria la implementación de mecanismos y
programas específicos orientados a promover directamente la eficiencia energética y la
redistribución de la demanda para reducir el consumo en horarios de punta. Un ejemplo de esto
son los incentivos basados en el desempeño existentes en algunos estados de Estados Unidos,
donde existen incentivos sobre los generados por programas de eficiencia energética, basados en
el cumplimiento de metas impuestas por el regulador. La Figura 27 muestra la distribución de
incentivos de desempeño existentes en Estados Unidos, donde se observa que existe un gran
avance en esta materia, existiendo 21 estados donde los incentivos han sido implementados y 7
donde esta materia se encuentra en desarrollo.
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Figura 26 - Mecanismos de desacople y recuperación de rentas perdidas para las distribuidoras eléctricas por estado, E.E.U.U. Fuente: Edison Foundation
116.
Figura 27 - Incentivos basados en el desempeño para las distribuidoras por estado, E.E.U.U.
Fuente: Edison Foundation 117
.
4.4.2.2.1 APLICACIÓN DE INCENTIVOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PARA LAS DISTRIBUIDORAS EN
CALIFORNIA
El desacople de ingresos en California comenzó en 1982. El actual programa denominado
Decoupling Plus combina desacoplamiento de los ingresos de las distribuidoras con incentivos de
rendimiento para alcanzar o superar objetivos de eficiencia energética. Los requerimientos de
ingreso son ajustados de acuerdo al crecimiento de los clientes, productividad, clima, e inflación
en una base anual con revisión de tasas cada tres o cuatro años dependiendo de la distribuidora.
116
http://www.edisonfoundation.net/iee/issuebriefs/IEE_StateRegulatoryFrame_0611.pdf 117
http://www.edisonfoundation.net/iee/issuebriefs/IEE_StateRegulatoryFrame_0611.pdf
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Las ganancias o penalidades por medidas de eficiencia energética tienen un tope de hasta 450
millones de dólares.
Las distribuidoras en California ganan un incentivo por programas de eficiencia energética bajo un
mecanismo de ahorro compartido de riesgo y recompensa o “Energy efficiency risk/reward
incentive mechanism (RRIM)”. Las ganancias producto de los programas de eficiencia energética
provienen de tasas de ingresos (TI) sobre los ahorros generados por los programas y beneficios
netos. La TI es de un 12% si los logros de la distribuidora superan el 100% de los objetivos
impuestos por la CPUC, un 9% si los objetivos se alcanzan entre un 85% y 100% y un 0% si el logro
del objetivo está entre un 65% y 85%. Si el logro de los objetivos es menor a un 65% la
distribuidora debe pagar una multa. Por otra parte, los beneficios netos se calculan como dos
tercios de los beneficios netos sobre el costo total de los recursos (TRC) y un tercio de los
beneficios netos sobre el costo incurrido sólo por la distribuidora de implementar el programa118 119.
4.4.2.2.2 APLICACIÓN DE INCENTIVOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA PARA LAS DISTRIBUIDORAS EN
WISCONSIN
El desacople de rentas y ventas de electricidad fue aprobado por la WPSC en diciembre del año
2008 (mecanismo de estabilización de ganancias), permitiendo a las distribuidoras implementar
programas pilotos de 4 años. La WPSC requirió que se implementaran tres pilotos orientados a
comunidades, los cuales serán revisados regularmente.
En términos de los incentivos de desempeño, en el estado de Wisconsin estos se aplican desde el
año 2008. Las distribuidoras están obligadas a obtener la misma tasa de retorno en sus inversiones
en eficiencia energética, que la que consideran en sus inversiones en otros capitales. Además, las
distribuidoras pueden proponer programas y metas de eficiencia energética propios, por sobre los
exigidos por el regulador.
118
http://docs.cpuc.ca.gov/published/Final_decision/157786-01.htm http://docs.cpuc.ca.gov/proceedings/R0901019.htm 119
El TRC o Total resource cost test, es un test para medir la costo efectividad de un programa. Este calcula la razón entre los beneficios netos generados por un programa y el total de costos incurridos tanto por los participantes del programa como los no participantes. El PAC o Program Administration test, es un test similar al TRC pero solo considera los costos incurridos por la distribuidora en la implementación del programa. http://docs.cpuc.ca.gov/published/final_decision/73172-10.htm
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4.5 NET METERING Y TARIFICACIÓN ELÉCTRICA
La medición neta es un esquema de medición y tarificación diseñada para medir y valorizar los
excedentes netos a la red provenientes de sistemas de generación distribuida de muy pequeña
escala, típicamente instalaciones domiciliarias. El término medición neta proviene de la utilización
de un medidor de consumo eléctrico convencional para medir la cantidad de energía neta
consumida o inyectada a la red. Al instalar un sistema de generación local e inyectar a través del
empalme de un casa, los flujos de corriente dejan de ser unidireccionales, pudiendo ir hacia o
desde la red de distribución, dependiendo del tamaño relativo entre el consumo y la cantidad de
electricidad generada por el sistema de generación distribuida. De esta forma existen horas del día
en que se inyecta electricidad a la red y otras en que se consume desde ella. El medidor registra
estas inyecciones y consumos descontando o agregando consumo según corresponda, por lo que
la cantidad medida al final del periodo de facturación corresponde a una cantidad neta de energía,
razón por la cual se habla de “medición neta”.
La medición neta es un concepto que existe ya desde hace muchos años en el mundo
desarrollado. En Estados Unidos; con la promulgación la “Public Utility Regulatory Policies Act
“(PURPA), la discusión sobre mecanismos de medición y valorización de inyecciones para
generadores distribuidos fue un tema recurrente en los regulados de los diversos estados de este
país. Esta ley estableció el derecho a interconexión de sistemas de generación (frecuentemente
renovables y de cogeneración) a las redes de distribución, siendo necesarios esquemas tarifarios
que incluyeran estas inyecciones en el cálculo y aplicación de las tarifas. Por esta razón, en algunos
estados las iniciativas de medición neta están presentes desde hace más de 30 años. Las iniciativas
de medición neta y las diferentes regulaciones existentes en Estados Unidos han funcionado de
forma dinámica, ya que han identificado las necesidades de los sistemas particulares, variando las
regulaciones conforme fuera necesario. Casos emblemáticos son Oregón, California, Colorado y
Texas (éste último como un mal ejemplo), entre muchos otros. Sólo tres estados actualmente no
poseen sistemas de medición neta en Estados Unidos.
La medición neta surge entonces como una forma de viabilizar las inyecciones de pequeños
medios de generación de muy baja escala, obligando a las empresas distribuidoras a permitir estas
inyecciones y a pagar por ellas una tarifa preestablecida, eliminando del proceso negociaciones y
acuerdos, transformando a este en un procedimiento estandarizado. Sin embargo, la discusión
primordial se detiene en dos puntos específicos: Que tamaño y tecnología permitir como elegible
para la medición neta, y cuanto y como pagar por las inyecciones realizadas por los pequeños
generadores.
En primer lugar, un elemento central en las obligaciones de una empresa de distribución eléctrica
es proveer un servicio continuo y de calidad para sus clientes. Conceptualmente, una red de
distribución está ideada para recibir electricidad desde las redes de transporte de alta tensión y
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distribuirla a clientes pasivos a través de alimentadores y líneas de distribución de media y baja
tensión. A medida que la demanda por electricidad aumenta y los requerimientos de calidad de
suministros son elevados, las distribuidoras se ven obligadas a extender y reforzar sus redes de
distribución. Para esto deben realizar inversiones que luego deberán cobraran sus clientes por
intermedio de la tarifa de electricidad.
La iniciativa de medición neta ha comenzado a ganar relevancia en Latinoamérica, debido al
“boom” que las energías renovables han comenzado a tener en los países de esta región. Existen
algunas iniciativas pero éstas aún son incipientes y no poseen una experiencia detallada de forma
que pueda ser comentada. Se destaca el caso de Chile, donde ya existe un proyecto de ley en
discusión en el senado y se espera su pronta aprobación.
Debido a que en la mayoría de los países y estados se utilizan algunas tarifas monómicas (que
cobran la potencia y la energía en una tarifa única de energía) se han establecido límites máximos
para la potencia de las instalaciones sujetas a netmetering, típicamente del orden de 10kW, 20kW
o 40kW y límites agregados máximos para todo el sistema, para limitar las distorsiones técnicas y
económicas.
4.5.1 CANTIDADES DE ENERGÍA, VALORIZACIÓN Y COSTOS COMPROMETIDOS EN LA
MEDICIÓN NETA
La inserción de generadores pequeños, a menudo no despachables, puede traer consecuencias
inciertas sobre la forma en que opera la red de distribución y la calidad. Por una parte, es posible
que la generación local reduzcan las pérdidas eléctricas debido a que suministran de forma local la
electricidad evitando su transporte, por lo que los costos de abastecimiento podrían verse
disminuidos al reducir el nivel de pérdidas. Sin embargo, la reducción de pérdidas eléctricas
debido a la generación distribuida no siempre es un hecho, viéndose está influenciada por la
posición relativa a las cargas del generador distribuido, su comportamiento y tamaño. Por otra
parte, la operación de un generador en las redes de distribución puede comprometer seriamente
el comportamiento eléctrico del sistema, viéndose afectados los perfiles de voltaje, el nivel de
armónicos presente en la red, etc. Estas variables deberán ser consideradas por las distribuidoras
a la hora de planificar en la red e incluidas en el reforzamiento y extensión de la misma,
traduciéndose en variaciones en la tarifa eléctrica.
Por último y en línea con lo anterior, la tarifa eléctrica suele estar compuesta por dos
componentes, una componente por energía, asociada al costo de suministro y otra por potencia,
asociada a las inversiones realizadas en la red y los costos de operación y mantenimiento de la
misma, mediante la cual las empresas distribuidoras recuperar sus inversiones y obtienen sus
rentas. Además, ambas componentes suelen tener un sobrecargo asociado a las pérdidas de
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energía y potencia en la red producto del transporte. A nivel de distribución domiciliaria, estas dos
componentes suelen estar unificadas en una tarifa de valor único o tarifa monómico, calculadas de
manera de recoger el comportamiento promedio de los clientes residenciales.
Desde un comienzo, los esquemas de medición neta no representaron una nueva forma de medir
la electricidad, con nuevas tecnologías de medición o similares, sino más bien una forma diferente
de llevar el registro del consumo. Habitualmente estos esquemas eran y son implementados
utilizando los mismos medidores de bajo costo existentes en la mayoría de los consumos
residenciales. En este contexto, cuando se implementa un esquema de medición neta, existen dos
cantidades de energía relevantes para la discusión sobre que tarifa aplicar a la energía generada
localmente: La energía generada y consumida localmente y la energía generada localmente que es
inyectada a la red.
La energía generada y consumida localmente se traduce en una reducción del consumo eléctrico
total del mes, ya que si bien en algunas horas el medidor eléctrico puede registrar consumo, en
otras horas este registro puede ser eliminado por las inyecciones realizadas por el pequeño
generador (siempre que el medidor permita un registro de electricidad en ambos sentidos).
Debido a que esto se visualiza como una reducción en el consumo eléctrico, la valorización de la
electricidad que se inyecta a la red se realiza a la tarifa de electricidad a la cual está suscrita el
cliente, típicamente una tarifa monómica. Como se dijo, esta tarifa incluye una componente al
pago de las inversiones y costos de operar la red de distribución, dirigidas a pagar el servicio de
distribución que imparten las empresas. Al valorizar a dicha tarifa las inyecciones de un generador
distribuido, lo que se está haciendo es remunerar al generador por un servicio de distribución que
no está prestando. Esta situación se vuelve más relevante cuando la cantidad de energía generada
localmente es mayor a la consumida, generándose consumos negativos respecto a los registros de
consumo de meses anteriores. Lo anterior genera un serio conflicto con los intereses de las
empresas distribuidoras que debe ser considerado.
Además, las empresas distribuidoras, podrán argumentar que la penetración de generadores
distribuidos conlleva beneficio, implican también pérdidas de la calidad de suministro, por lo que
podrían justificar el incremento en la tarifa eléctrica a todos los clientes, generándose un subsidio
cruzado entre los clientes sin generación local y los clientes con generación local.
Por otra parte, la instalación de generadores distribuidos podría conllevar una reducción pérdidas
en el sistema, por lo que la valorización de la energía generada deberá considerar este elemento.
Como ya se dijo, la tarifa eléctrica considera las pérdidas en distribución en su valor, por lo que la
valorización a esta tarifa de las inyecciones de electricidad de medios de generación distribuida
podría justificarse desde este punto de vista.
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Así se genera una discusión sobre que tarifa aplicar a las inyecciones de generación distribuida,
buscando el balance entre los beneficios generados por los generadores distribuidos y garantizar
los intereses de consumidores y empresas de distribución.
4.5.2 TARIFAS APLICABLES EN LA MEDICIÓN NETA
A la hora de considerar que tarifa aplicar en un esquema de medición neta para valorizar la
energía generada por un medio de generación distribuido, es importante distinguir entre la
energía que se traduce en una reducción del consumo eléctrico y en las inyecciones realizadas a la
red (energía generada por sobre la energía utilizada para reducir el consumo eléctrico). En este
sentido, la experiencia internacional muestra que existen diferentes opciones tarifarias a
considerar:
Tarifa Retail (Minorista): Es el precio final al cual la empresa de distribución vende la
energía al consumidor. Esta tarifa es bastante importante ya que en los casos en que se
utiliza un solo medidor bi-direccional, todo lo generado que esté bajo la lectura del mes
pasado se "resta" a este precio, ya que la empresa no puede saber mediante la simple
lectura del medidor a fin de mes, cuanto consumió un cliente (si es que este tiene un
medio de generación distribuida). Por ejemplo, si una casa con medidor bi-direccional
consumió 700kWh en un mes y generó 680kWh, solo debe pagar 20kWh (que es lo que
marca el medidor). En cambio, si la misma casa genera 730kWh, queda a fin de mes con
un saldo de 30kWh a favor, los cuales en pocos casos se remuneran a esta tarifa.
Costo Evadido: Representa los costos marginales de la empresa de distribución. En la
mayoría de los casos el exceso neto de energía se remunera a este precio, es decir,
volviendo al ejemplo del caso anterior, los 30kWh con que quedo a favor el cliente
residencial en el mes, se le abonarían a su próximo estado de cuenta (eso es lo que se
hace por lo general, en raras ocasiones el exceso es remunerado en efectivo).
Time Of Use (TOU): Separa el precio de la energía según hora del día (ej. horas de punta),
tanto utilizado principalmente para la energía consumida, aunque en algunos casos se
utiliza para la energía generada (ej. FiT para paneles fotovoltaicos en California entre las 8
y 18 horas). Para medir según esta tarifa se requiere generalmente un medidor digital.
Tarifa Predeterminada: Es una tarifa prefijada entre las empresas de distribución y/o una
entidad pública, que por lo general es la comisión de distribuidoras públicas (en el caso de
EE.UU.).
Típicamente, en presencia de un esquema de medición bidireccional utilizando un medidor
convencional, la energía traducida en ahorro de consumo es valorizada a tarifa retail. El exceso de
energía que pudiera existir luego de llevar el consumo a cero rara vez es valorizada a tarifa retail
ya que esto implicaría pérdidas injustificadas a las empresas de distribución. Esta energía
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típicamente se valoriza a costo evadido o una tarifa predeterminada, utilizándose esta valorización
para reducir el cobro de facturaciones futuras. En caso de utilizarse un esquema de medición más
complejo, por ejemplo, medidores separados para el consumo y la generación, con medición
horaria, es posible aplicar tarifas más complejas como las tarifas TOU de manera de valorizar de
forma diferenciadas las inyecciones. Esto es muy beneficioso para sistemas como el fotovoltaico,
donde la energía inyectada puede coincidir con ciertos peak en la demanda (ej: peak debido a
climatización en países desarrollados).
4.5.3 EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN MEDICIÓN NETA
A continuación se presenta brevemente algunas experiencias internacionales en medición neta en
Europa y América (principalmente Estados Unidos), describiendo de forma resumida la experiencia
de Italia, Dinamarca, Inglaterra, México, Puerto Rico, Minnesota y California. Además se discuten
buenas y malas prácticas en medición neta y se presentan los casos de Oregón y Texas como
ejemplos.
4.5.3.1 ITALIA
La medición neta fue introducida en Italia en la década de los 90, con la conexión de los primeros
paneles fotovoltaicos a la red. Hoy en día ya es una política bastante consolidada en el país. La
regulación italiana permite hasta 200 kW de capacidad máxima en un sistema de generación
distribuida elegible para un esquema de medición neta, estando orientado este esquema
principalmente a clientes comerciales y residenciales. La tarifa a la cual se valorizan las inyecciones
netas realizadas a la red es de índole regulada y se complementan con subsidios y créditos de
energía renovables. El esquema de medición utilizada es el de dos medidores unidireccionales
4.5.3.2 DINAMARCA
En Dinamarca, el sistema de medición neta está disponible para clientes residenciales a contar del
año 2005. El poco tiempo que lleva la iniciativa no ha permitido evaluar de forma efectiva el éxito
de la legislación presente en este país. La legislación danesa estipula una capacidad máxima
instalada por instalaciones individuales de 6kW, encontrándose la capacidad promedio en los
hogares en un valor cercano a 1,8 kW.
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4.5.3.3 INGLATERRA
Aun cuando no hay una política establecida de medición neta en Inglaterra, la implementación de
ésta es opcional según empresa de distribución. Vale la pena decir que los incentivos de FiT
alcanzan precios hasta 10 veces mayores a los precios de mercado, además de existir otros
incentivos como la rebaja de entre un 5% y 15% a instalaciones fotovoltaicas profesionales.
4.5.3.4 MÉXICO
Entre los años 2006 y 2007 se instaló una gran cantidad de celdas PV para potenciar el uso de
energías limpias y fomentar la inclusión social. Según PVPS ANUAL REPORT 2007 de la IEA se
establece que bajo un proyecto investigativo del Estado de Baja California, en el que se instalaron
cerca de 500 celdas en los techos de las casas de barrios de escasos recursos se implemento una
iniciativa inicial de medición neta en este país. Las instalaciones son del orden de 10 kW de
capacidad instalada para los usuarios residenciales y de 30 kW instaladas para los comerciales. La
capacidad instalada máxima alcanzo los 1,1 MW.
4.5.3.5 PUERTO RICO
Puerto rico ha aprobado recientemente una legislación de medición neta, muy similar a los marcos
regulatorios existentes en algunos estados de Estados Unidos. Esta legislación establece una
capacidad máxima para sistemas de medición neta de 25 kW para clientes residenciales y 1 MW
para clientes comerciales, industriales, agrícolas, instalaciones educacionales y hospitalarias. La
tarifa utilizada para valorizar las inyecciones considera una valorización de 0,1US$/kWh al primer
75% de excedentes generados en un año, siendo el resto donado para ser distribuido en créditos o
rebajas a las cuantas de escuelas públicas. El esquema de medición utilizado es de dos medidores
unidireccionales.
4.5.3.6 MINNESOTA – ESTADOS UNIDOS
Vale la pena destacar el caso de Minnesota, debido al desarrollo que han alcanzado las
instalaciones fotovoltaicas. Esto se ha debido, además de a una política de Medición neta bien
implementada, a un programa de subsidios a este tipo de tecnología. Veamos la siguiente figura
en donde se puede apreciar el desarrollo de las renovables en el estado (la disminución de eólicos
se ha dado principalmente a la antigüedad de los equipos y el encarecimiento de sus costos de
mantención):
Figura 28 – Penetración de medición neta en Minnesota (1981 - 2001)
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En esta estado, la medición neta está limitada a 150 kW de capacidad instalada por instalación como
máximo y a no más de un 0,75% de la demanda punta del sistema de distribución referido al año anterior.
Además existe una limitación tecnológica, permitiéndose sólo las tecnologías de generación solar
fotovoltaica, Landfill Gas, Eólico, Biomasa, Hidro, Digestión Anaeróbica, Mini-Hidro, Desechos Sólidos
Municipales, Energía de las Olas y Energía Mareomotriz. La remuneración de las inyecciones considera una
valorización de los excedentes netos a tarifa retail para sistemas de 20 kW o menor y a la componente de
potencia de la tarifa de retail para sistemas sobre esta capacidad, siendo estos abonados al próximo estado
de cuenta.
4.5.3.7 CALIFORNIA – ESTADOS UNIDOS
En California, se estableció una capacidad instalada máxima por instalación de 1 MW máxima con
un máximo total para el sistema correspondiente a un 2,5% del peak máximo de demanda del
sistema, proyectándose alcanzar un máximo de un 5% en el corto plazo. Sin embargo, california
comenzó la iniciativa de medición neta estableciendo un máximo de la capacidad instalada
correspondiente a un 0,5% del peak máximo de demanda del sistema.
Los pagos por la energía generada, bajo la cota de consumo de cada cliente se pagan mediante
una tarificación anual, donde se reúne el consumo de 12 meses consecutivos y se calcula el
consumo neto, pagándose este al precio de distribución final (o precio retail).
En cuanto a los excesos de generación se refiere, la legislación californiana no obliga a las
empresas de distribución a pagar por los excesos generados por los clientes – generadores.
Además, dichos excesos son eliminados de la cuenta de energías generada una vez se cumple un
año calendario.
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Forsyth120 asegura que existen tres factores clave en el desarrollo de la Medición Neta en este
estado, ellos son:
La posibilidad de que clientes de hasta 1MW de potencia instalada puedan optar a un
programa de Medición Neta.
Los incentivos existentes en California enfocados en disminuir los cotos de adquisición de
equipos de generación a los consumidores.
La transparencia y la calidad de información disponible a los usuarios
4.5.3.8 BUENAS Y MALAS PRÁCTICAS SEGÚN NNEC
El NNEC es una organización sin fines de lucro que comenzó a operar en 2006 y su misión es
promover políticas que aseguren opciones energéticas seguras, limpias y responsables
ambientalmente. Actualmente, el NNEC colabora con todo tipo de entidades gubernamentales,
organizaciones e industrias, para llevar a cabo su misión y tiene el apoyo del Interstate Renewable
Energy Council, organización que se dedica a la información, educación y acreditación de fuentes
de energías renovables desde 1982.
Los factores clave en que se enfoca el NNEC para evaluar de manera positiva una política de
Medición Neta son los siguientes:
Capacidad por empalme > 2MW.
Todas las tecnologías ERNC están aceptadas.
Todas las distribuidoras participan.
Todos los tipos de clientes participan.
Límites de capacidad por sistema > 5% del peak de demanda del distribuidor.
El exceso neto de energía generada (NEG) es reconciliado anualmente o no expira.
No hay sobrecargo por inscripción de Medición Neta.
Sin sobrecargos, tarifas especiales o cambios de tarifa.
Los créditos de energía renovables (RECs) son de propiedad del consumidor.
4.5.3.9 EJEMPLO DE BUENA PRÁCTICA: OREGON
Se presenta a continuación el ejemplo del estado de Oregon definido por el NNEC como un
ejemplo de buenas prácticas en programa de medición neta.
Límite de Capacidad del Sistema (por tipo de empresa de distribución):
120
Forsyth, The Effects of Net Metering on the Use of Small Scale Wind Systems in the United States, 2002, pag. 10
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o Privadas (Investor Own Utility): No especificado.
o Públicas: 0,5% del peak horario histórico.
Límites por tipo de empresa de distribución:
o Privadas: 2MW (no-residencial) 25kW (residencial).
o Publicas: 25kW (no-residencial) & 10kW (residencial).
Tecnologías
o Solar Térmico (Eléctrico), FV, Landfill Gas, Eólico, Biomasa, Hidro, Celdas de
Combustibles Digestión Anaeróbica, Mini-Hidro
Remuneración e Incentivos:
o Privadas: La remuneración al exceso neto de energía generada (NEG) se hace
efectiva en la próxima cuenta o facturación mensual a tarifa retail.
o Publicas: El tipo de remuneración al exceso neto de energía generada (NEG) varía
según empresa.
Pacific Power: La factura de energía se realiza como los cargos por la
energía consumida por el cliente menos los costos de la energía
proporcionada por el cliente.
Idaho Power: Valoriza el exceso neto de energía generada como el 85%
del Costo Evitado de Energía121, según la Schedule 85 aplicable a clientes
residenciales.
Portland General Electric (PGE): Valoriza el exceso de energía generada a
Costo Evitado122.
o Incentivos del tipo “Energy Trust”123.
Límite total de capacidad instalada (por tipo de empresa de distribución):
o Privadas: No hay límite.
o Publicas: 0,5% de la demanda peak.
Definiciones claras, Implementación exitosa
4.5.3.10 EJEMPLO DE MALA PRÁCTICA: TEXAS
A continuación se presenta un breve listado de lo ocurrido en Texas referente a un programa de
medición neta, ya que es definido por el NNEC como un ejemplo de mala práctica en la materia.
121
Costo Evitado de Energía: Es el promedio ponderado mensual en hora peak y no peak del Índice de Precios de Electricidad del Dow Jones Mid-Columbia (Dow Jones Mid-C Index), que corresponden a los precios de los contratos de energía. Esta tasa se calcula en base a los datos del mes calendario anterior. 122
Costo Evitado: Los costos incrementales de una distribuidora eléctrica en la que incurriría si suministrara la energía o potencia generada por las instalaciones clasificadas. Esta energía debería ser generada por la empresa o comprada a otra fuente. 123
Incentivos en la forma de dinero para hogares que desean realizar mejoras que permitan acceder a una mejor eficiencia energética
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El programa de Medición Neta finalizó en 2007 (hoy en día es voluntario por empresa).
No hubo definición de “Medición Neta”.
Límites y tarifas ambiguas.
Malas interpretaciones y mal uso del sistema.
Buenas intenciones, pero fallas en la implementación.
4.6 METODOLOGÍAS DE DISEÑO DE PERFILES DE CONSUMO
Los beneficios económicos de tarifas flexibles consisten en el potencial que las distribuidoras
tienen para mejorar la discriminación por precio de los clientes y facilitar la reducción de las
demandas en horarios de punta. El diseño de tarifas de segmentos específicos del total de clientes
puede determinar tarifas flexibles individuales para cada grupo de clientes. Esto permite
considerar la heterogeneidad en el consumo de electricidad pero también permite evitar la
complejidad de un diseño tarifario a nivel individual para los clientes. Diferentes tipos de clientes
usan diferentes cantidades de energía a diferentes horas del día. Por ejemplo, muchos clientes
comerciales pueden usar incluso más energía durante el fin de semana de lo que usan durante la
semana.
Los perfiles de carga son representaciones estadísticas del comportamiento de consumo de
clientes representativos de grupos de clientes que componen el total de la demanda de un sistema
de distribución. Los perfiles de carga son necesarios para el diseño correcto de tarifas flexibles de
tipo como las tarifas tipo Time Of Use, bloques de carga, estacionales, entre otras. Idealmente,
para un diseño preciso de cada tarifa se debería contar con la demanda eléctrica de cada usuario
con intervalos de 15 a 30 minutos y por periodos de varios años, pero esta cantidad de datos
resulta inmanejable y su recolección muy costosa. Estos costos pueden verse reducidos cuando se
utilizan tecnologías de medición inteligente, facilitándose mucho la gestión de los mismos. Pese a
esto, es necesario de todas formas algoritmos de análisis que permitan obtener conclusiones de
estos datos y volverlos en información más manejable.
Al dividir la demanda agregada total en diferentes grupos de clientes y conocer tanto la
participación de cada grupo como su perfil de carga (load profile), es posible asignar de forma
eficiente diferentes tarifas a cada grupo, estimando el impacto que estas tarifas tendrán sobre el
comportamiento total de la demanda. Además, junto a los perfiles de carga, es posible considerar
factores como la fecha y hora, la temperatura, eventos especiales (ej: Partidos de Fútbol) y otros
para estimar o predecir el comportamiento de la demanda en el futuro. Esto es particularmente
útil al estimar los periodos críticos con suficiente antelación y precisión, de manera de incurrir en
menores costos para el sistema para suplir y/o reducir dicha demanda.
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De esta forma la demanda total puede ser dividida en demandas individuales por tipo de clientes,
por ejemplo; demanda de casa familiar, demanda de apartamento, demanda de establecimiento
comercial, etc. Además es posible realizar una subcategorización por uso final en cada uno de los
grupos de clientes, subdividiendo por uso la demanda de cada grupo como por ejemplo:
iluminación, calefacción, calentamiento de agua, etc. Finalmente, es posible dividir la demanda de
cada uso por demanda por tipo de dispositivo como por ejemplo: Calor resistivo, bombas de calor,
almacenamiento de calor, etc. La agrupación o “clustering” puede realizarse de diversas formas,
dependiendo el nivel de profundidad de la agrupación de las características relevantes para la
tarificación eléctrica que existan en el universo de clientes estudiado. La Figura 29 muestra un
ejemplo de agrupación como la descrita previamente para diferentes curvas de carga.
Los perfiles además no solo pueden ser elaborados por tipo de cliente sino que también
considerando otras variables como la estación del año y el periodo de la semana (días hábiles y fin
de semana, ver Figura 30). De esta forma es posible, mediante muestreo estadístico (muestreo de
bajo costo), establecer grupos de clientes y tarifas adecuadas a estos grupos de manera de
modular su comportamiento de forma favorable al sistema, generando mayores beneficios para
este.
Tradicionalmente se ha usado y usa para diseñar tarifas de retail. Los clientes con un patrón de
consumo similar típicamente son agrupados juntos y se les aplican tarifas especialmente diseñadas
para cubrir los costos que su consumo impone al sistema. En ausencia de información detallada
individual para cada uno de los clientes que describa su demanda de electricidad en forma horaria,
es necesario elaborar estos perfiles de carga, de manera de determinar la contribución a la
demanda total del sistema. Los clientes son agrupados de acuerdos a características generales del
uso que le dan a la electricidad (clientes residenciales de bajo consumo, residenciales de alto
consumo, comerciales pequeños, grandes industriales, etc.) (Weston & Jim, 2002).
Además, las distribuidoras usan los perfiles de carga para estimar la participación de cada uno de
los grupos de cliente en el suministro de la demanda total y establecer de forma mas precisa sus
contratos, de manera de no subcontratar o sobrecontratar capacidad, reduciendo así los costos
del suministro (Weston & Jim, 2002).
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Figura 29 - Estructura para curvas de carga basada en un análisis de uso final por cliente, uso final y dispositivo124
Figura 30 - Comparación de perfiles de carga agregado para invierno y verano para el caso del Reino Unido125
124
http://es.scribd.com/doc/27189963/Electric-Distribution-Load-Characteristics
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Los estudios de perfiles de carga son usados para desarrollar perfiles horarios de los clientes para
todo el año. Cada perfil de carga contribuye a la carga total, implicando ciertos costos de
suministros que configuran el costo total de suplir la demanda. Los perfiles de carga son usados
para determinar la demanda coincidente de cada uno de los grupos de clientes que representen y
por tanto los costos asociados a su porción de demanda (BCHydro, 2007).
Los perfiles de carga están basados en tres fuentes de datos: los datos provenientes de medidores
de intervalo, los estudios de demanda y las estimaciones. Los grandes clientes, incluyendo los
clientes conectados al sistema de transmisión, tienen un intervalo de medición que permite
registrar la demanda de electricidad promedio para cada uno de los intervalos (típicamente entre
15 minutos y una hora). La información de estos medidores es sumada para todos los clientes para
cada hora, de manera de determinar el perfil de carga horario para los grupos de grandes clientes
para el año completo (BCHydro, 2007).
Los estudios de demanda son usados para estimar los perfiles de carga para clientes con un
registro acumulación de consumo de energía y medidores de demanda punta. La información
obtenida de estos medidores típicamente es insuficiente para determinar el perfil de carga por lo
que se requieren estudios de estimación (BCHydro, 2007).
Las demandas de punta no coincidentes también son determinadas con los perfiles de carga. La
demanda punta de cada grupo de cliente es usada para estimar los costos de distribución
asociados a cada uno de los clientes. Estos costos se distribuyen según la razón entre la demanda
punta de un grupo sobre la suma de todas las demandas puntas no coincidentes. La Figura 31
presenta un ejemplo de perfil anual de demanda para todos los grupos de clientes considerados
(BCHydro, 2007).
125
http://www.ecbcs.org/docs/Annex_42_Domestic_Energy_Profiles.pdf
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Figura 31 – Perfiles de carga anual para clientes residenciales, de servicios generales, iluminación, riego y grandes clientes.
En los mercados donde los costos de suministro son regulados, los reguladores requieren que los
suministradores usen los perfiles de carga para asignar de manera justa los costos de suministro
de potencia a las diferentes categorías de clientes en los cuales las tarifas reguladas son
establecidas. La razón para usar perfiles de carga para precios regulados es que estos aseguran
que los ingresos proyectados de cada una de las clases de clientes estén lo más cerca posible a la
asignación real de costo de cada cliente (Nizar, Dong, & Zhao, 2006).
En mercado donde el precio retail es competitivo, los perfiles de carga son utilizados para estimar
los precios de mercado. En el caso de existir comercializadores de electricidad, parte importante
del precio de la electricidad depende de la participación de cada uno de los comercializadores (los
clientes que representa) en la curva de demanda total. Mediante el uso de perfiles de carga, cada
comercializadora puede estimar sus perfiles de demanda y utilizar esta información en establecer
contratos. Además, con esta información, los comercializadores podrán realizar cargos
diferenciados luego a sus clientes, para reflejar la diversa participación de estos clientes en la
demanda total. Esto especialmente útil en clientes sin acceso o con acceso limitad a una
infraestructura de medición más avanzada (ej: medidores de lectura diaria o medidores de lectura
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mensual), donde en base a una única lectura de información, es posible estimar su consumo
horario mediante el perfil de demanda (Nizar, et al., 2006).
Si bien en presencia de medición inteligente podría pensarse que la elaboración de perfiles de
carga no es necesario. Debido a que es posible conocer de manera muy detallada y frecuente el
consumo de electricidad de un cliente y que existe comunicación entre el cliente y la distribuidora,
podría ser posible aplicar precios completamente dinámicos, de manera de modular el
comportamiento de este cliente. Sin embargo, en la práctica muchos de los clientes que tiene
medidores instalados no son medidos de forma frecuente debido a los costos de transmitir dicha
información. En el caso de ENEL y los medidores utilizados en Chilectra para su piloto Smart city,
los medidores residenciales son interrogados una vez al día y obteniéndose información sobre el
consumo total acumulado para ese día para cada uno de los clientes. Así, si bien existe medición
inteligente, es necesario medir de forma más frecuente que la económicamente viable de manera
de conocer el comportamiento de consumo exacto de cada cliente. De esta manera el Load
profiling continua teniendo valor, aún en presencia de medición inteligente.
4.6.1 MÉTODOS DE “LOAD PROFILING”
Las metodologías para diseñar perfiles de carga entregan formas costo-efectivas de estimarlos,
maximizando la precisión y minimizando costos. Estas metodologías estiman cargas de las cuales
no se tienen medición en intervalos de fracciones de horas o simplemente no se cuenta con
ningún registro histórico. Comúnmente el periodo de recolección de datos dura un año para
considerar el efecto estacional sobre el consumo. Las estimaciones se basan en modelos de ajuste
estadísticos y estimaciones de ingeniería (Ercot, 2010).
Varios enfoques para estimar un perfil de carga han sido sugeridos. El más simple de estos es
tomar un promedio histórico de demanda para cada clase de cliente y tipo de día para establecer
un patrón de 24 horas el cual es fijo y conocido. Este tipo de enfoque es conocido como un perfil
de carga estático. Otro enfoque conocido como el “Proxy – Day” load profile es comparar la
demanda agregada de la distribuidora con un periodo histórico que más se acerque al día que
quiere modelarse. Otro enfoque corresponden al uso de métodos econométricos para estimar los
perfiles de carga basados en variables exógenas como la estación, día de la semana y clima
(Silsbee & Kostopoulos, 1999).
Otra metodología busca estimar perfiles de carga en tiempo real en vez de utilizar perfiles de
carga estáticos o estimados. Esto puede conocerse como un load profiling dinámico. Al final de
cada dia, la información de cada uno de los medidores con comunicación es transferida
electrónicamente a una central y usado para crear perfiles de carga específicos para ese día y asi
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establecer perfiles históricos muy precisos del comportamiento de los clientes (Silsbee &
Kostopoulos, 1999).
La elección de la metodología más adecuada dependerá de la situación y de factores como la
disponibilidad de información, la disponibilidad de equipamiento, los requerimientos de precisión,
los requerimientos regulatorios y las consideraciones de costo.
4.6.1.1 METODOLOGÍAS DE AGRUPACIÓN O “CLUSTERING” PARA PERFILES DE CARGA
La elección de los tipos de clientes no es aleatoria. Una vez disponible información de los clientes,
esta puede ser clasificada de manera de estimar la cantidad y grupos de clientes existentes en el
universo estudiado. De esta forma existen varios métodos de agrupación o clustering utilizados
para clasificar a los clientes: clustering jerárquico, clustering k-means, clustering fuzzy K-means,
clustering “follow the leader” y clustering fuzzy relation (Prahastono, King, & Ozveren, 2007).
El clustering jerárquico agrupa los datos, de forma simultánea sobre una variedad de escalas,
creando un árbol de clasificaciones. El árbol es una estructura jerárquica multi – nivel, donde los
grupos de un nivel están unidos a los del próximo nivel. Para realizar este tipo de agrupación, es
necesario encontrar las similitudes y diferencias entre cada par de perfiles de carga.
Clasificándolas en grupos binarios basados en su similaridad. El proceso es repetido de forma
iterativa, uniendo los clusters de cada nivel en uno mayor y superior hasta que todas las muestras
han sido agrupadas (Prahastono, et al., 2007).
El clustering K-means agrupa los perfiles de carga determinando un cierto número de clusters y un
punto central para cada cluster. Luego de determinar el punto central, cada set de datos debe ser
asignado al punto central más cercano y para recalcular los puntos centrales iterativamente hasta
que estos se estabilicen (Prahastono, et al., 2007).
El clustering fuzzy K-means es similar el método estándar K – means, con la diferencia de que cada
set de datos tiene un nivel de membrecía a cada uno de los cluster (cada uno de los datos
pertenece a cada cluster en cierto grado). La membrecía a cada grupo de un set de dato debe
sumar uno. El proceso comienza determinando el número de clusters y estimando el punto central
del cluster de manera intuitiva (normalmente incorrecto). El próximo paso es actualizar cada uno
de los centros de cluster y el grado de membrecía de forma iterativa hasta que la posición de los
puntos centrales sea estable (Prahastono, et al., 2007).
El clustering “follow de leader” es una técnica que usa un proceso iterativo para computar el
centro de los cluster, siendo no necesario predeterminar el número de clusters. El número de
clusters es automáticamente derivado de la determinación de la distancia con la frontera de datos.
El proceso termina cuando el centro de los clusters es estable. La función de la primera iteración
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del algoritmo es determinar el número de clusters y la membrecía de los diferentes perfiles de
carga. Esto significa que la primera iteración también crea los límites entre los perfiles de carga
analizados. La selección de la distancia a la frontera debe ser elegida mediante prueba y error
hasta que el numero esperado de cluster sea producido (Prahastono, et al., 2007).
El clustering fuzzy relation es otra técnica de clasificación de los perfiles de demanda. Es un
proceso iterativo complejo que puede ser simplificado en los siguientes pasos: 1) Determinar la
similitud de los perfiles de carga usando un método de amplitud de coseno. 2) Agrupar los perfiles
de carga usando un método de composición de minimización – maximización. 3) determinar el
número de clusters usando un método de fuzzy relation tipo Lambda-cuts. 4) Obtener el número
de clusters. En este proceso existe una asignación de grado de membrecía para cada set de datos
y un ajuste de la posición del centro de cada cluster (Prahastono, et al., 2007).
Para mayor información revisar el articulo de C.S. Ozveren “Fuzzy classification of Electrical Load
demand Profiles – A case of Study” (Ozveren, Vechakanjana, & Birch, 2002)
4.6.2 METODOLOGÍAS DE DISEÑO DE ESTUDIOS DE PERFILES DE CARGA
En las secciones siguientes se describen las principales etapas en el diseño de perfiles de consumo
(Elexon, 2011). Se muestran las principales etapas de la obtención de datos validados
estadísticamente. Además, se presenta una breve descripción de los procedimientos utilizados por
las distribuidoras Pacific Gas and Electric Company (PG&E) y Southern California Edison Company
(SCE) de California para el diseño de perfiles de consumo.
Figura 32 - Modelo básico del proceso de obtención de datos para la creación de Perfiles de Consumo (Elexon, 2011).
Fuente: Elaboración Propia.
4.6.2.1 DISEÑO DE LA MUESTRA
Se debe decidir el tamaño o cantidad de datos requeridos para diseñar una muestra
representativa, considerando un trade off entre costo y precisión. Es decir, mientras más preciso
sea el estudio o más extensa sea la muestra mayor será el costo de implementación, por esto es
necesario escoger la cantidad mínima de datos para obtener una muestra representativa.
Diseño de la Muestra
Selección de la Muestra
Reclutamiento de la Muestra
Instalación del Equipamiento
Recolección de Datos
Análisis de Datos
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Para mejorar la precisión y disminuir costos del estudio se estratifica la muestra según el consumo
anual o tipo de actividad. Estratificando la muestra de consumidores se obtienen grupos más
homogéneos, con menor variación, obteniéndose datos más precisos con un número menor de
muestras. La estratificación se puede realizar con la facturación de cada cliente. Por ejemplo, la
SCE crea seis grandes grupos de clientes cuyos datos se obtienen con distintas metodologías,
mencionadas más adelante, (SCE, 2011a), estos grupos son:
Domestic: Clientes residenciales.
Lighting, Small and Medium Power (LSMP): Pequeños comerciantes y clientes industriales
menores a 500 kW.
Agricultural y Pumping (AG&P): Agricultores en general y clientes con bombeo de agua o
aguas residuales.
Large Power: Grandes comerciantes y clientes industriales mayor o igual a 500 kW.
Resale: Otros servicios públicos o municipales que compran energía en el mercado
mayorista para sus propios clientes.
Iluminación Pública.
4.6.2.2 SELECCIÓN DE LA MUESTRA
La muestra debe representar a la población en cada una de las clases de perfiles de consumo. Los
clientes deben ser seleccionados al azar dentro de cada estratificación realizada y en las áreas
adjudicadas a cada distribuidora. Cada muestra de la población debe ser comparada con la
información de la facturación de los consumidores, para comprobar que las proporciones de las
muestra son las correctas (Elexon, 2011).
La SCE analiza con muestras aleatorias estratificadas los grupos de clientes Domestic, LSMP y
AG&P. Las muestras son diseñadas para producir estadísticas válidas. Los clientes Large Power y
Resale son completamente medidos, por lo tanto la información de la demanda de toda esta
población es considerada para desarrollar el estudio de carga. Por último, el consumo de la
Iluminación Pública es estimado a través de modelos ingenieriles (SCE, 2011a).
4.6.2.3 RECLUTAMIENTO DE LA MUESTRA
Para reclutar a clientes seleccionados es posible ofrecerles un incentivo económico o un servicio
adicional. Aquellos que rechacen ser parte del programa, o se muden o retiren del mismo, deben
ser reemplazados con una nueva selección del mismo estrato (Elexon, 2011).
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4.6.2.4 INSTALACIÓN DEL EQUIPAMIENTO Y RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN
En esta etapa los equipos son instalados para medir los consumos de los clientes seleccionados. En
la actualidad, algunos dispositivos tienen capacidad para almacenar un año de información, por lo
que la recopilación se puede realizar anualmente. Por otro lado, la recopilación de información se
puede hacer de forma inalámbrica o a través de una conexión telefónica. Es recomendable revisar
los equipos el primer mes, para asegurar su correcto funcionamiento (Elexon, 2011).
4.6.2.5 ANÁLISIS DE INFORMACIÓN
Luego de recolectar la información de demanda con intervalos cada media hora de cada usuario
seleccionado, se debe validar la información. La validación consiste en comparar los datos
obtenidos con datos de años anteriores y/o comparar los datos del inicio del estudio con los del
final del estudio. La información que no supere la validación debe ser excluida del análisis. Ademas
se presenta un modelo básico del proceso de análisis de datos (Elexon, 2011).
Figura 33 - Modelo básico del proceso de análisis de datos (Elexon, 2011). Fuente: Elaboración propia.
Ordenamiento de los datos
La información de la demanda es agrupada según: los estratos o tipos de clientes determinados
antes; y la estacionalidad del año. Esta etapa es un ordenamiento de la información.
PG&E agrupa cada día del año con el día más parecido de años anteriores. Por ejemplo, el viernes
27 de marzo 1998, se agrupa con el viernes 1 de abril 1994, con el viernes 31 de marzo 1995 y con
el viernes 29 de marzo 1996(PG&E, 2011a).
Ponderación y promedio de los datos
Se promedian los datos con intervalos de media hora para obtener una demanda horaria. Además,
estos promedios se ponderan de acuerdo al número de clientes activos, dato obtenido de las
facturaciones de la empresa. Así se logra obtener el consumo total de la población de los grupos o
estratos medidos. También es posible calcular la varianza de cada grupo de clientes, esta
información es posible utilizarla en una etapa posterior de ajuste de datos (Elexon, 2011; SCE,
2011a).
Recolección de la información
Validación de los datos
Ordenamiento de los datos
Ponderación y Promedio de los
datos Ajuste de datos
Análisis de regresión
Resultados
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Ajuste de datos
Para una estimación más precisa de la demanda es posible ajustar los datos obtenidos de cada
grupo de clientes con la demanda total obtenida de la facturación. Es decir, la energía total
facturada por la empresa debe ser igual a la energía estimada en cada grupo o estratificación de
clientes. Los perfiles son desplazados hacia arriba o abajo para obtener este ajuste (SCE, 2011a).
Un ajuste final de datos es a través del perfil general del sistema de distribución, esta información
se obtiene desde los medidores de retiro de energía de la distribuidora. Se deben sumar los
perfiles estimados con las muestras con los modelos de los consumos no medidos (Iluminación
Pública en el caso de SCE) más un modelo de pérdidas del sistema de distribución, este perfil
estimado se compara intervalo a intervalo con el perfil general del sistema. Las diferencias entre
ambos perfiles se le asignan a los perfiles estimados en proporción a sus varianzas.
Análisis de agrupamiento de datos
Un análisis de agrupamiento es una técnica utilizada para asignar un conjunto de datos a un grupo,
tales que este conjunto de datos posea características similares, en este caso el conjunto de datos
a agrupar es el consumo eléctrico diario de cada cliente. Se pueden considerar varias
características de los datos como: perfil de consumo diario; demanda de punta; consumo
estacional; consumo nocturno; entre otros. En base a las variables consideradas es que se agrupan
los datos (Elexon, 2011).
Existen muchos algoritmos en la literatura para agrupar datos y determinar la cantidad óptima de
grupos. A continuación se describen tres índices que determinan el número óptimo de grupos y
dos algoritmo de agrupamiento de datos.
o Descripción de índices para el número óptimo de grupos
Es necesario determinar la cantidad de grupos en los que se clasificarán los datos, para ello existen
índices, y algoritmos para determinarlos, que optimizan esta decisión. El índice Xie-Beni mide la
compactación y separación de una agrupación, el óptimo se obtiene con el menor valor de este
índice. Según (Anuar & Zakaria, 2010) el índice Xie-Beni es el más confiable ante gran cantidad de
grupos. Otro índice utilizado es el Non-Fuzzy Index, muestra que tan difuso es un agrupamiento, es
decir muestra el grado de pertenencia de los datos a su clasificación. Por último, está el índice
Davies-Bouldin que representa la proporción entre la dispersión interna en cada grupo con la
separación entre los grupos. En Error! Reference source not found. se presentan las fórmulas y
cuaciones de cada índice.
o Descripción de algoritmos para agrupar datos (clustering)
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El algoritmo Fuzzy C-Mean es uno de los más utilizados en la generación de perfiles de consumo.
Este algoritmo minimiza la función objetivo de forma iterativa, hasta cumplir con un criterio de
detención. La función objetivo suma la distancia entre los datos a agrupar y el centro de cada
grupo. Esta distancia se pondera por un término que indica si el dato pertenece o no al grupo. Se
minimiza el valor de la función objetivo sujeto a que cada dato debe pertenecer a un grupo. En
cada iteración se actualiza el centro del grupo y los término que indican la pertenencia de los dato
a un grupo.
Otro algoritmo es Hierarchical Clustering el primer paso es calcular la Distancia Euclidiana de cada
uno de los datos con los otros datos. El segundo paso es agrupar los datos con menor distancia
entre sí, de estos grupos obtener el promedio de sus distancias y seguir agrupando grupos
cercanos, hasta alcanzar el número de grupos deseado o simplemente agruparlos todos (Anuar &
Zakaria, 2010).
Análisis de regresión de datos de perfiles de carga
A través de un análisis de regresión se estudian los datos de acuerdo a distintas variables, para
predecir el comportamiento de los consumidores de electricidad. Así, es posible identificar con
anticipación días críticos para el sistema y manejar la demanda para reducir costos(Elexon, 2011).
Algunas de las variables importantes a considerar en la realización de un análisis de regresión de
perfiles de consumo son:
Temperatura efectiva del mediodía: Consiste en una ponderación de las temperaturas del
mediodía anterior, el actual y el día siguiente. Con esto se pretende rescatar el efecto de los días
vecinos al de análisis en el uso de la calefacción.
Consumo eléctrico al anochecer: Se pretende conocer el cambio del consumo eléctrico durante el
año en los minutos cercanos al anochecer. Debido a que el peak de consumo eléctrico se puede
adelantar o retrasar durante el invierno o verano.
Días de semana: En este caso se ingresan variables binarias en la regresión, las cuales valen 1
cuando el dato analizado pertenece a día específico de la semana. Con esto se considera que en
distintos días de la semana se obtienen distintos consumos eléctricos.
Estaciones del año: Se considera el efecto de las estaciones del año en el consumo eléctrico.
En resumen para cada clase de perfil y estación del año existen coeficientes correspondientes a las
variables de temperatura, hora del anochecer y tipo de día, además de existir una constante de
ajuste. En el caso de días especiales, como ciertos feriados, se utilizan los coeficientes
correspondientes al día domingo pero se ajusta la constante.
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4.6.3 ALGUNAS REFERENCIAS DE LOAD PROFILING
European and Canadian non – HVAC Electric and DHW Load Profiles for Use in Simulating the
Performance of Residential Cogeneration Systems
http://www.ecbcs.org/docs/Annex_42_Domestic_Energy_Profiles.pdf
Metering, Load Profiles and Settlement in Deregulated Markets
http://lge.deec.uc.pt/ensino/gesee/DocsSeminarios/8-Metering_and_LoadProfiles.pdf
The CCA Handbook, Chaper 12 – Load Profiling & distribution Loss Factors
http://asset.sce.com/Documents/Business%20-
%20Doing%20Business%20with%20SCE/0901_CCAHandbookChapter12.pdf
Impact of TOU Rates on Distribution Load Shapes in a Smart Grid with PHEV Pentration
http://saifurrahman.org/sites/default/files/Impact%20of%20TOU%20rates%20on%20distribution
%20load%20shapes%20in%20a%20smart%20grid%20with%20PHEV%20penetration.pdf
Load Research from the User’s perspective: Fun with Load Research Data
http://www.aeic.org/load_research/docs/LoadResearch-UsersPerspective.pdf
Constructing Load profiles for household electricity and hot water from time – use – data –
Modelling approach and validation
http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0378778809000413
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5 REVISIÓN DE LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN CHILE
En Chile, la tarificación de electricidad para los clientes regulados es regulada mediante el Decreto
Tarifario 385/2009, el cual establece diferentes opciones tarifarias para clientes de baja y media
tensión, explicitando su definición y fórmulas de cálculo. Las opciones tarifarias fijadas por el
regulador, son de libre elección para los clientes regulados, mientras cumplan con las condiciones
establecidas para cada una y asuman los costos respectivos (instalación de empalmes, medidores,
extensión de la capacidad de transporte de las líneas, etc.). Estas tarifas reguladas, consideran una
componente de la tarifa asociada al consumo de energía y otra a la demanda de potencia de forma
explícita, en línea con la teoría básica del Peak Load Pricing (PLP), donde se remuneran
separadamente los costos variables de operación, de los costos de capital y fijos asociados a la
infraestructura.
El pliego tarifario obligatorio nacional es muy simple. Todas las tarifas (BT/AT2, BT/AT3, BT/AT4,
etc.) salvo la monómica, se basan en la teoría del Peak Load Princing de dos niveles de demanda.
La principal o única diferencia entre las tarifas radica en si la demanda de potencia efectivamente
se mide o se contrata (y limita físicamente) reflejando que al momento de su desarrollo la
medición tenía un costo altísimo. La aplicación del PLP básico garantiza un cierto nivel de eficiencia
en el uso y asignación de los costos de suministro.
La excepción al esquema anterior es la tarifa residencial básica chilena y por lo tanto de uso más
extendido, siendo una tarifa monómica, llamada BT1.a, que posee un único valor en pesos por
unidad de energía (kWh), Este costo representa tanto los costos de suministro de energía, como
los costos por potencia e inversión de la empresa distribuidora, sumados de acuerdo a factores
estadísticos de consumo de energía y demanda de potencia de los clientes residenciales que optan
por ella. Esta tarifa se justificaba (y probablemente aún lo hace) en su simpleza y el bajo costo del
medidor, que para consumos residenciales bajos es parte importe del costo de suministro. Si bien
se podría pensar que esta tarifa es fija y por lo tanto muy ineficiente, su aplicación en Chile no
sugiere el mismo grado de ineficiencia que se observó en otros países en la década de los 60’s y
70’s. En Chile parte importante del consumo de punta residencial se da en los meses de invierno y
la tarifa se recarga en esos meses, por sobre cierto nivel de consumo, para dar una señal de cargo
por capacidad a los clientes residenciales cuyo medidor no permite directamente medir su
demanda de potencia. Si bien la señal de eficiencia existe, es imperfecta, pues puede elevar el
costo de la energía en invierno no solo en las horas de punta, sino que de todas las horas del día y
no actuar sobre clientes con demandas muy bajas. Sin embargo, el no actuar sobre clientes de
muy bajo consumo tiene a veces un sentido social positivo, por la correlación entre el consumo y
el nivel socioeconómico.
La remuneración de los costos de la inversión, operación, mantención y pérdidas por concepto
distribución en el cual incurren las empresas distribuidoras o Valor Agregado de Distribución (VAD)
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se incluye en la componente de potencia de las distintas tarifas, ya sea ésta componente explícita
(cuando existe una componente por potencia desglosada en la tarifa) o implícita (cuando se
remunera la potencia a través del cargo por energía, como en el caso de los clientes residenciales
BT1.a). Estos cargos asociados a la infraestructura y su mantención son distribuidos en forma
relativamente eficiente entre los usuarios gracias a la teoría PLP.
Complementariamente los clientes finales pagan en sus tarifas los costos de suministro energético
que principalmente remuneran los costos de generación, transformación y transporte de la
energía, incluidas las pérdidas respectivas. El precio de la energía que se traspasa a los usuarios es
el precio de nudo de largo plazo, que representa el promedio ponderado por volumen de los
contratos de la distribuidora, con sus respectivos índices de indexación y ciertas limitaciones. Este
precio de la energía corresponde por lo tanto a un precio estabilizado y protege al cliente de
variaciones de precio de corto plazo, pero al mismo tiempo provee al cliente final con un precio
estable pero incorrecto, que induce a consumo menos eficiente. Este precio no refleja, por
ejemplo, la estacionalidad diaria del costo de generación-transporte, estableciendo un promedio
que induce sobreconsumo en las horas de mayor costo, de punta o de escases relativa. Asimismo,
induce a “sub” consumir en periodos donde el costo del despacho es menor, pues el precio supera
al costo marginal de suministro. Este tipo de pérdida de eficiencia se puede superar aplicando
tarifa ToU tradicionalmente de valle.
El pliego tarifario chileno podría ofrecer una tarifa ToU tradicional, sin necesidad de utilización
masiva de medidores inteligentes, si no que medidores mas simples y de bajo costo que sean
capaces de registrar consumo de electricidad en varios bloques horarios, como los ya tan
utilizados en Europa y Estados Unidos. Esta tarifa, según la experiencia internacional de las últimas
tres décadas, podría ser beneficiosa para clientes residenciales grandes hacia arriba (comerciales
grandes, industriales, etc.). Clientes residenciales con piscina, calefacción eléctrica, aires
acondicionados, etc., no requieren ser tan grandes para beneficiarse de esta tarifa. La
opcionalidad por parte del cliente de la tarifa es fundamental para garantizar beneficios sociales
de la misma. Estos beneficios sociales se harán más efectivo en la medida que la tarifa sea aplicada
(o elegida) por clientes con una elasticidad precio alta. En general, clientes industriales y
comerciales, con un nivel de consumo elevado, tiene una mejor disposición a trasladar parte de su
consumo a horarios de menor precio de la energía que clientes menores como los residenciales.
Debido a la característica eminentemente económica de las actividades realizada por estos
clientes, las reducciones de costo en horarios valle y llano de la tarifa TOU representan un
incentivo suficiente para movilizar parte de su consumo a esos horarios. La elasticidad – precio de
clientes como los pequeños residenciales es mucho menor, por lo que los beneficios percibidos al
implementar esta tarifa en estos clientes es menor.
En forma alternativa a las opciones tarifarias fijadas por el regulador, el Decreto Tarifario Nº
385/2009, establece la opción para las empresas distribuidoras de ofrecer opciones tarifarias
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diferentes a las establecidas en la Ley. Estas opciones son denominadas Tarifas Flexibles Reguladas
(TFR) y pueden ser ofrecidas a los clientes regulados, previa aprobación de la Comisión Nacional
de Energía.
Según lo establecido en el decreto 385/2009, es un requisito para las TFR representar ahorros para
los clientes, debiendo acreditarse un costo anual para el cliente menor o igual a la opción tarifaria
que éste tuviera previamente a elección de una TFR, o en el caso de clientes nuevos, el monto
debe ser menor o igual que el obtenido con la opción disponible entre las tarifas reguladas
tradicionales que signifique la menor facturación anual posible. Para realizar ésta comparación, se
usará la infraestructura de medición disponible con la TFR y los datos recolectados con dicha
infraestructura.
Actualmente, la única tarifa flexible disponible en Chile es la tarifa horaria residencial o THR
ofrecida por Chilectra a sus clientes residenciales con tarifa BT1. Esta tarifa es de la estructura tipo
Time – Of – Use, con periodo de punta (18:00 a 22:00 hrs), hombro (08:00 a 18:00) y fuera de
punta (22:00 y 08:00) durante invierno, y periodo de punta (08:00 a 22:00) y fuera de punta
durante el verano (22:00 y 08:00)126. Los costos para realizar el cambio de tarifa son de $59.990,
costo con el cual (según indica la telefonista) de Chilectra se protege de clientes que quisieran
contratar la tarifa sólo durante el periodo de verano. El costo fijo de arriendo del medidor sube a
$899 pesos debido al cambio de medidor versus el arriendo de un medidor convencional con un
valor de $514 a la fecha.
El costo de suministro de las distribuidoras se alinea débilmente con los costos de corto plazo del
mercado spot y por lo tanto los incentivos a traspasar estos costos a los clientes finales son
también débiles. En Chile sería beneficios masificar un medidor ToU monofásico de bajo costo
para aplicar ToU a cliente residenciales, comerciales e industriales de consumo no tan bajo.
5.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES EN CHILE
Las tarifas cobradas por las distribuidoras a clientes regulados son establecidas mediante el
Decreto Supremo Nro. 385 (Ministerio de Economía, 2009). Estas fórmulas tarifarias son aplicables
a los siguientes:
Los suministros a usuarios finales, cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kW,
ubicados en zonas de concesión de servicio o que se conecten mediante sus propias líneas a
las instalaciones del distribuidor.
126
Notar que durante el verano, esta tarifa no contempla tres bloques horarios si no que sólo dos, eliminándose el periodo hombro o llano durante esta temporada. Periodo de invierno: Abril – Septiembre, periodo de verano: Octubre – Marzo (Link).
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Los suministros a usuarios finales, cuya potencia sea inferior o igual a 2.000 kW, efectuados
desde instalaciones de generación o transporte de una empresa eléctrica en sistemas
eléctricos de tamaño superior a 1.500 kW en capacidad instalada.
Los clientes con potencia conectada mayor a 500 kW, pueden optar por un régimen de tarifa
regulada o precio libre.
Las opciones tarifarias definidas en el decreto 385/2009, consideran una clasificación de clientes
en la cual se distinguen clientes de alta tensión (AT) y clientes de baja tensión (BT). Asimismo,
dada la existencia de una tarifa monómica en el segmento BT, es posible identificar a un grupo de
clientes de baja tensión de pequeña capacidad o cliente residencial y clientes de baja tensión de
mayor capacidad (residencial grande, comercio e industria menor).
5.2 DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA REGULADA EN CHILE
Para efectos tarifarios, en Chile se diferencia a los clientes regulados, entre clientes de baja
tensión o BT conectados a menos de 400 volts y clientes en alta tensión o AT conectados a más de
400 volts. La estructura de cargos es la misma, solo difieren costos por unidad.
El decreto tarifario 385/2009, establece cuatro grupos básicos de estructuras tarifarias, de los
cuales el primero se aplica sólo a clientes de baja tensión y los tres últimos a clientes de baja y alta
tensión. Las tarifas disponibles para los clientes regulados son: BT1.a/BT1.b, BT2/AT2, BT3/AT3 y
BT4/AT4, las cuales se diferencian en la forma en que se mide o cobra la potencia. Todas las tarifas
cobran la potencia separada de la energía, a excepción de la tarifa BT1.a, que es una tarifa
monómica (el cobro de potencia va implícitamente en el cargo de energía) dirigida al cliente
residencial menor (capacidad conectada menor o igual a 10 kW). En éste caso, se procura evitar las
molestias de gestionar el consumo y proteger al cliente residencial del eventual impacto
económico de no gestionar su consumo.
Todas las empresas de distribución deben ofrecer cada uno de estas opciones a sus clientes. Se
detallan a continuación los cargos de cada una de ellas y las condiciones y/o requisitos para su
aplicación.
5.2.1 TIPOS DE TARIFAS REGULADAS EXISTENTES
Las tarifas tradicionales son publicadas semestralmente por la CNE y consideran las diferentes
opciones tarifarias.
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5.2.1.1 TARIFA BT1
Esta tarifa ofrece dos modalidades, una monómica (BT1.a) y otra con cargos separados de energía
y potencia (BT1.b.). Sin embargo, en ambos casos sólo se realiza medición de energía consumida y
no de potencia demandada, estando todos los cargos variables de la tarifa expresados en $/kWh.
La tarifa BT1.a es una tarifa monómica, es decir, sólo se carga por la energía consumida de forma
explícita, la remuneración por concepto de potencia está implícito en el cargo unitario por energía.
Esta tarifa, está orientada a clientes residenciales menores, bajo el supuesto que tienen muy baja
capacidad de gestionar su consumo a bajo costo y de asumir los efectos de una mala gestión de
éste. Además, ésta tarifa es la que tiene la mayor cantidad de abonados. Este caso se aplica a
clientes con demanda máxima en meses con horas de punta definidos o a clientes que no tenga su
demanda máxima en horas de punta, pero tengan un Factor de Clasificación menor a 2,5127, es
decir, con un consumo bien distribuido durante el año y no concentrado durante los meses de
verano.
Esta tarifa, establece un límite de consumo energético de invierno, sobre el cual se aumenta el
costo unitario del kWh, siendo ésta la única señal de gestión de consumo entregada a éste grupo
de clientes, buscando incentivar un menor consumo durante el periodo en que se encontraría la
punta del sistema (abril – septiembre). Sin embargo, ésta señal no reconoce la condición horaria
de la demanda de punta, cobrando un precio excesivamente alto para horarios que se encuentran
fuera de la punta del sistema y bajo para horarios en punta.
La pérdida de bienestar asociada a ésta ineficiencia se justifica, al menos históricamente, con los
menores costos de una medición simple de energía y la protección de los clientes ante los mayores
costos que pudiera significar una mala gestión de su consumo. El sistema tarifario que se diseño
años atrás respondía a un escenario en el cual la respuesta de bajo costo y posible de implementar
en forma masiva era la medición simple de energía. La única tarifa posible de implementar en
estas condiciones era una tarifa como la tarifa BT1. Someter a los clientes residenciales por
ejemplo a un tarifa tipo ToU mandatoria, sin que estos tuvieran las herramientas adecuadas para
gestionar su demanda se habría traducido en sobrecostos importantes para estos clientes,
altamente inelásticos. Así mismo, el nivel la de consumo de los clientes en esa época era reducido,
por lo que implementación de una plataforma tecnológica para habilitar un sistema tarifario
flexible habría estado muy por encima de los beneficios asociados a esta reforma. Esto se condice
por los estudios realizados a nviel internacional como el de Aigner (1984). Aquí, el autor discute
como no sólo es importante considerar en el análisis costo – beneficio de estas tarifas el beneficio
económico generado por las tarifas si no que también el beneficio social (welfare). Si bien la
127
El Factor de Clasificación (FC) realiza una comparación entre el consumo estival (enero – febrero) y el del resto del año. Este factor
se calcula de la siguiente manera:
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implementación de una tarifa ToU podría generar ahorros en el sistema, la felicidad de las
personas podría verse comprometida, ya que por ejemplo no podrían ver su programa favorito de
televisión debido a los costos prohibitivos de la electricidad. Así mismo, los estudios realizados
mostraron que los clientes con una mayor demanda de electricidad y por tanto, con una
infraestructura tecnológica mas gestionable (sistemas de calefacción, sistemas de filtro de piscina,
etc.) eran quienes obtenían el mayor beneficio, mientras que clientes con consumos menores e
infraestructura menos gestionable percibían un beneficio menor o hasta incluso un costo
importante al no poder gestionar su consumo adecuadamente. Dadas las condiciones
socioeconómicas de Chile, su nivel de consumo de electricidad y los costos de la tecnología, la
alternativa optada en la época, aunque menos eficiente económicamente, mostro ser la
alternativa más adecuada para la realidad del país.
Sin embargo, hoy en día las condiciones del país han cambiado y estos supuestos están en
revisión. El consumo de electricidad se ha incrementado, el costo de la energía es alto y las
personas, gracias a los avances tecnológicos, cuentan con una infraestructura más gestionable que
en el pasado. Así mismo, los costos de medidores de electricidad mas avanzados con sistemas de
multi registro o incluso sistemas de comunicación en una o dos vías han disminuido sus costos
enormemente, por lo que no es descabellado pensar en la implementación de un sistema de
tarifas flexibles junto a toda la infraestructura tecnológica de medición y comunicación que lo
soporte adecuadamente. La Tabla 25 muestra la descripción de los cargos de la tarifa BT1.a.
mientras que la Tabla 26 presenta las formulas de cálculo para dicha tarifa. El detalle de la
terminología se entrega en el anexo contenido en la sección 10.3.
Tabla 25 – Detalle Cargos Tarifa BT1.a Cargo Descripción Unidad
Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente
Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía. $/kWh
Cargo por energía base Valor que se aplica durante el año al consumo de energía. Durante los meses
de invierno este cargo se aplica sólo hasta el límite de consumo de invierno. $/kWh
Cargo adicional por energía invierno
Valor adicional de la energía que se aplica al consumo de energía durante los
meses de invierno. Este valor se aplica a la cantidad de energía que se
encuentre por sobre el límite de consumo de invierno y hasta el total de
consumo mensual del cliente.
$/kWh
Tabla 26 - Detalle fórmulas de cálculo componentes tarifa BT1.a
Cargo Unidad Formula
Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso de sistema troncal
$/kWh CU
Energía Base $/kWh PEBT x PEAT x Pe + PPBT x PPAT x Pp + CDBT NHUNB NHUDB
Energía adicional de invierno $/kWh PEBT x PEAT x Pe + FI x PPBT x PPAT x Pp + FI x CDBT NHUNI NHUDI
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La tarifa BT1.b, se aplica a clientes con demanda máxima en meses sin horario de punta definido y
que tengan Factor de Clasificación mayor a 2,5. Este tipo de cliente posee un consumo muy
concentrado durante los meses estivales y más reducidos durante el resto del año. Esta tarifa
establece un cobro por potencia base, y un cargo por potencia de invierno, los cuales se aplican en
conjunto con el cobro por energía al consumo total de energía del cliente, estando todos estos
cargos expresados en $/kWh. Con esto se busca representar el costo de la potencia durante todo
el año, a través de un sobre costo dependiente del consumo de los meses estivales. Es importante
notar que los clientes que utilizan la tarifa BT1.b tienen un medidor simple de energía al igual que
los clientes BT1.a. La Tabla 27 presenta los detalles de los cargos de la tarifa BT1.b. mientras que la
Tabla 28 presenta los detalles de las fórmulas de cálculo. El detalle de la terminología se entrega
en el anexo contenido en la sección 10.3.
Tabla 27 - Detalle Cargos Tarifa BT1.b
Cargo Descripción Unidad
Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente
Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía al total de la energía consumida
por el cliente. $/kWh
Cargo por energía Valor de la energía que se aplica al consumo total de energía del cliente $/kWh
Cargo por potencia base
El cargo por potencia base se aplica durante todo el año, incluso en los meses
sin consumo eléctrico. Se calcula multiplicando el mayor consumo entre los
meses enero y febrero.
$/kWh
Cargo por potencia de invierno El cargo por potencia de invierno se aplica solo a los consumos de energía
durante los meses definidos como punta $/kWh
Tabla 28 - Detalle fórmulas de cálculo componentes tarifa BT1.b
Cargo Unidad Formula
Fijo $/cliente CFES Cargo único por uso de sistema troncal
$/kWh CU
Energía $/kWh PEBT x PEAT x Pe
Potencia base $/kWh (Pp – PNPT) x PPBT x PPAT + CDBT NHUNB NHUDV
Potencia de invierno $/cliente FI x PPBT x PPAT x PNPT NHUNI
5.2.1.2 TARIFA BT2/AT2
Las tarifas BT2 y AT2, aplicables respectivamente a clientes en baja tensión (menor a 400 V) y alta
tensión (mayor 400 V), considera el cobro separado por energía y potencia. La componente de
potencia corresponde a una potencia contratada, la cual el cliente no puede sobrepasar, ya que un
limitador de potencia instalado por la empresa lo impide. La potencia que el cliente puede
contratar está sujeta a las capacidades de los limitadores disponibles en el mercado. Este límite de
potencia se mantiene vigente por 12 meses desde la contratación de la tarifa.
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Los cargos para ésta tarifa son: un cargo fijo mensual, el cargo por uso de sistema troncal, cargo
por uso de energía y cargo por potencia contratada. El detalle de cada uno se presenta en la Tabla
29.Esta tarifa es aplicable a los clientes con medidor simple de energía y potencia contratada. Los
clientes, podrán contratar libremente una potencia máxima por una vigencia de 12 meses. Los
consumidores, podrán utilizar la potencia contratada sin restricción en cualquier momento
durante el período de vigencia de dicha potencia.
Tabla 29 - Detalle Cargos Tarifa BT2/AT2
Cargo Descripción Unidad
Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente
Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía. $/kWh
Cargo por energía Valor que obtenido al multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kW
Cargo por potencia contratada Valor que obtenido al multiplicar los kW contratados por su precio unitario. $/kW/mes
5.2.1.3 TARIFA BT3/AT3
La tarifa BT3 y AT3, aplicable, a clientes de baja tensión (menor a 400 V) y alta tensión (mayor a
400 V) respectivamente, considera un cobro separado por energía y potencia. La componente de
potencia corresponde a una potencia demandada, por lo que éste cobro podría variar de mes a
mes.
Tabla 30 - Detalle Cargos Tarifa BT3/AT3
Cargo Descripción Unidad
Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente
Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía. $/kWh
Cargo por energía Valor obtenido al multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh
Cargo por demanda máxima Valor que obtenido al multiplicar la demanda máxima de facturación128 por su precio unitario. $/kW/mes
Los cargos que conforman ésta tarifa son: el cargo fijo, el cargo por uso del sistema troncal, el
cargo por energía y por último el cargo por demanda máxima. El detalle de esto se presenta en la
Tabla 30. La tarifa BT3 y AT3 para clientes de baja tensión (tensión menor a 400 V) y alta tensión
(tensión mayor a 400 V) respectivamente, es para clientes con medidor simple de energía129 y
demanda máxima leída por mes. Se entenderá por demanda máxima leída por mes, el más alto
valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos.
128
La demanda máxima de facturación: Es el máximo entre, el mayor valor entre la demanda máxima del mes y el promedio de las dos más altas registradas en los meses con horas de punta en los últimos 12 meses, y el 40% del mayor de los cargos por demanda máxima en los últimos 12 meses 129
Dispositivo para medir consumo de energía en kWh acumulado de un cliente sin medición de demanda de potencia.
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5.2.1.4 TARIFA BT4/AT4
En las tarifas BT4 y AT4, diseñadas para clientes de baja tensión (< 400 V) y de alta tensión (> 400
V) respectivamente, se cobra por concepto de energía y potencia por separado, pero se agrega un
cargo especial por uso de potencia en horas de punta. Estas son las siguientes:
BT4.1/AT4.1 (potencia máxima en punta y potencia máxima del mes contratadas),
BT4.2/AT4.2 (potencia máxima en punta leída y potencia máxima del mes contratada)
BT4.3/AT4.3 (potencia máxima en punta y potencia máxima del mes leídas).
En la BT4.1/AT4.1 los cargos por potencia en horas de punta y por potencia máxima corresponden
a cobros por demanda máxima contratada. En la BT4.2/AT4.2 el cargo por demanda máxima en
horas de punta corresponde a un cobro por demanda máxima leída, mientras que el de demanda
máxima mensual corresponde a potencia contratada. La BT4.3/AT4.3 el cargo por demanda
máxima en horas de punta corresponde a un cobro por potencia leída y el cargo mensual máximo
corresponde a un cobro por potencia suministrada.
Tabla 31 - Detalle Cargos Tarifa BT4.1/AT4.1
Cargo Descripción Unidad
Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente
Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía. $/kWh
Cargo mensual por energía Valor obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh
Cargo mensual por demanda máxima
contratada
en horas de punta
Valor fijo, independiente del consumo de energía, obtenido de multiplicar los kWh de
consumo
por su precio unitario.
$/kW/mes
Cargo mensual por demanda máxima
contratada
Valor fijo, independiente del consumo de energía, obtenido de multiplicar los kW de
consumo
por el precio unitario correspondiente.
$/kW/mes
Tabla 32 - Detalle Cargos Tarifa BT4.2/AT4.2
Cargo Descripción Unidad
Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente
Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía. $/kWh
Cargo mensual por energía Valor obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh
Cargo mensual por demanda máxima leída de
potencia en horas de punta
Valor obtenido de multiplicar la demanda máxima en horas de punta por el valor
unitario130
.
$/kW/mes
Cargo mensual por demanda máxima contratada Valor fijo, independiente del consumo de energía, obtenido de multiplicar los kW de
consumo por el precio unitario correspondiente.
$/kW/mes
130
Excepto para las empresas abastecidas por el SING en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas en horas de punta de los últimos 12 meses. Para los meses sin horas de punta, se consideran el promedio de las dos demandas máximas de los meses de punta anteriores.
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Tabla 33 - Detalle Cargos Tarifa BT4.3/AT4.3
Cargo Descripción Unidad
Cargo Fijo Mensual Valor fijo mensual independiente del consumo. $/cliente
Cargo único por uso del sistema troncal Valor proporcional al consumo de energía. $/kWh
Cargo mensual por energía Valor que obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. $/kWh
Cargo mensual por demanda máxima leída de
potencia en horas de punta
Valor obtenido de multiplicar la demanda máxima en horas de punta por el valor
unitario131
.
$/kW/mes
Cargo mensual por demanda máxima de potencia
suministrada
Valor obtenido de multiplicar las dos más altas demandas máximas registradas en los
últimos 12 meses por el precio unitario.
$/kW/mes
Los detalles de los cargos para la tarifa BT4.1/AT4.1, BT4.2/AT4.2 y BT4.3/AT4.3 se presentan en la
Tabla 31, Tabla 32 y Tabla 33 respectivamente. Todas las modalidades de ésta tarifa presentan un
cargo fijo, un cargo por uso del sistema troncal, cargo por uso de energía y cargo por potencia en
horas de punta. Las modalidades del grupo de tarifas BT4/AT4 son dirigidas a clientes de baja
tensión (<400 V) y de alta tensión (> 400 V) con medidor simple de energía y demanda máxima
contratada o leída y demanda máxima contratada o leída en horas de punta.
5.2.2 OBLIGACIONES Y DERECHOS DE LAS TARIFAS REGULADAS
Las obligaciones y derechos asociados a estas tarifas se encuentran especificados en el Decreto Supremo N° 385. Algunas de las más relevantes son:
Los montos de potencia contratada en las diferentes tarifas, así como las opciones
tarifarias contratadas por lo cliente, regirán por 12 meses, y se entenderán renovados por
un plazo similar, salvo aviso del cliente con al menos 30 días de anticipación al
vencimiento de dicho período.
La empresa de distribución, deberá informar a sus clientes, con no menos de tres meses
de anticipación, el término de vigencia de la tarifa elegida por ellos.
Todos los equipos de medida y otros dispositivos de control serán por cargo del cliente
pagados en el cargo fijo o bien, provistos por éste.
Las empresas de distribución, deberán suministrar electricidad a sus usuarios de manera
continua e ininterrumpida, salvo las excepciones legales y reglamentarias.
El usuario, deberá pagar el suministro en el plazo señalado en la respectiva boleta o
factura. Dicho plazo, no podrá ser inferior a 10 días desde la fecha de su despacho al
cliente.
131
Excepto para las empresas abastecidas por el SING en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas en horas de punta de los últimos 12 meses. Para los meses sin horas de punta, se consideran el promedio de las dos demandas máximas de los meses de punta anteriores.
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5.3 DESCRIPCIÓN DE LAS TARIFAS ESPECIALES EN CHILE
El Decreto 385/2009 de tarificación eléctrica en su artículo 2.2 regula las tarifas flexibles ofrecidas
por las distribuidoras. Si bien, este decreto es un primer intento de regulación para este tipo de
tarifas, no incentiva de forma efectiva el diseño de tarifas flexibles por parte de las distribuidoras.
A la fecha, Chilectra es la única empresa distribuidora de electricidad que ofrece una tarifa flexible
regulada llamada Tarifa Horaria Residencial (THR).El resto de las distribuidoras sólo ofrece las
tarifas reguladas tradicionales. La THR será explicada con mayor detalle en la sección 5.3.2.
5.3.1 DESCRIPCIÓN DE LA LEGISLACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES
El Decreto 385/2009 en su artículo 2.2 permite al cliente escoger libremente entre tarifas
calculadas por la autoridad o tarifas flexibles reguladas (TFR), que son diseñadas por las
distribuidoras, estando las empresas obligadas a aceptar la decisión del cliente. Las condiciones de
las TFR deben estar publicadas y ser accesibles a todos los clientes ubicados en el sector de
distribución de la empresa.
Anualmente, la distribuidora debe verificar e informar a todos los clientes contratados con una
TFR, la comparación de los últimos 12 meses de su facturación con la TFR actual y la que hubiese
recibido con la tarifa de referencia. Si se verificase que la facturación con la tarifa de referencia es
menor que con la TFR, a contar del mes siguiente la empresa debe empezar a facturar el consumo
del cliente con la tarifa de referencia, a menos que el cliente exprese lo contrario. La tarifa de
referencia corresponde a la tarifa anterior al momento de optar por la TFR. En caso de los clientes
nuevos que optaron por una TFR, la tarifa de referencia corresponde a la tarifa regulada de menor
facturación de acuerdo al consumo del cliente.
El cliente puede escoger en cualquier momento una nueva tarifa, aceptando los pagos remanentes
de potencia. A su vez, el cliente debe tener las mismas facilidades que se le dieron para contratar
la TFR al momento de renunciar a ella.
Actualmente, la única distribuidora eléctrica que ofrece a sus clientes una tarifa flexible regulada
es Chilectra. Esta tarifa, llamada tarifa horaria residencial (THR) corresponde a una tarifa tipo Time
Of Use basada en la tarifa BT1.a. A continuación se describe la tarifa THR ofrecida por esta
distribuidora.
5.3.2 DESCRIPCIÓN TARIFA HORARIA RESIDENCIAL (THR)
La THR es una tarifa destinada a clientes residenciales que se basa en la tarifa BT1 tradicional. La
THR propone un cobro de energía con distinción horaria en tres bloques durante el invierno y dos
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bloques durante el verano(Chilectra, 2011). La información respecto a esta tarifa puede
encontrarse en el sitio web de Chilectra o contactando un ejecutivo de ventas de la compañía vía
telefónica.
Durante el periodo de invierno (Abril – Septiembre132) y sólo durante los días laborales de lunes a
viernes, se hace una distinción horaria de tres bloques para la componente de energía de la tarifa:
Tarifa BT1 normal de 08:00 a 18:00 hrs.
Tarifa BT1 con recargo de 30% de 18:00 a 22:00 hrs.
Tarifa BT1 con descuento de 30% de 22:00 a 08:00 hrs.
Durante el periodo de verano (Octubre - Marzo) y durante los días sábado, domingo y festivos de
todo el año, se hace una distinción de dos bloques horarios para el cobro de la energía:
Tarifa BT1 normal de 08:00 a 22:00 hrs.
Tarifa BT1 con descuento de 30% de 22:00 a 08:00 hrs.
Esta tarifa no incluye un límite de invierno como la BT1 tradicional.
Los requisitos para contratar la THR son:
Ser cliente residencial.
Debe ser solicitado por el dueño del inmueble o con su autorización.
Se debe firmar Contrato de Suministro Eléctrico.
5.3.2.1 PROCEDIMIENTO DE CONTRATACIÓN DE THR
El procedimiento de contratación de la THR comprende varias etapas. En primer lugar el cliente,
de común acuerdo con Chilectra, fija una visita de un inspector de la empresa al hogar sin ningún
costo. Luego, el inspector revisa las instalaciones eléctricas y determina si es necesario un cambio
de medidor por uno que pueda registrar la flexibilidad tarifaria. El inspector explica al cliente la
THR incluyendo el modo de funcionamiento del medidor. En esta etapa se acuerda el sistema de
pago de la tarifa y el remanente de la tarifa antigua. Al finalizar esta etapa, el inspector genera un
presupuesto el cual tendrá vigencia por 30 días. Posteriormente, una vez aceptado el cambio de
tarifa Chilectra cuenta con 8 días hábiles para realizar los trabajos.
La firma de Contrato de Suministro Eléctrico de THR requiere diferentes condiciones para clientes
existentes y clientes nuevos:
132
El periodo de invierno se define como los meses en los cuales existen días con horario de punta en el SIC, según lo fija el decreto de precio de nudo Link.
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Para clientes existentes: Declaración Jurada Simple de Dominio de Propiedad y de uso
Residencial. El formato se encuentra disponible en la página web de Chilectra.
Para clientes nuevos: Certificado de número municipal, Declaración de Instalación
eléctrica interior (TE-1), Declaración Jurada Notarial de Dominio de Propiedad y de uso
Residencial.
5.3.2.2 COSTOS DE CONTRATAR THR
Al contratar la THR se incurre en los siguientes costos:
El cambio de tarifa tiene un costo de $59.990.
o Este costo es igual para cualquier cambio de tarifa, ya sea de BT1 a THR o
viceversa.
o Se puede pagar en hasta 18 cuotas con un interés mensual del 4%.
o Con este costo Chilectra se protege de los clientes que quisieran contratar la THR
sólo durante el periodo de verano. Debido a que esta tarifa es más económica que
la BT1 durante este periodo.
El costo fijo de arriendo de medidor sube a $899 debido al cambio de medidor.
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6 ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA CHILENA PARA LA
ELECTRICIDAD: DISCUSIÓN DE TARIFAS TRADICIONALES Y FLEXIBLES EN
CHILE
El esquema de tarificación de la electricidad para los clientes de las redes de distribución consiste
en un esquema de fijación de precio o tarifa regulada. La regulación (actualmente Decreto
Tarifario 385/2009) establece diferentes opciones tarifarias para clientes residenciales pequeños y
clientes de baja y media tensión. El esquema de tarificación regulada establecido en la Ley
considera en su estructura componentes correspondientes a cargos fijos, cargos por consumo de
energía y cargos por demanda de potencia. En el cálculo de éstas componentes, se considera
como elementos fundamentales la inversión requerida para operar el sistema a un nivel aceptable
de confiabilidad, el precio de nudo de distribución, horas de uso, factores de coincidencia,
pérdidas (a través de los factores de expansión de pérdidas), costo de distribución (que reconoce
la inversión de las empresas distribuidoras) y cargos fijos, dentro del marco de la teoría del Peak
Load Pricing de dos bloques. Los precios de nudo a nivel de distribución, representan los costos de
suministro de la electricidad, reconociendo en esto el costo de generación y los consiguientes
cargos necesarios para rentabilizar la inversión en la infraestructura de transporte de la
electricidad (transmisión y sub-transmisión).
En este contexto, el elemento director dentro de la estructura tarifaria es la coherencia con los
costos del sistema y el pago de las inversiones y costos de operación y mantención del sistema,
agrupado esto en la componente por cobro de potencia en la tarifa. Sin embargo, si bien en un
inicio estas tarifas estaban fuertemente alineadas con los resultados del problema del peak load
pricing y tenían una coherencia con la estructura de costos, entregando las señales adecuadas
para estimular la expansión del sistema, actualmente con el establecimiento de un nuevo modelo
de licitaciones para el abastecimiento de las demandas de electricidad, las señales se ven
debilitadas de forma importante. Si bien, en teoría un esquema de licitaciones debiera alinearse
con el precio de expandir en el largo plazo; esto dependerá del buen diseño del esquema de
licitaciones. Además, un sistema de contratos le resta sensibilidad a las distribuidoras frente a las
variaciones de precio debidas a las diversas condiciones de operación y contingencias a las que
pueda ser sometido el sistema en el corto plazo.
El esquema tarifario chileno, en todas sus opciones tarifarias tradicionales, al igual que los
esquemas tarifarios revisados en la experiencia internacional, separa los costos fijos de los costos
variables en su estructura. Las empresas distribuidoras reciben un reembolso y utilidades de sus
inversiones y actividades por intermedio de la componente de Valor Agregado de Distribución
(VAD), contenida en la componente de pago por potencia de la tarifa. Esta componente,
principalmente representa los costos de operación, mantención, inversión y expansión de
infraestructura crítica que permite suministrar las demandas puntas de potencia. De esta forma,
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los costos variables asociados al suministro de energía eléctrica (generación y transporte) quedan
excluidos de los cargos adicionales impuestos por la actividad de suministro minorista de
electricidad.
Entre estas opciones tarifarias existe una tarifa monómica (BT1.a) con un cargo único por
concepto de consumo de energía, orientada a los clientes residenciales. Este cargo reúne en una
misma medida ($/kWh) tanto los costos por el consumo de la energía, como los costos asociados a
la demanda de potencia del cliente. Estos costos se basan en información estadística de consumo
de este tipo de clientes (N° de horas de uso) de acuerdo a las estimaciones realizadas cada cuatro
años en el proceso de cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD).
El resto de las opciones tarifarias establece cargos separados por consumo de energía y demanda
por potencia. Mientras que el cargo por energía es el mismo en todas estas tarifas (BT2/BT3/BT4 y
AT2/AT3/AT4), el cargo por potencia es distinto, siendo este el elemento que las diferencia (notar
que el cargo por energía no es el mismo entre tarifas de baja tensión y tarifas de alta tensión que
se consideran diferentes niveles de pérdidas reflejado esto en los precios de nudo de alta y baja
tensión).
Si bien, tal como se ve, existen múltiples opciones tarifarias, estas son muy similares entre sí a
nivel de su estructura. Todas ellas, para una misma empresa, área típica y nivel de voltaje,
valorizan la energía a un mismo precio, independiente del horario, estación y/o condición de
operación del sistema. Estas tarifas reconocen algunos elementos temporales, como los horarios
de punta y fuera de punta, o los consumos de invierno y verano, permitiendo asignar
eficientemente los costos de inversión en infraestructura a quienes dan uso a esta en condiciones
de estrechez. Sin embargo, existen clientes que poseen una mayor capacidad y disposición de
respuesta en el corto plazo. Para estos clientes, las tarifas tradicionales son insuficientes para
traspasar información de las condiciones de operación del sistema y la estructura de costos
correspondiente. A medida que la economía de Chile tienda a un mayor desarrollo, la componente
de expansión del sistema comenzará a perder importancia frente a la creciente relevancia de los
costos de abastecimiento de la energía.
Respecto al cobro por demanda de potencia, las tarifas BT2/AT2 consideran una componente de
potencia contratada y las tarifas BT3/AT3 una componente por demanda máxima leída. Las tarifas
BT4/AT4, en sus diferentes versiones, además reconocen la diferenciación horaria de la lectura de
demanda máxima (fuera o durante horario de punta del sistema) y la posibilidad del contrato de
potencia. Todas estas opciones son bastante similares entre sí y se enfocan principalmente en
medir la demanda por capacidad o nueva infraestructura de generación, ya sea midiendo
directamente (cobrando por demanda máxima) o estableciendo limitaciones físicas (contratando
previamente un límite máximo de potencia).
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Es importante destacar que la remuneración de los costos medios de las empresas de distribución
o Valor Agregado de Distribución (VAD) se realiza a través de la componente de potencia, la cual
puede ser implícita o explícita en la formulación de las tarifas.
Si bien estas opciones tarifarias reguladas pueden ser elegidas libremente por los clientes, una
selección equivocada de la tarifa puede conducir a pérdidas importantes. Clientes con una
demanda relativamente constante, con un buen factor de carga y con baja capacidad de gestionar
sus consumos optarían por una tarifa con potencia contratada. Por otra parte, clientes con
incertidumbre importante respecto a su demanda de potencia, preferirían una opción tarifaria con
medición de demanda máxima de potencia. El exceso de demanda contratada debido a un cliente
mal informado puede conducir a pérdidas importantes.
A pesar que existen varias opciones tarifarias, cada sector de la economía tiene habitualmente una
tarifa de preferencia y desviaciones de la misma obedecen muchas veces a sub-optimalidad
tarifaria o a condiciones específicas del consumo. Por ejemplo, los clientes residenciales
típicamente optan por la tarifa BT1.a, los clientes comerciales pequeños por la tarifa BT2 y los
clientes industriales medianos la tarifa AT3, etc. (Molina, 1998). De esta forma, en la práctica, pese
a la variedad de tarifas, los clientes tienden a elegir entre una o dos opciones solamente.
De acuerdo a la experiencia revisada a nivel internacional, es posible esbozar propuestas para
modificar el pliego tarifario actual, proponer tarifas flexibles nuevas y modificaciones a la
regulación existente. Los dos principales problemas que enfrentan el pliego tarifario regulado
actual es la falta de diversidad tarifaria con opciones adaptadas a diversos perfiles de clientes que
ofrezcan beneficios reales para estos, y la ausencia de una componente en la tarifa que refleje
realmente condiciones de corto plazo en el sistema (en un corto plazo menor al establecido en el
cálculo del precio de nudo). El estudio de perfiles de clientes con información detallada y el diseño
de tarifas adecuadas a dichos perfiles es un elemento primordial, de manera de implementar las
opciones tarifarias en aquellos clientes que realmente se beneficien y beneficien al sistema con el
uso de la tarifa. Así, es importante estudiar la implementación de discriminación tarifaria, de
manera de evitar efectos distributivos indeseados.
Como opción tarifa a implementar se propone la tarifa Time – of –Use. La experiencia
internacional revisada muestra esta opción tarifaria como una tarifa recurrente y a veces
obligatoria para los clientes servidos por las distribuidoras. Se vio que existían múltiples opciones
Time – of – Use de acuerdo a los tipos de cliente y su capacidad de gestión de su demanda, con
valores para invierno y verano en cada bloque. Así mismo, es importante considerar la
infraestructura de medición necesaria para implementar esta tarifa. La instalación de medidores
TOU, ya sean estos tradicionales o más avanzados debiera ser parte de una política de desarrollo,
debiendo instalarse este tipo de medidores para nuevos clientes, clientes que requieran aumento
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de capacidad y clientes de gran envergadura, de manera de aprovechar las economías de escala de
estos medidores (de masificarse el costo de estos medidores se vería muy reducido).
La educación a los clientes es otro elemento que no puede dejarse de lado. No existe utilidad real
en implementar tarifas que requieran gestión de la demanda si los consumidores no conocen la
estructura de su tarifa, la forma de su consumo y las maneras de gestionarlo.
Así mismo, es importante que las empresas nacionales comiencen a desarrollar conocimiento
sobre las distintas tecnologías, desafíos y principales decisiones en las que deberán tomar partido
en el futuro. Para poder establecer esta opinión formada se requiere de estudios y pilotos, los
cuales típicamente tiene un costo elevado y sólo se justifican si se desarrolla mucho conocimiento
a partir de estos. Esto es especialmente importante a la hora de tomar decisiones de masificación
tecnológica, ya que no se deben masificar tecnologías sin conocerlas y probarlas en la realidad
donde se insertarán. Para este fin, las empresas podrían concursar con la propuesta de pilotos, de
manera poder incluir los costos de estos programas en el cálculo del Valor Agregado de
Distribución, debido a los beneficios sociales que estos pilotos podrían conllevar.
Una de las principales críticas a la legislación actual es la poca regulación a las tarifas flexibles. Si
bien existe un reglamento, éste es ambiguo no abarcando todos los temas relevantes y necesarios
para una correcta implementación de este tipo de tarifas. Además, la regulación no entrega
ningún incentivo al desarrollo de TFR por parte de las empresas distribuidoras, debido a esto la
única empresa que ha desarrollado una única tarifa flexible es Chilectra. Los temas de mayor
relevancia y no tratados en el reglamento son los siguientes: Implementación de comparador de
tarifas web, elección de la tarifa de referencia, facultades de eliminación de tarifas flexibles por
parte de la distribuidora, reajuste y modificación de las tarifas flexibles, asociación de tarifas
flexibles a inmueble o a cliente considerando migración, y tarifas flexibles y medición neta.
6.1 EFICIENCIA ECONÓMICA Y COHERENCIA DE COSTOS EN LA ESTRUCTURA
TARIFARIA TRADICIONAL PARA LA ELECTRICIDAD
En términos de eficiencia económica, es importante reconocer los diferentes grados de flexibilidad
que poseen las tarifas eléctricas chilenas. Entre las opciones tarifarias, se encuentra la opción
BT1.a, la cual corresponde esencialmente a una tarifa de energía con un cargo por uso de energía
invariante en el tiempo; las tarifas BT2/AT2 que corresponden a una tarifa invariante en el tiempo
de energía y potencia (potencia contratada); las tarifas BT3/AT3 correspondientes a tarifas
variables entre horarios de punta y fuera de punta (sólo componente de potencia) y las tarifas
BT4/AT4, las cuales en sus diferentes opciones representan combinaciones de las opciones
anteriores (BT2/AT2 y BT3/AT3).
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Estas opciones tarifarias están estructuradas correctamente, basándose en los principios básicos
de eficiencia económica de la teoría del “Peak Load Pricing” aunque considerando sólo dos niveles
de demanda (Peak Load Pricing de dos etapas), lo cual es compatible con medidores y sistemas de
medición y gestión de bajo costo. Esta estrategia de tarificación es más adecuada para clientes de
bajo consumo y clientes de consumo medio o alto, pero con limitadas oportunidades de gestión
de su demanda. Sin embargo, pese a estar estructuradas correctamente, es necesario hacer
algunas precisiones respecto a la eficiencia económica de las tarifas reguladas tradicionales.
En escenarios de déficit de inversión en el sistema y condiciones de estrechez, las tarifas
invariantes en el tiempo no entregan una señal de eficiencia económica de corto plazo al usuario.
En éste sentido, la tarifa BT1 en ninguna de sus modalidades, estimula un uso eficiente y racional
del consumo eléctrico. Por otro lado, es importante notar que las tarifas BT1 reconocen una
componente de estacionalidad, incluyendo valores diferenciados para el consumo de invierno y
verano.
Las tarifas BT2/AT2 también representarían cierto grado de ineficiencia, aunque al tener un nivel
de potencia contratada, reflejan las condiciones de déficit de inversión, generando señales ante las
cuales los clientes pueden responder. Sin embargo, ésta opción tarifaria es insensible ante las
condiciones de operación del sistema, no generando señales adecuadas que informen al usuario
de condiciones de estrechez. Pese a lo anterior, en escenarios donde existe un exceso de inversión
y no existen restricciones en el suministro, las tarifas invariantes en el tiempo, pueden representar
una alternativa adecuada dada su simplicidad.
Las tarifas BT3/AT3 y algunas opciones del grupo BT4/AT4, al poseer esquemas de precio
diferenciados para una demanda de potencia en horario de punta y fuera de punta, reflejan tanto
el grado de déficit de inversión como las condiciones de estrechez en la operación del sistema.
Esto permite traspasar al consumidor señales que lo estimulan a readecuar su consumo en función
de su elasticidad precio, promoviendo un consumo más eficiente de la electricidad.
Los argumentos anteriormente planteados, implican que las tarifas chilenas poseen cierto grado
de flexibilidad, que permite al usuario responder en el mediano y largo plazo a condiciones de
operación y déficit de inversión del sistema. Sin embargo, ante condiciones de corto plazo, el
esquema tarifario muestra no ser operativo, no traspasando información a los clientes que poseen
una disposición a modificar su consumo de manera más acorde a las condiciones de operación del
sistema en el corto plazo, buscando obtener beneficios de dicha modificación.
En muchos casos, es deseable ésta falta de flexibilidad y la incapacidad de traspasar información
de la condiciones de operación del sistema en el corto plazo, dado que muchos de los clientes
poseen una respuesta muy inelástica a las variaciones de precio y puede ser deseable protegerlos
de las variaciones abruptas que podrían experimentar tarifas con mayor grado de flexibilidad, por
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ejemplo, tarifas que directamente se basen en el valor del costo marginal instantáneo de
generación.
En otros casos, los clientes poseen capacidad de gestión de sus demandas eléctricas y podrían
estar dispuestos a incorporar una tarifa variable en su consumo eléctrico si esto demostrara serles
beneficioso. De esta forma, al traspasar información al cliente, se le brinda la oportunidad de
modificar su perfil de consumo, de manera de obtener mayores beneficios. Esto incentiva un
consumo racional de la electricidad y más eficiente en términos económicos, conllevando
beneficios como el menor uso de generación de punta (cara y contaminante) y la postergación de
las necesidades de inversión en el sistema. Bajo el nuevo paradigma de costos de medidores
eléctricos (costos muchos más bajos que en el pasado), se puede ir más allá, estableciendo
esquemas de medición con tarifas más flexibles que reflejan más fielmente la evolución temporal
de las condiciones de oferta y demanda en el corto plazo.
Las tarifas del tipo Time Of Use o Critical Peak Pricing, implementadas en algunos de los casos
estudiados previamente, permiten agregar un mayor grado de flexibilidad al sistema tarifario,
dotándolo de la capacidad de responder de mejor forma ante condiciones de operación en el
corto plazo. Por esta razón, seria de interés implementar estas opciones tarifarias, de manera de
permitir a clientes que estén dispuestos a modificar su consumo. De esta forma, se reducirían los
costos de inversión y uso de infraestructura crítica, costos para los clientes y empresas;
aumentando el beneficio del sistema, así como repartiendo de forma más equitativa dicho
beneficio.
6.1.1 LA IMPORTANCIA DEL COSTO DE SUMINISTRO
Como ya se discutió con anterioridad, en el modelo más básico del Peak Load Pricing, modelo en el
cual la tarificación eléctrica chilena está basada, asume que el costo de suministro es constante y
poco relevante en el corto plazo y en comparación a la recuperación del capital instalado. El
precio de nudo representa un costo más en el largo plazo que reúne todas las condiciones
ocurridas dentro del periodo de fijación de este precio. Si bien parte de las condiciones de
operación del sistema pueden reflejarse en este precio, en el corto plazo no se ven reflejados. De
esta forma las tarifas reconocen claramente componentes variables de la potencia pero no
consideran esa variabilidad en la componente de la energía.
Al transformar la componente de energía en un elemento variable, es posible traspasar al cliente
información sobre el estado de operación del sistema, como las unidades están siendo
despachadas y el costo actual de suministrar electricidad. Además, a diferencia de una tarificación
basada en el cobro por capacidad donde el costo de la energía se asume constante; en el caso de
considerar una componente de costo de la energía variable en el tiempo, es posible recoger
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información de contingencias en el sistema en el corto plazo y permitir a la demanda reaccionar,
de manera de adaptarse a las condiciones actuales del sistema. De esta forma, programas de
gestión de la demanda mediante tarifas flexibles requerirán la inclusión de este elemento de
manera de ser efectivos. Esto representa solo una de las formas de implementar programas de
gestión de la demanda, pudiendo también implementarse como servicios complementarios.
En condiciones de existencia de contrato y tarifas no indexadas al precio spot las señales se
debilitan. Sin embargo pese a esto, la eficiencia económica se logra igualmente cuando la señal de
precio se iguala al costo de abastecimiento de la energía. Los contratos representan acuerdos
vinculantes, ajenos a la operación del sistema y pese a que existan precios fijados por contratos, el
óptimo social se sigue logrando al utilizar precios dinámicos. Así es deseable socialmente que el
precio de suministro sea traspasado al cliente. Sin embargo, pese a esto, en existencia de
contratos, la distribuidora no tendría reales incentivo a implementar tarifas de este tipo, ya que se
encuentra protegida de las variaciones de precio que pueden generar condiciones de estrechez en
el sistema.
Finalmente, los esquemas de medición neta se centran en la valorización de inyección de energía y
no de potencia, debido al comportamiento no despachable de la mayoría de los sistemas de
generación a los que estos esquemas están dirigidos. Por esta razón, un esquema tarifario que
reconozca la variabilidad del costo de generación, permite que sistemas con medición neta
obtengan mayores beneficios si se genera en los horarios adecuados. Tal es el caso de los sistemas
de generación solar, que inyectan energía en horarios de alta demanda de electricidad para
refrigeración.
6.2 ANÁLISIS DE LAS TARIFAS ESPECIALES OFRECIDAS POR LAS DISTRIBUIDORAS
Actualmente, la única tarifa especial ofrecida por las distribuidoras es la Tarifa Horaria Residencial
(THR) de Chilectra. Esta tarifa es una tarifa tipo Time of Use que establece tres bloques horarios
durante el invierno y dos bloques horarios en verano. El precio de los bloques se basa en la tarifa
BT1, siendo el valor del bloque en horario de punta igual a la tarifa normal más un sobrecargo de
un 30%. El valor del bloque en la hora normal es el precio BT1 sin ajustes y el valor en el bloque
nocturno la tarifa BT1 con un descuento de un 30% respecto a la BT1.
Si bien la THR pretende incentivar el ahorro energético durante la hora punta, cobrando un
sobrecosto, además de incentivar el consumo nocturno ofreciendo un descuento, esta estructura
de costos no se condice exactamente con las características de una tarifa TOU correctamente
diseñada.
Como se explico anteriormente, la teoría de Peak Load Pricing indica que en horas punta se debe
cobrar a los consumidores el costo de operación del sistema (costo por energía), más el costo
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marginal de expansión del sistema (costo por potencia). En este sentido, la tarifa THR de Chilectra
aplica su recargo en hora punta a todo el precio de la BT1, es decir a sus componentes de cargo
único por uso del sistema troncal y energía base. Debido a que es una tarifa monómica, todos sus
cobros se refieren a la energía consumida y no a la potencia demandada por lo que la señal de
precios no es la correcta. Lo anterior no se justifica en virtud del hecho que, para implementar una
tarifa Time Of Use, es necesaria la instalación de un sistema de medición diferente, siendo posible
el uso de medidores de mayor complejidad que permitan una tarificación Time Of Use adecuada.
Por otro lado, en la sección 4.3.2 se explica que los precios de las TOU deben relacionarse con los
precios promedio del mercado Spot, para dar una señal correcta de precio al cliente. En el caso de
la THR no se encontró evidencia que la diferencia de los precios de energía entre bloques sea de
un 30%, debiendo ser este valor objeto de un estudio en sí mismo.
La THR no hace distinción entre años secos y años húmedos por lo que no puede reflejar al cliente
correctamente las señales de precio del mercado mayorista. De esta forma, el diseño de la tarifa
THR, si bien apunta en la dirección indicada, es perfectible, debiendo realizarse varias
modificaciones orientadas a brindar una mayor coherencia de la tarifa con el esquema de precios
del mercado, incluyendo variables estacionales y horarias de forma adecuada.
6.3 POSIBLES MODIFICACIONES AL ESQUEMA TARIFARIO REGULADO CHILENO
Debido a la existencia de contratos de suministro entre las distribuidoras y los generadores, las
primeras se ven aisladas en cierta medida al esquema de tarificación marginalista bajo el cual
opera el sistema chileno. Si bien el precio de nudo a nivel de distribución recoge los efectos de las
posibles condiciones de operación a las que se someterá el sistema chileno en el futuro, esto
representa un valor predicho de dichas condiciones y agrupa el efecto de todas en forma conjunta
como un valor medio. Así mismo, el pago de las inversiones de las empresas de distribución, se
encuentra regulado y si bien la intención es asegurar un porcentaje de ganancia fijo para las
empresas, en la práctica se genera la condición de que a mayores ventas de electricidad, mayores
ingresos se generan para las empresas, debido a que la fijación de la tarificación no es
constantemente revisada y actualizada según las nuevas condiciones de operación a las cuales se
va enfrentando el sistema.
Pese a este escenario, en términos de eficiencia económica, la mejor opción es permitir que las
tarifas eléctricas reflejen en su valor tanto condiciones de corto plazo como condiciones de largo
plazo, permitiendo a los clientes un mayor acceso a la información sobre las condiciones del
sistema, de manera que puedan modular su consumo de manera de que este sea más eficiente y
responsable. Diversos han sido los estudios que han mostrado los beneficios que esto puede traer
a la sociedad, especialmente concentrados en el ahorro de capacidad y por tanto reflejándose en
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disminuciones reales de las tarifas eléctricas en el largo plazo. Independiente de la existencia de
contratos o arreglos financieros que existan, lo anterior representa la solución eficiente en
términos económicos para el sistema.
Por esta razón es muy importante considerar que para que sea posible acceder a los beneficios de
una tarificación flexible es necesario primero establecer el marco regulatorio existente, de manera
que se establezcan las condiciones necesarias para que los actores del mercado (empresas de
distribución y clientes finales), puedan beneficiarse adecuadamente de la implementación de
opciones tarifarias más flexibles y dinámicas que reflejen las condiciones de operación del sistema
en el corto y largo plazo. Esto podría lograrse por ejemplo con la implementación de programas de
desacople de ingresos (revenue decopling) e incentivos al desempeño u otros mecanismos que
sean adecuados para la realidad chilena. Además será necesario impulsar el desarrollo de una
infraestructura tecnología habilitadora que incluya medición remota, sistemas de comunicación y
otras medidas tendientes al concepto de “red inteligente” de manera que la implementación de
tarifas flexibles y su aprovechamiento sea costo efectivo. La figura del comercializador, si bien
podría permitir agregar valor por intermedio de las tarifas flexibles al suministro eléctrico, no es
un elemento fundamental para el éxito en la implementación de estas. En esto, el caso de algunos
estados como California y Wisconsin es muy decidor, ya que en ellos existe un nutrido pliego
tarifario, con tarifas Time – of – Use implementadas desde hace tiempo, sin la necesidad de que
exista la figura del comercializador.
6.3.1 MODIFICACIONES A LAS TARIFAS REGULADAS EXISTENTES Y NUEVAS OPCIONES
TARIFARIAS
Los dos principales problemas que enfrentan el pliego tarifario regulado actual es la falta de
diversidad tarifaria con opciones adaptadas a diversos perfiles de clientes que ofrezcan beneficios
reales para estos, y la ausencia de una componente en la tarifa que refleje realmente condiciones
de corto plazo en el sistema (en un corto plazo menor al establecido en el cálculo del precio de
nudo).
6.3.1.1 DIVERSIDAD Y MAYOR FLEXIBILIDAD EN EL PLIEGO TARIFARIO
Respecto a la diversidad de tarifas, se vio que en las distintas experiencias revisadas, incluso en
aquellas donde existían sólo distribuidoras y no comercializadores, la diversidad de tarifas era
grande. Se observó en general que existían tarifas adaptadas a clientes residenciales, clientes con
generación propia, clientes agrícolas, clientes comerciales, clientes industriales, clientes con un
importante consumo de energías para calefacción o climatización, etc. Las opciones tarifarias
ofrecidas actualmente en el pliego tarifario chileno, si bien representan opciones tarifarias
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distintas, en la práctica reflejan una estructura similar y no constituyen opciones especificas de
las cuales ciertos grupos puedan beneficiarse a la vez que el sistema también se beneficia.
Debiera entonces estudiarse en conjunto a las empresas distribuidoras133, diversos perfiles de
consumo de clientes e incluir esta información de manera de modificar las tarifas existentes y
agregar nuevas opciones que estén dirigidas a grupos de clientes importantes, que al someterse a
nuevas opciones tarifarias obtengan mayores beneficios (por ejemplo reducción de sus costos), a
la vez que confieren al sistema efectos benéficos (reducción de las demandas puntas, reducción de
demanda durante eventos críticos, etc.). De esta forma debiera profundizarse la flexibilidad del
sistema tarifario eléctrico, de manera que las empresas puedan diseñar tarifas beneficiosas para sí
mismas, para el sistema y los clientes.
6.3.1.2 ESTUDIO DE PERFILES DE CONSUMO
Dada la disponibilidad de información en forma de encuestas, no debiera ser de gran dificultad
para las distribuidoras caracterizar socioeconómicamente a sus clientes y luego, acompañado del
conocimiento local que estas empresas tienen de su concesión, asociar a las distintas zonas
geográficas y sectores productivos, curvas de consumo típica sobre las cuales proponer una tarifa
adecuada. Sin embargo, el objetivo no debe ser desarrollar un numero exagerado de tarifas, si no
que más bien, proponer muchas opciones tarifarias, evaluar algunas de ellas y finamente
implementar muy pocas (aprobadas por el regulador, siendo estas las que agreguen más valor al
sistema). Pese a la necesidad de diversificar las opciones tarifarias existentes, es importante velar
por la simplicidad del pliego tarifario.
Sin embargo, es importante proveer a la empresa de la capacidad de caracterizar a los clientes
aunque sea en forma estadística134. Se requieren de herramientas que permitan el financiamiento
de la medición y caracterización de los clientes, por ejemplo por intermedio del Valor Agregado de
Distribución u otro que el reguladpor estime conveniente, a la vez que se les exige a las empresas
que conozca los perfiles de sus clientes y promueva proactivamente tarifas que beneficien al
sistema. En este sentido, debieran ser las mismas empresas quienes propongan clasificaciones de
clientes, enumeren opciones tarifarias y las evalúen en conjunto al regulador 135.
133
Las empresas distribuidoras son quienes mejor conocen a sus clientes por lo que podrían suministrar información importante de sus clientes, tanto perfiles de carga como conocimiento sobre la forma en que consumen estos clientes. 134
Esto es, realizando muestreos aleatorios de clientes dentro de ciertos grupos. 135
El conocimiento de los perfiles de consumo de los clientes permitiría a las empresas eléctricas diseñar tarifas eléctricas que implicasen un mayor beneficio para la sociedad. Tarifas flexibles bien diseñadas permitirían en el mediano y largo plazo un desplazamiento en proyectos de capacidad hacia el futuro, por lo que este ahorro se traduciría en una menor tarifa para los clientes (menor inversión en capacidad que
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6.3.1.3 DISCRIMINACIÓN TARIFARIA
También es importante considerar que ya sea que tarifas flexibles se implementen como opciones
tarifarias implementadas por el regulador o como opciones implementadas por las distribuidoras
de forma individual, estas tarifas serán diseñadas para producir cambios de consumo que generen
beneficios que puedan ser compartidos entre clientes y empresas. Sin embargo, puede darse el
caso que otros clientes, con perfiles diferentes al esperado para la opción tarifaria, al suscribirse a
la opción tarifaria, encuentren mayores beneficios de forma individual pero generen mayores
costos para el sistema y la empresa distribuidora (Ej: Tarifa Time of Use utilizada para el
alumbrado público). Por esta razón es importante considerar alternativas de discriminación en las
tarifas flexibles, ya sea como opción elegible del cliente o como opción de tarifa de referencia. Por
ejemplo, de implementarse tarifa TOU como opción regulada esta podría ser elegible como tarifa
de referencia para comparar con otras tarifas reguladas de acuerdo a la regulación actual. En el
caso del alumbrado público antes mencionado se generarían efectos no deseados al comparar
estas tarifas con la tarifa TOU, ya que la tarifa TOU seria inadecuadamente más barata que otras
tarifas.
6.3.1.4 TARIFA TIME – OF – USE COMO OPCIÓN TARIFARIA REGULADA
Respecto a la relación de la estructura tarifaria con las condiciones de operación en el corto plazo
del sistema, fue posible observar en los diferentes esquemas tarifarios existentes la
predominancia de opciones tarifarias tipo Time of Use tradicional. Estas opciones tarificaban la
electricidad, dividiendo el valor de la tarifa en bloques horarios, típicamente tres, además de
diferenciar este valor de cada bloque horario en periodos de punta o verano y periodos fuera de
punta o invierno136. La primera de estas diferenciaciones, la de los bloques horarios, busca
representar las condiciones a las que el sistema pueden enfrentarse en el corto plazo, tarificando
el consumo de electricidad en varios horarios durante el día, mientras que la segunda
diferenciación está más asociada a la componente de capacidad del sistema y a la expansión del
mismo. El adjetivo calificativo de “tradicional” añadido a estas tarifas TOU se refiere a que los
valores de los bloques horarios no varían de forma dinámica en el tiempo, siendo fijados por
periodos fijos y más extendidos de tiempo.
Para los casos revisados, estas opciones tarifarias existen hace mucho tiempo y en una gran
variedad de opciones adaptadas especialmente para ciertos grupos de clientes (TOU residencial,
pagar). Por esta razón, incluir costos como estos en forma regulada en el VAD es justificable, ya que son medidas que agregan valor al suministro eléctrico, del cual toda la sociedad puede beneficiarse. Así mismo, de no representar un costo reconocido por el regulador para las distribuidoras, no existirá mucho incentivo para que estas realicen este tipo de estudios. 136
A diferencia de Chile, los países desarrollados experimentan la punta en temporada estival.
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TOU agrícola, TOU comercial, etc.). De esta forma, una innovación útil de implementar en el
esquema tarifario chileno seria ya no sólo tarificar la electricidad diferenciando entre consumo
eléctrico durante temporada de punta y consumo eléctrico durante temporada fuera de punta,
sino que también agregar en la estructura tarifaria una discriminación horaria de más de dos
bloques, tanto en periodos de punta (invierno) como en periodos fuera de punta (verano), de
manera de incluir condiciones de corto plazo de manera más adecuada que la existente.
La instalación de medidores TOU, ya sean estos tradicionales o más avanzados debiera ser parte
de una política de desarrollo, debiendo instalarse este tipo de medidores para nuevos clientes,
clientes que requieran aumento de capacidad y clientes de gran envergadura, de manera de
aprovechar las economías de escala de estos medidores (de masificarse el costo de estos
medidores se vería muy reducido)137.
Es sin embargo importante destacar que estas modificaciones no deberán lograrse sólo con
modificaciones al cuerpo legal, si no que requerirán por una parte el compromiso e interés de las
empresas distribuidoras en el proceso, siendo necesario el estudio de los incentivos necesarios de
implementar por parte del regulador, a la vez que se requerirá de toda una infraestructura
tecnológica, y de servicio y educación al cliente, de manera de que la implementación de estas
tarifas sea efectiva y logre su objetivo, generar ahorros de capacidad que se traduzcan en menores
precios de la electricidad para los clientes en el largo plazo. Esta infraestructura de medición
podría desarrollarse tanto poniendo los incentivos adecuados a las empresas distribuidoras para
que desarrollen las plataformas tecnológicas necesarias o haciendo usos de otros modelos
alternativos como en el caso de países desarrollados como el Reino Unido, donde se ha
implementado la figura del operador de medidores, un tercero que se encarga de las labores de
instalación, mantención y lectura de los medidores.
Además es importante destacar que si bien los casos revisados presentaban estas opciones de
tarifas más flexibles, en general, las tarifas reguladas más tradicionales y sobre todo la tarifa fija
residencial no dejaba de existir, están presente para ser utilizada por los clientes que una
capacidad muy baja de modulación de su consumo, proveyendo protección que los escude de
cobros desmedidos debido a un consumo no adecuado con los esquemas de las tarifas más
flexibles implementados.
137
Energy Autralia (EA) está instalando medidores de intervalo (invervals meters) a todos los clientes residenciales grandes y negocios (mayores a 15 MWh al año o que pagan cuentas de más de 1.700 dólares al año). EA también está instalando en todas las nuevas instalaciones y en las instalaciones mejoradas (aumento de capacidad), medidores de este tipo.
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6.3.2 ESTRUCTURA TECNOLÓGICA Y OPERACIONAL NECESARIA PARA LA
IMPLEMENTACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES
Como ya se mencionó, la implementación de estas modificaciones no será efectiva sólo con
establecer nuevas disposiciones en el reglamento tarifario. La experiencia internacional ha
mostrado que para acceder efectivamente a los beneficios de una tarifación flexible se requiere
por una parte de una plataforma tecnológica habilitadora (enabling technologies) y por otra parte
una participación activa de los consumidores. De estos dos elementos, es posible acceder de
forma más simple y menos costosa a la segunda, mientras que la primera representa un salto
mucho más avanzado; el cual requerirá estudios, implementación de programas pilotos, desarrollo
tecnológico, etc.
6.3.2.1 INFORMACIÓN AL CLIENTE SOBRE GESTIÓN DE CONSUMO Y EFICIENCIA
ENERGÉTICA.
El paso inicial es comprender la necesidad de informar a los clientes de forma más precisa y
comprensible sobre su consumo de energía, así como iniciar campañas de educación que les
provean algunas herramientas de bajo costo que le permitan gestionar su consumo de forma más
adecuada. No existe utilidad real en implementar tarifas que requieran gestión de la demanda si
los consumidores no conocen la estructura de su tarifa, la forma de su consumo y las maneras de
gestionarlo. Así un paso inicial requerirá sincerar los costos por intermedio de la facturación
eléctrica. Deberán explicitarse todas las componentes del cobro que se realiza mes a mes,
detallando las diferentes componentes en la boleta (no sólo mencionándolas, sino que
describiéndolas de forma breve y comprensible para cualquier lector). Así mismo, la información
de las tarifas eléctricas deberá estar disponible de forma rápida, accesible y comprensible para los
clientes, debiendo describirse claramente la opción tarifaria actual elegida por el cliente.
Además deberá considerarse la adición de información educativa para los clientes, tanto en la
facturación mensual, como en sitios web de las compañías distribuidoras, que expliquen de forma
didáctica las tarifas y las medidas que los clientes pueden tomar para reducir su consumo y los
costos asociados.
6.3.2.2 MEDICIÓN AVANZADA Y MEDICIÓN INTELIGENTE
Respecto a la plataforma tecnológica, en el caso de tarifas tipo Time of Use tradicionales no es
necesaria la implementación de medidores inteligentes. Debido a que estas tarifas han existido
desde hace tiempo, existen medidores con registros diferenciados para distintos bloques del día
(típicamente tres), los cuales dependen de un contador o reloj. Estos medidores deben ser leídos
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manualmente y pueden ser reconfigurados con un dispositivo en forma local, de manera de poder
adaptar la medición a nuevas tarifas (y periodos de tiempo).
Así mismo, respecto a los costos de medidores, las diferencias de costos entre medidores más
avanzados con comunicación de dos vías y medidores electrónicos de acumulación no es tan
grande. De acuerdo a la experiencia observada en New Wales, Australia, la instalación de un
medidor de acumulación puede costar alrededor de 100 dólares, mientras que el costo de un
medidor inteligente incluida la instalación puede costar como mínimo 150 dólares, siendo esta
valor coherente con el observado en otros casos de estudio. El costo final dependerá de la
velocidad del cambio tecnológico y el diseño final de los medidores mismos, dependiendo cuan
masiva sea la instalación. Así es importante considerar la visión hacia el futuro de manera de no
realizar inversiones que puedan volverse obsoletas en poco tiempo138.
La instalación masiva de medidores inteligentes podrían permitir que los costos de los equipos y
las redes de comunicación fueran lo suficientemente bajos como para representar una alternativa
más costo efectiva que la implementación de tecnologías más antiguas y menos inteligentes. Es
relevante considerar además que los sistemas de medición sin comunicación están en declive y su
producción masiva será cada vez más escasa. La instalación de medidores de este tipo podría
además representar una barrera para futuros desarrollos en medición más avanzada, ya que
deberá recuperarse la inversión antes de poder reemplazarlos. Los medidores inteligentes pueden
ser utilizados también para este tipo de tarifas tradicionales, ya que al tener comunicación en dos
vías permiten una reconfiguración de temporizadores y registros de acuerdo al esquema tarifario
vigente. Si bien en el presente el costo de mantener una infraestructura de comunicación que
permita aprovechar las funcionales de un medidor inteligente puede no ser alcanzable, estos
costos debieran verse reducidos de forma importante en el futuro.
Para lograr esta masificación y estandarización de tecnología de medición inteligente, es necesario
establecer un consenso nacional respecto a la tecnología más adecuada a implementar de acuerdo
a las condiciones locales de cada distribuidora, pero considerando la necesidad de una instalación
masiva. Deberá generarse estudios y discusión que permita posteriormente establecer las bases
de licitaciones para la compra de medidores inteligentes, sistemas de comunicación, etc de forma
masiva y así acceder a mejores costos. Hoy en día, los pocos pilotos realizados en Chile han
mostrado que la infraestructura de medición solo renta en algunos casos de clientes, mientras que
para otros la instalación no es conveniente. Esta situación puede cambiar drásticamente de
realizar una instalación masiva y paulatina en los clientes del sistema de distribución.
Sin desmedro de lo anterior, es importante considerar la realidad Chilena, donde puede darse,
pese al nivel de masificación, que para algunos sectores de la población los costos de implementar
un medidor inteligente (arriendo de medidor, mantención plataforma de comunicación, etc.) sean
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aún altos en comparación al total de consumo mensual. Por esta razón es importante evaluar la
alternativa de instalar medidores menos avanzados para grupos de clientes de escasos
recursos/bajo nivel de consumo. En esta línea deberá priorizarse las funciones más relevantes para
la realidad chilena, siendo estas la lectura remota, la detección de hurto de electricidad y la
conexión/corte de suministro a los clientes, debido que es en estas áreas donde se encuentran los
mayores potenciales de beneficios a obtener en el mediano plazo para el país. Además, debieran
considerarse por el regulador modelos alternativos como el del operador de medidores, utilizado
por ejemplo en el Reino Unido.
6.3.2.3 INFRAESTRUCTURA Y TECNOLOGÍA DE COMUNICACIÓN
De querer implementarse tarifas flexibles con componentes dinámicas que varíen en el tiempo,
será necesario implementar una infraestructura de medición avanzada o medición inteligente. En
este sentido países como Australia, Inglaterra y estados como California e Illinois en Estados
Unidos, están proyectando instalar sistemas de medición inteligente a todos sus clientes en un
lapso de no más de 10 años. Para la implementación de esta infraestructura de medición
inteligente deberá seleccionarse una tecnología de medición, una tecnología y protocolos de
comunicación, tanto entre medidor y casa, como entre medidores y agregadores de información.
En este sentido, las alternativas que se muestran más prominentes, debido a su desarrollo y
reducción de costos por producción en masa, son la comunicación mediante protocolo ZigBee para
corta distancia (por ejemplo entre medidor y aparatos instalados en el hogar como display y otros)
y el uso de PLC o comunicación móvil (GSM y GPRS) para comunicación entre medidores,
concentradores y empresa.
En esta misma línea, será necesario evaluar la necesidad de informar de forma efectiva a los
clientes, mediante la implementación de sistemas de display y plataformas web, que
complementen los medios de información más rudimentarios que se mencionaron previamente
(facturación, etc.)- Estas tecnologías actuaran como habilitadores, facilitando y reduciendo el
costo para los clientes de gestionar su demanda (en recursos económicos, tiempo, etc.), por lo que
estos serán mucho mas elásticos en su consumo, siendo más efectiva la implementación de tarifas
flexibles.
Cada empresa de distribución deberá proponer una alternativa para la plataforma tecnológica
necesaria de acuerdo a su realidad y escala, buscando reducir el costo de sus usuarios, por lo que
una misma opción no siempre será la más óptima para cada caso. La educación a la población
deberá también una explicitación jugará un papel importante en lograr de los ahorros para la
población como posibles de generar como por ejemplo el desplazamiento de la operación de
lavavajillas, filtros de piscina y secadores de ropa. La gestión de estos consumos pueden llegará
reducir el pago de la electricidad anual en aproximadamente 160 dólares según la experiencia
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australiana (filtro de piscina 120 dólares, lavavajillas 30 dólares y secadores de ropa 12 dólares
aproximadamente).
139.
En la actualidad, la implementación de tecnologías inteligentes, tanto en el ámbito de la medición
como en otros aspectos como por ejemplo la autoconfiguración del sistema es escasa. Esto se
debe en parte a la falta de apoyo en la mitigación del riesgo tecnológico en la implementación de
estos dispositivos, generado por la falta de estandarización y masificación de las tecnologías. Por
esta razón es importante establecer instrumentos de apoyo, por vía concursable, al cual puedan
optar las distribuidoras con proyectos bien definidos y contextualizados a la realidad chilena. Sin
embargo, es importante notar que existen ámbitos donde las distribuidoras tienen incentivos por
sí mismas y no requieren de mayor apoyo como en el caso de la reducción del hurto de la
electricidad, donde las empresas mismas han estado dispuestas a invertir sin la necesidad de una
ayuda estatal.
6.3.2.4 DESARROLLO DE PROGRAMAS PILOTOS
En el ámbito de la medición inteligente y más aún, de las redes inteligentes o Smart Grids, es
importante que las empresas nacionales comiencen a desarrollar conocimiento sobre las distintas
tecnologías, desafíos y principales decisiones en las que deberán tomar partido en el futuro. En
estas estará tener una postura formada e ideas claras sobre distintos estándares de comunicación,
almacenamiento de datos, lectura inteligente, etc; conocer los diferentes aspectos de la
interoperabilidad entre diferentes componentes tecnológicos, etc. Sin embargo, para poder
establecer esta opinión formada se requiere de estudios y pilotos, los cuales típicamente tiene un
costo elevado y sólo se justifican si se desarrolla mucho conocimiento a partir de estos. Esto es
especialmente importante a la hora de tomar decisiones de masificación tecnológica, ya que no se
deben masificar tecnologías sin conocerlas y probarlas en la realidad donde se insertarán.
Para este fin, las empresas podrían concursar con la propuesta de pilotos, de manera poder incluir
los costos de estos programas en el cálculo del Valor Agregado de Distribución, debido a los
beneficios sociales que estos pilotos podrían conllevar. En este aspecto, el regulador deberá ser
cuidadoso, ya que algunas empresas podrán solicitar el financiamiento de pilotos muy costos que
agreguen muy poco valor, mientras que otros solicitaran pilotos mejor definidos, con metas claras
y costos más alcanzables. Si las distintas distribuidoras realizan propuestas independientes,
apoyadas por sus filiales internacionales, las universidades y centros locales, por empresas
privadas y proveedores tecnológicos, estas podrán competir tanto en características de sus pilotos
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como en el soporte que estos tengan, de manera de adjudicarse el financiamiento y así poder
concretarlos.
Si bien podrían licitarse pilotos específicos, el diseño de las bases y la definición del alcance de los
pilotos (términos de referencia), constituiría una tarea muy costosa e intensa en recursos para la
autoridad, por lo que esto debiera constituir más la excepción que la regla. Para materias que
están menos desarrolladas o con mayor desconocimiento tecnológico es importante que la misma
empresa estudie y desarrolle sus propuestas de pilotos de forma proactiva y en definitiva sea la
autoridad la que, a la luz de los resultados comprometidos y potenciales aportes de la propuesta,
incluyendo plazos, costos e impactos, defina que empresa y bajo qué condiciones se adjudica la
realización de estos pilotos. Esto requiere cambios legislativos que permitan incluir este tipo de
programas en el valor agregado de distribución.
Es importante destacar que esto no necesariamente debilitará los incentivos de las empresas a
trabajar de forma independiente en el desarrollo e implementación de tecnologías. El caso del
control del hurto de electricidad es un buen ejemplo, donde las empresas han tenido los
incentivos a reducir el hurto, ya que de esta forma mejoran sus ganancias. Por esta razón se han
embarcado por sí mismas en programas y pilotos buscando desarrollar e implementar las
tecnologías necesarias, sin la necesidad de esperar que la autoridad concurra con financiamiento
parcial de estas instalaciones.
6.4 POSIBLES MODIFICACIONES A LA REGLAMENTACIÓN ACTUAL DE TARIFAS
FLEXIBLES
En la sección 5.3.1 se presenta una descripción de la regulación actual sobre TFR. El decreto
N°385/2009 permite a las empresas distribuidoras diseñar y ofrecer opciones tarifarias diferentes
a las establecidas por este. Estas opciones son denominadas Tarifas Flexibles Reguladas (TFR) y su
diseño debe ser revisado y aprobado por la Comisión Nacional de Energía. Una vez aprobadas,
estas opciones pueden ser ofrecidas a los clientes regulados, los cuales pueden optar por ellas
libremente.
Una de las principales críticas a la legislación actual es la poca regulación a las tarifas flexibles. Si
bien existe un reglamento, éste es ambiguo no abarcando todos los temas relevantes y necesarios
para una correcta implementación de este tipo de tarifas. Además, la regulación no entrega
ningún incentivo al desarrollo de TFR por parte de las empresas distribuidoras, debido a esto la
única empresa que ha desarrollado una única tarifa flexible es Chilectra. Los temas que la
regulación no aborda o toca tangencialmente son:
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Elección de la tarifa de referencia: En la regulación actual la tarifa de referencia se
considera como la tarifa contratada previa a la TFR actual. Esta comparación no siempre
puede resultar beneficiosa para el cliente, ya que la tarifa de referencia puede ser una TFR
no conveniente. Se recomienda fijar la tarifa de referencia como la de menor facturación
dentro de las tarifas calculadas por el regulador aplicable al cliente, según su perfil de
consumo e infraestructura de medición. En su defecto, la tarifa de referencia puede ser
otra TFR aplicable al cliente que asegure una facturación mínima y que sea adecuada a su
perfil de consumo, debiendo ser esto explícitamente estipulado en el reglamento. Si bien
la implementación de esto puede parecer compleja, es posible utilizando tecnologías
habilitadoras (medidores inteligentes, dispalys, estructuras de telecomunicación, etc.) y
realizar estudios y análisis en conjunto con las empresas distribuidoras, quienes poseen
valiosa información del comportamiento de sus clientes.
Supresión de tarifas por parte del distribuidor: La regulación actual no hace referencia al
caso en que una empresa distribuidora decida eliminar una tarifa flexible. La supresión de
una tarifa puede producir inconvenientes o sobrecostos al cliente, ya que para adecuarse
al esquema de la tarifa, el cliente podría haber incurrido en costos adicionales. Para
adecuar el consumo eléctrico a una tarifa flexible específica, el cliente puede incurrir en
inversiones de dispositivos eléctricos más eficientes, temporizadores, entre otros. Esta
inversión es recuperada a través del ahorro en la facturación que proporciona la tarifa
flexible, por lo que al ser cancelada, se genera un perjuicio sobre el cliente. El reglamento
podrá permitir el cierre de una opción tarifaria flexible para clientes que deseen
contratarla, pero deberá estipular explícitamente que aquellos clientes que tuviera dicha
opción tarifaria, tendrán el derecho a mantenerla mientras deseen, no están habilitada la
distribuidora para modificar las condiciones de dicha tarifa (aunque si reajustarla, lo cual
deberá estar estipulado en el contrato de la tarifa).
Comparador de Tarifas Web: La regulación debe exigir el desarrollo de una herramienta
web que permita comparar la facturación mensual y anual bajo distintas tarifas flexibles
ofrecidas por el distribuidor, ingresando los datos específicos de consumo del cliente. Así,
los clientes tendrán toda la información para escoger su mejor tarifa de acuerdo a sus
perfiles de consumo, o cambiar su consumo para ahorrar costos de acuerdo a una tarifa
flexible específica.
Reajuste en los precios de Tarifas Flexibles: El decreto Nº 358/2009 no menciona la
posibilidad de reajuste en los cobros de tarifas flexibles. El cliente debe poder cambiar su
tarifa sin costo alguno ante un cambio en las condiciones de esta. Además, el regulador
debe velar para que estos reajustes no signifiquen un abuso por parte de la distribuidora y
estén bien justificados.
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Tarifas flexibles asociadas al inmueble o empalme y no al cliente: El reglamento vigente
no hace referencia a la radicación de la tarifa, debiendo clarificarse si la tarifa flexible esta
asociada al cliente o al inmueble en forma específica. En presencia de un mercado de
suministro minorista de electricidad competitivo (con la existencia del comercializador),
no existen problemas en asociar el suministro de electricidad a los clientes y no al
inmueble, debido a que las tareas de suministro se encuentran separadas a las de
distribución. Sin embargo, en el caso de Chile, el mercado del suministro minorista y de la
distribución se encuentran juntos. Por esta razón no es aconsejable asociar al cliente el
suministro, si no que asociarlo al inmueble. El dueño del inmueble será el responsable de
asumir los costos asociados al suministro y a las decisiones que se relacionen con este.
Uso de TFR en presencia de mediciones Netas (net Metering): En caso que la medición
neta represente un valor importante (generación local en presencia de congestión)
pueden proponerse tarifas especiales. La experiencia observada en la revisión
internacional muestra que para el caso de la medición neta, existen tarifas establecidas
por las empresas suministradoras en forma complementaria a las tarifas de consumo. Se
establecen tarifas específicas para valorizar la inyección desde pequeños medios de
generación distribuida y estas se aplican, ya sea como descuento en las facturas o como
un reembolso monetario en forma paralela a la aplicación de otras tarifas al consumo
eléctrico.
Contratación y migración de tarifas flexibles: El reglamento debiera considerar los
elementos que debieran pertenecer a la esencia del contrato como el nombre de la tarifa,
los componentes de la tarifa y sus costos, la duración, las obligaciones de paro por
potencia y los costos de término de contrato anticipado. En estos contratos deberán
exigirse también los títulos de dominio de los inmuebles o la autorización del dueño del
mismo según el caso. Estos contratos deberán tener una duración de 12 meses y de
renovación automática. Deberá además permitirse un cambio anticipado de tarifa al año
como mínimo, debiendo el cliente cumplir con los compromisos de potencia que haya
adquirido al firmar el contrato, no debiendo presentar costos adicionales para el cliente
este cambio más allá del pago de la potencia comprometida y la infraestructura necesaria
para hacer aplicable la tarifa nueva elegida por el cliente. Así mismo, un cliente podrá
estar facultado de terminar anticipadamente un contrato debiendo cumplir con las
exigencias de potencia mencionadas anteriormente.
Por otra parte, la empresa no podrá eliminar una opción tarifaria para clientes que ya la
tengan contratada, pudiendo solo cerrar esta opción para nuevos clientes. En caso de
querer modificar el valor de una tarifa, la empresa deberá notificar previamente al cliente
de dicho cambio, debiendo permitir al cliente un cambio de tarifa a costo cero, incluso si
esto se realiza antes del periodo de término de vigencia del contrato. Estos reajustes
deberán ser informados y justificados ante la SEC, para evitar perjuicios para los clientes.
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6.4.1 INCENTIVOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES
Basándose en la experiencia internacional sobre incentivos para la implementación de tarifas
flexibles expuesta en la sección 4.4.2.2. Con este tipo de tarifas se busca reducir el consumo
eléctrico a través de una mayor eficiencia energética, gestión de la demanda, entre otros. Además
se pretende abatir emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Por otro lado, el ingreso
regulado de las distribuidoras está muy relacionado con la cantidad de energía que venden, no
teniendo ningún incentivo en promover el ahorro eléctrico ya que mientras más energía se
consuma mayores son sus ingresos, yendo esto en contra de la idea que se tiene de una
distribuidora como un intermediario neutral entre el generador y el consumidor final.
Es por esto que la legislación debe ser modificada para propiciar un desacople entre los ingresos
de las distribuidoras y las ventas de energía. Una forma de lograrlo es exigir metas de ahorro
energético o abatimiento de emisiones a las empresas distribuidores, entregando premios si las
metas son superadas o multas si es que los resultados totales están por debajo de las metas
impuestas. El caso de California es un claro ejemplo en esta materia, ya que en este estado las
distribuidoras tienen una tasa de retorno dada dependiendo del nivel de cumplimiento de metas
de eficiencia energética que logren cada año.
6.5 TARIFICACIÓN PARA NETMETERING
La tarificación en un esquema de medición neta debe tener como objetivo la remuneración justa
de la generación local que opere con medición neta, la coherencia de la estructura de costos, la
factibilidad técnica y costo-efectiva de implementar dicho sistema de tarificación y por último la
compatibilidad con los usuarios (diseño simple).
De esta forma, ya se utilice un esquema de medición bidireccional neta o unidireccional deberán
reconocerse dos cantidades de energía valorizable: La energía generada que se consume
localmente y la energía generada como excedente que es inyectada a la red.
Respecto a la energía generada y consumida localmente, esta se traduce en reducciones al
consumo viéndose directamente reflejado en una reducción de la facturación mensual. Esto
implica que esta energía será valorizada siempre a la tarifa eléctrica a la cual se valoriza cada
unidad de energía para el cliente que posee estos sistemas instalados. De esta forma, para clientes
residenciales, la energía consumida localmente se valorizara típicamente a tarifa BT1.a. Sin
embargo, esta valorización deberá solo utilizarse en el caso de la energía consumida localmente,
debido a que, en general como en el caso de la tarifa BT1.a, la tarifa eléctrica completa considera
otras componentes normalmente asociada a los costos de operación y expansión del sistema. De
utilizarse la tarifa integra en su valor para valorizar las inyecciones realizadas a la red por un
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sistema de medición neta estaría generándose un potencial daño a los intereses de la empresa
distribuidora y a la larga esto podría traducirse en un aumento de las tarifas eléctricas debido a la
necesidad de corregir la incoherencia del sistema tarifario con la estructura de costos de la
empresa de distribución.
Así, las inyecciones deberán valorizarse al “costo evadido” para la distribuidora debido a la menor
compra de electricidad por efecto de las inyecciones locales. Para el caso chileno, este costo
evadido corresponde al precio nudo promedio a nivel de distribución para la energía,
considerando las pérdidas evitadas debido a la generación local. Sin embargo, incluso este precio
requiere de ajustes de manera de mantener la coherencia y no remunerar en el pago de
inyecciones locales componentes injustificadas, vale decir, pago por inversión y operación de
redes de transporte.
En el caso chileno, el precio de nudo de energía y potencia (PNE y PNP) contiene en su cálculo una
componente por sub-transmisión orientada a cubrir los costos de inversión y operación de estas
redes pertenecientes al sistema de transmisión (VASTxE y VASTxP). Esto puede apreciarse en la
siguiente ecuación:
Luego estos precios de nudo son utilizados para calcular los precios de nudo a nivel de distribución
(Pe y Pp). Esto puede apreciarse en la siguiente ecuación:
De utilizarse los precios de nudo Pe y Pp para valorizar las inyecciones de Net Metering, los
clientes recibirían un pago por instalaciones de sub-transmisión que no poseen y un servicio que
no están prestando a las empresas de distribución, generándose un perjuicio para estas últimas.
De esta forma, la tarifa utilizada deberá eliminar la componente de sub-transmisión en el cálculo
antes de ser utilizada para la valorización de las inyecciones locales.
Sin ir en desmedro de lo anterior, el estado podrá establecer paquetes de incentivos adicionales y
específicos por tecnología, ya sea dirigido a la inversión como a la operación de medios de
generación distribuida, típicamente renovables. De esta forma la medición neta debe
conceptualizarse como un esquema habilitador más que incentivador, el cual deberá ser neutral y
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consistente con la estructura de costos y deberá permitir la adición de incentivos adicionales, de
manera que la tarifa utilizada sea transparente y no distorsione el sistema tarifario existente,
evitándose en la gran medida, la ocurrencia de subsidios cruzados.
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7 CONCLUSIONES
Durante las últimas décadas se ha observado un renovado interés por examinar la estructura
tarifaria de los clientes, con la expectativa de lograr el desarrollo de tarifas que agreguen más
valor a los clientes y reflejen más fielmente su estructura de costos de suministro. Esto
teóricamente permitiría un uso más eficiente de la electricidad y de sus demandas sobre la
infraestructura, además de traspasar parte de las eficiencias ganadas a los clientes finales.
Los desarrollos tecnológicos y caídas en los costos de medición, comunicaciones y gestión han
hecho posible alcanzar a los clientes masivos con medidores multitarifas e incluso con medidores
inteligentes. Estos han permitido testear e implementar tarifas muy flexibles, que reflejan las
condiciones de oferta y demanda de corto plazo del sistema, transmitiendo señales de escases
relativa a los clientes y, en los casos más extremos, hacer de estos un recurso más para equilibrar
la oferta con la demanda.
7.1 DESARROLLO EN TARIFICACIÓN FLEXIBLE EN EL MUNDO
La experiencia internacional muestra un desarrollo importante en materia de tarificación flexible y
medición inteligente, dos conceptos muy ligados en el último tiempo, debido a las facilidades que
brindaría un sistema de medición avanzado a la implementación de un esquema de tarificación
flexible.
En los casos revisados, en general, se observa que la tarifa en mayor uso entre las opciones
flexibles era la tarifa tipo Time-of-Use (TOU), tanto en su versión más tradicional con valores fijos
de la energía por bloque entre invierno y verano, como en versiones más dinámicas, donde el
valor de la electricidad en los bloques horarios puede cambiar en el tiempo. En algunos casos
como Francia, esta tarifa existe desde el año 1965, seguido de pilotos implementados en Estados
Unidos desde los años 70 y siendo hoy en día una alternativa siempre presente en la casi todos los
pliegos tarifarios norte americanos. Sin embargo, es importante destacar que la implementación
de esta tarifa es beneficiosa para aquellos clientes con una flexibilidad suficiente para responder,
típicamente clientes de un mayor consumo y/o que tienen instalada infraestructura gestionable
(piscinas, aire acondicionados, calefactores eléctricos, etc.), pues los beneficios deben superar al
mayor costo del medición. Cabe notar que implementar medición ToU tiene costos menores que
medición inteligente, ya que se hace uso de una tecnología ampliamente usada en el mundo y se
requiere una menor infraestructura para el manejo de los datos (comunicación, registros, etc.).
Estas conclusiones y el desarrollo conceptual en materia de tarificación flexible han sido producto
de una larga discusión llevada a cabo por varias décadas en el mundo desarrollado. La misma
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discusión se tiende a repetir esta década con la irrupción de la medición inteligente, pero
agregando la posibilidad de cambios de tarifa de alta frecuencia. La discusión sobre el beneficio
de implementar tarifas flexibles como la tarifa TOU se ha desarrollado desde la décadas de los ‘70,
intentando entender si la implementación de estas tarifas genera un beneficio (Welfare) positivo,
así como estimar los cambios en la demanda y el cálculo de su elasticidad. Cabe recalcar que se
debe observar el beneficio social y no sólo el ahorro de costos.
En general los estudios que se desarrollaron durante la década de los ’70 y ’80 concluyeron que,
para la mayoría de los clientes, la implementación de tarifas flexibles era beneficiosa, ya sean
estas tarifas “medianamente flexibles” como tarifas tipo Peak Load Pricing (PLP) / TOU tradicional
o tarifas un poco más elaboradas y cercanas a los precios en tiempo real (Electricitè de France). La
posición de los reguladores fue variando en el tiempo, pasando de una intensión de implementar
tarifas TOU en forma mandatoria a todos los clientes en los 70’s a la posición actual, donde se
exigió a las distribuidoras la implementación de estas tarifas en su pliego tarifario, pero dejando su
elección opcional por parte del cliente.
7.1.1 ¿QUÉ PASA EN CHILE EN MATERIA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE?
La mayoría de los estudios internacionales antes mencionados comparaban tarifas del tipo ToU
con tarifa fija, encontrando beneficios positivos. Sin embargo, no fue posible encontrar estudios
comparando de buena forma sistemas ToU versus tarifas Peak Load Pricing como el chileno, donde
el componente de energía está muy estabilizado y a veces no refleja las condiciones de escases
relativa de corto y mediando plazo de la energía. El sistema chileno entrega una buena señal en el
largo plazo ya que incluye en su tarificación señales relacionadas al uso de la capacidad crítica. Sin
embargo, condiciones de corto plazo, mas relacionadas al costo de suministro de electricidad, no
están adecuadamente reflejadas. Así, el sistema de tarificación chileno ya captura gran parte de
(pero no todas) las eficiencias que los antiguos estudios de ToU presentaban.
Desde el punto de vista teórico, sin embargo, un sistema ToU tradicional de dos bloques podría ser
similar a uno de Peak Load Pricing, si en este último se transmite el costo de energía mas
contingente y se redefinen los bloques correcta y más frecuentemente, por ejemplo actualizando
los precios de cada bloque horario de forma diaria, semanal, etc. Esto no ocurre en Chile, pues las
definiciones legales de las tarifas no apuntan en la línea del ToU, sino del PLP en su versión
conceptual más simple. Los costos de medición son muy similares en ambos casos. Un sistema
ToU de tres bloques, como se usa desde hace décadas en varios países mas desarrollados, ofrece
mayores grados de libertad que el actual chileno y merece mayor atención, al menos para clientes
con consumos mayores a 1.000 KWh o 2.000 kWh al año o clientes un poco menores pero con
capacidades especiales de gestión.
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La piedra de tope para la implementación masiva medición inteligente en Chile es el costo del
medidor e infraestructura asociada, puesto que a clientes con consumo bajo, como lo son 100, 200
o 300 kWh anuales, que pagan pocos miles de pesos al mes, es difícil generar ahorros suficientes
que puedan compensar el aumento de costo de medición y pasar de un medidor de $500
mensuales a otro de $1.500 o $2.500.-
Cabe notar que en Chile muchos consumidores un poco mas grande ya tienen instalada (y pagan
por) una infraestructura de medición subutilizada140 (como clientes con medidores trifásicos sobre
los 25 kW y clientes de mayor envergadura de nivel industrial o comercial). Con costos similares a
los que se les cobra la medición y registro de potencia y energía, se les podría aplicar una tarifa
ToU tradicional y con costo levemente mayor, se les podría entregar medición inteligente y
concretar algunos de sus beneficios. Muchos clientes grandes tienen infraestructura de medición
inteligente, pero se utiliza sólo para facturación y no es realmente explotada por el cliente o por la
empresa. Por falta de información, de incentivos, de las tarifas respectivas, los clientes participan
poco de las condiciones de suministro del sistema. Finalmente, cabe notar que varios clientes
más grandes que los residenciales menores (fábricas, oficinas, industrias pequeñas, comercio, etc.)
además no entiende bien sus cuentas y pagan de más por su opción tarifaria sub-óptima.
7.1.2 ¿QUÉ PASA EN EL MUNDO EN MATERIA DE TARIFICACIÓN FLEXIBLE?
En Estados Unidos los casos revisados muestran diversas experiencias en tarificación flexible. Por
una parte, los estados de California y Wisconsin presentan la experiencia de un sector de
distribución eléctrica eminentemente privado, ligado a las tareas de suministro y comercialización
de la electricidad. Las empresas presentan un nutrido pliego tarifario con múltiples opciones
orientadas a diferentes tipos de clientes. Si bien estas opciones son mayoritariamente diseñadas
por las distribuidoras, están deben ser aprobadas, modificadas y fijadas por el regulador, en este
caso las Public Utility Comission (PUC) o Public Service Comission (PSC). Pese a esto, pueden existir
casos en que el regulador exija la implementación de una tarifa específica, como la tarifa Time- of
– Use o Peak Load Pricing para alguno grupo de clientes en específico o incluso para todos los
clientes.
En California y Wisconsin, dos de los casos ampliamente revisados, las principales tarifas se
pueden agrupar en tarifas por bloque, tarifas por temporada, tarifas time of use, tarifas para
140
El término subutilizado se refiere a que los medidores usados en estos casos son medidores de energía y potencia electrónicos sofisticados, con capacidades de medición que exceden las necesarias para medir demanda y consumo para realizar el cobro según el sistema tarifario vigente en Chile. Estos medidores son utilizados debido a que son las soluciones que están disponibles hoy en día en el mercado y por costos y complejidad electrónica similar, sería posible tener implementados medidores TOU. Pensar que hace 10 o 15 años los medidores utilizados eran mucho menos sofisticados y se realizaban los mismos tipos de medida que hoy en día se hacen, tarificando el consumo y demanda de la misma forma.
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generación distribuida y tarifas tipo peak load pricing. Además existen programas de Real Time
Pricing y Critical Peak Pricing principalmente concentrados en clientes de mayor tamaño
(comerciales e industriales).
En Europa, la experiencia inglesa y española fueron especialmente revisadas, además de estudiar
algunos elementos del esquema tarifario austriaco. Inglaterra tiene un mercado eléctrico
segmentado y liberalizado en el sector de la comercialización. Aquí, el regulador no fija ni define
tarifas, restringiéndose a monitorear el mercado y aplicar fuertísimas multas a quienes incumplen
con la normativa o violan la libre competencia. Un punto importante de mencionar es la existencia
de herramientas de comparación online para el uso de los clientes, las cuales les asisten a la hora
de determinar la mejor opción de suministro para sus hogares. El caso español es similar aunque
menos desarrollado desde el punto de vista de la liberalización. Si bien existe el sector de la
comercialización, el regulador no ha cesado en sus funciones de regulación y fijación de tarifas,
existiendo aún una tarifa regulada para clientes residenciales llamada Tarifa de Último Recurso
(TUR).
En todo este proceso, el regulador ha jugado un papel fundamental, debiendo ser quien diseña los
marcos regulatorios adecuados para permitir la proliferación de estas tarifas y quien debe velar
por que las tarifas sean implementadas de forma correcta. Además, el regulador ha sido el
encargado de monitorear el mercado y estimar los efectos que estas tarifas han generado en la
forma que consumen electricidad las personas. Así su rol no es sólo de aprobación de opciones
tarifarias, si no que juega un rol activo en el diseño de un sector de distribución/comercialización
de electricidad saludable y alineado con las políticas de desarrollo energético del país.
7.2 MEDICIÓN INTELIGENTE Y PROGRAMAS PILOTOS DE TARIFAS INTELIGENTES
Por otra parte, muy de la mano con el avance en programas de tarificación flexible, pilotos de
tarificación mas dinámica (que entregan señales mas cercanas al mercado spot), eficiencia
energética y gestión de la demanda, se han ido desarrollando con el avance en materia de
medición inteligente. Actualmente países como Italia, Estados Unidos, Francia, España y Australia,
entre otros, se encuentran en el proceso de implementación de programas de medición
inteligente a gran escala, estableciendo alianzas estratégicas con socios tecnológicos que les
permitan establecer estándares, para así acceder a mejores precios y nivel de compatibilidad entre
las instalaciones.
Un punto focal en materia de medición inteligente, es la infraestructura y protocolos de
comunicación involucrados en las funciones de un medidor inteligente. En Estados Unidos la
tendencia es al uso de la radio frecuencia en conjunto a tecnología de comunicación celular
(GSM/GPRS), mientras que en Europa se perfila el uso del Power Line Carrier (PLC) en conjunto a
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tecnología GPRS. Para Estados Unidos, el PLC parece ser más costoso que la radio frecuencia
debido a una menor densidad poblacional que para el caso europeo. Además, en el ámbito de la
comunicación entre el medidor y el hogar (más necesaria para las futuras redes inteligentes) existe
aún discrepancia de acuerdo a los estándares que se adoptarán, siendo el ZigBee uno de los
protocolos que se perfila de manera importante, aunque existen otras aproximaciones como el
uso del WiFi.
En el caso Europeo; Italia, Reino Unido, Francia y España lideran el avance en esta materia. Italia
comenzó a instalar medidores inteligentes para servir a 32 millones de cliente hace ya 10 años
atrás, mucho antes de que el concepto “red inteligente” cobrara sentido en el resto del mundo.
ENEL corresponde a la distribuidora más grande de Italia y desde el año 2000 lleva implementando
su programa Telegestore. Los medidores instalados en el programa Telegestore son capaces de
importar y exportar mediciones de potencia activa y reactiva, permitir lectura remota, proveer
perfiles de carga para la información importada y exportada, proveer funciones de registro tipo
TOU y “time – of – year” o estacional, permitir conexión y desconexión remota, incluyendo control
de carga, detectar robos de electricidad, realizar diagnósticos en la red cercana y ayudar a la
gestión de la demanda.
7.2.1 ¿QUÉ PASA EN CHILE EN EL CAMPO DE LA MEDICIÓN INTELIGENTE?
En países como Chile el enfoque e interés en tecnología de medición inteligente es diferente que
para el mundo desarrollado. Aquí el esfuerzo se encuentra dirigido a una reducción de costos
operativos (tele – medición, corte y reposición automática) y la reducción del nivel de hurto de
electricidad en las redes, a diferencia de países como Estados Unidos donde el enfoque es más del
estilo “Smart Grid”, pues las empresas ven remuneradas sus inversiones si convencen a la
comisión estatal (PUC o PSC).
Dado el bajo consumo de los hogares y el bajo costo de la medición pedestre, la medición
inteligente no se autofinancia para todos los clientes residenciales de bajo consumo. Sin embargo,
las empresas están concretando inversiones en tecnologías de control de hurto para muchos
clientes de bajo consumo, lo que podría sugerir en el futuro desarrollar una medición inteligente
latinoamericana, que agrega valor a las empresas mediante el control de hurto y por lo tanto es
más fácil de viabilizar y desarrollar masivamente. Además, para potenciar el eventual desarrollo
de esta tecnología es necesaria la estandarización de protocolos e infraestructura de medición, de
manera de poder (en el futuro) organizar grandes licitaciones conjuntas entre empresas
distribuidoras y comprar un gran número de medidores para abastecer todo el país. Para licitar es
fundamental establecer claramente las funcionalidades, los protocolos, características, etc. Por lo
que el desarrollo en medición inteligente se transforma en un objetivo de política pública de más
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largo plazo y las empresas deben ir familiarizando con estas tecnologías y sus beneficios y costos,
para lo cual se requieren algunos pilotos.
En Chile actualmente existe un piloto denominado “Smart City” (Chilectra), el cual consiste en un
piloto de medición inteligente ubicado en la Ciudad Empresarial – Huechuraba. El piloto esta
principalmente orientado consumidores residenciales de tres tipos, a edificios residenciales,
condominios de casas y sectores de bajos ingresos. Los equipos utilizados corresponden a
medidores de cuatro cuadrantes con memoria y comunicación en dos direcciones vía PLC banda
angosta. La información es recolectada en concentradores que luego envían la información vía
GPRS hacia las empresas distribuidoras.
7.3 MARCO TEÓRICO Y ORIGEN DEL CONCEPTO DE TARIFA FLEXIBLE
Las primeras intervenciones de la teoría del Peak Load Pricing comenzaron con los aportes de
Boiteux (1949, 1951) y Steiner (1957). El análisis económico del problema Peak Load Pricing revela
los precios eficientes de electricidad en un escenario de oferta monopólica bajo la existencia de
condiciones variables de demanda, con dos niveles de demanda, baja y alta. Las condiciones de
optimalidad se presentan por simplicidad para un suministro monopólico, aunque conclusiones
similares pueden obtenerse bajo diversos supuestos. Considerando la expansión del parque
generador, se demuestra que en escenarios donde la capacidad de generación del sistema
eléctrico se ve exigida, es necesario cobrar a los clientes el costo de producir la energía más el
costo de desarrollo de la infraestructura eléctrica (capacidad instalada de las plantas de
generación y otras instalaciones para suministrar a los clientes). De esta forma, los clientes que
presionan la capacidad del sistema remuneran el costo marginal de largo plazo del sistema
completo y se incentiva la inversión en el sistema para asegurar el suministro eléctrico futuro.
En esta conclusión, sin embargo, es importante considerar el costo de la energía en el esquema de
Peak Load Pricing clásico. En países desarrollados la expansión del parque generador es reducida
por lo que el costo de operación es más importante que el costo de inversión. Por otra parte, en
países en desarrollo como Chile, el costo de inversión tiene un rol más preponderante debido a las
altas tasas de crecimiento de la demanda e infraestructura asociada. Por este motivo la
tarificación en peak load pricing tuvo gran relevancia durante la reforma del sistema eléctrico
Chileno. Por otra parte, en Estados Unidos, a mediados de siglo XX, la tarificación eléctrica se
realizaba principalmente mediante tarifas planas. Esto llevo a un alza importante en las tarifas
eléctricas, lo cual hizo replantearse el modelo tarifario y explorar opciones como la tarifa Time of
Use, la cual busca exponer al cliente a una estructura de precios que refleje los cambios de costos
de suministro del sistema. Esto hizo que se buscara incansablemente responder la pregunta de
cuál y cuanto era el beneficio de implementar esquemas de tarificación flexible respecto a un
escenario de tarifa fija.
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En este sentido, si se compara una tarifa plana con una TOU y el cliente modifica su perfil de
consumo, éste puede recibir beneficios tanto en el periodo punta como valle. Existen beneficios
económicos al cambiar de una tarifa plana a una con precios que varían en el tiempo, estas últimas
proveen una mejor conexión entre los precios del mercado mayorista y los consumidores finales,
entregando una señal de precio eficiente al consumidor. Los beneficios potenciales ocurren
cuando el consumidor modifica su consumo en respuesta a los precios variantes en el tiempo. Si el
consumidor no modifica su consumo ante una tarifa TOU, lo ahorrado en el periodo valle
compensará (a groso modo) el sobrecosto en horario punta. Sin embargo, estudios revelan que
existe una porción de clientes dispuestos a modificar su consumo y los cuales, pese a los cambios
de conducta requeridos por la tarifa, obtienen un beneficio (Welfare) mayor que para el caso
previo a la implementación de la tarifa TOU141.
Sin embargo, pese a los beneficios que pueden prestar estas tarifas, es importante considerar que
estos programas no deben idearse para ser implementados a todos los clientes de forma
indiscriminada. Algunos grupos de clientes con una demanda particularmente inelástica se verán
muy poco beneficiado o incluso perjudicados, viéndose la implementación de un programa de
tarifas flexibles traducida en un traspaso de riqueza del cliente hacia la empresa y no en una
mejora de bienestar para estos clientes. La educación de la población es una materia fundamental
para el éxito de una política de este tipo.
7.4 BENEFICIOS E INCENTIVOS DE LA TARIFICACIÓN FLEXIBLE
Los incentivos a la implementación de tarifas flexibles deben ser considerados de querer
implementarse políticas tarifarias de este tipo, debiendo el regulador adoptar una política pública
respecto a esta materia. En Estados Unidos, en los estados revisados, las políticas de desacople de
los ingresos, en vigor desde hace ya varias décadas, han permitido sentar una base para el
desarrollo de las tarifas flexibles, siendo el rol del regulador fundamental en esta materia. Así, las
ventas se encuentran desacopladas de los ingresos que las empresas de distribución perciben. De
esta forma no existen desincentivos a la implementación de tarifas que desplacen o reduzcan el
consumo energético de los clientes. Bajo estos esquemas, las distribuidoras declaran por una
parte sus costos de inversión, operación y mantenimiento de sus redes e instalaciones, y por otra
sus costos por concepto de compra/generación de energía. Esto se realiza en procesos separados,
141
La forma en que modifique su consumo será dependiente de la elasticidad – precio del cliente. Así existen demandas de energía que no se verán modificadas a menos que la señal de precio sea muy agresiva, sometiendo a estos clientes a un gran sobrecosto. El ideal de estas tarifas es que sea aplicada a quienes tengan la suficiente disposición a cambiar su perfil de consumo, pero que no lo modifican, dado que no existe el incentivo para hacerlo y no a implementarse de forma masiva. Es por esto que en los lugares donde se ha implementado la tarifa TOU, esta siempre es de naturaleza opcional para los clientes, existiendo la tarifa plana como opción por defecto.
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junto a una proyección de las ventas esperadas para el periodo. Sobre los costos asociados a la
infraestructura de las redes, el regulador establece un retorno a las inversiones justo y adecuado,
el cual es incorporado a las tarifas eléctricas. Luego de acuerdo a las ventas reales, los ingresos de
las distribuidoras son revisados. De existir un excedente por sobre el retorno a las inversiones
esperadas, este excedente es devuelto a los consumidores, mientras que si existe un déficit, este
deberá ser cubierto por los mismos. Finalmente, los costos incurridos por las empresas en
programas de eficiencia energética y similar son declarados en procesos independientes, siendo
estos costos remunerados a la empresa.
En este sentido, en el caso de Chile, existe un largo camino por recorrer, debido a que los
incentivos adecuados no existen en el sistema regulatorio vigente. No existe un desacople de los
ingresos con las ventas de energía y escasos incentivos a la implementación de tarifas flexibles y
programas de medición inteligente, estando estos contenidos principalmente en la búsqueda de la
ventaja comparativa en el creciente mercado de la eficiencia energética y en el uso de medición
inteligente o medición remota en condiciones especial para grandes clientes o clientes
residenciales con altos niveles de hurto. Una posible medida para mitigar este problema es
directamente solicitar a las empresas que propongan algunas tarifas flexibles y evalúen sus
beneficios y costos, o en caso contrario ampliar el pliego tarifario, previa revisión de la
conveniencia de la tarifa respectiva.
7.5 DESARROLLO DE TARIFAS FLEXIBLES EN CHILE
Debido a la existencia de contratos de suministro entre las distribuidoras y los generadores, las
primeras no están expuestas directamente a la tarificación marginalista bajo el cual opera el
sistema chileno. Si bien el precio de nudo a nivel de distribución recoge los efectos de las posibles
condiciones de operación a las que se someterá el sistema chileno en el futuro, esto representa
diversas condiciones esperadas y agrupa el efecto de todas en forma conjunta como un valor
medio. Así mismo, el pago de las inversiones de las empresas de distribución, se encuentra
regulado y si bien la intención es asegurar un porcentaje de ganancia fijo para las empresas, en la
práctica se genera la condición donde a mayores ventas de electricidad, mayores ingresos se
generan para las empresas, debido a que la fijación de la tarificación no es constantemente
revisada y actualizada según las nuevas condiciones de operación a las cuales se va enfrentando el
sistema.
Por esta razón es muy importante considerar que para que sea posible acceder a los beneficios de
una tarificación flexible es necesario primero revisar las condiciones regulatorias y el mercado
existente, para luego establecer las condiciones necesarias para que los actores del mercado,
empresas de distribución y clientes finales, puedan beneficiarse adecuadamente de la
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implementación de opciones tarifarias más flexibles y dinámicas, que reflejen las condiciones de
operación del sistema en el corto y largo plazo.
Si bien, la estructura de contratos puede estar configurada para no exponer a la distribuidora y por
tanto a los clientes a variaciones de precio importantes, no necesariamente esta configuración es
eficiente en términos económicos. La operación del sistema de generación – transporte de
electricidad es independiente de la estructura de contratos, por lo que es importante no perder de
vista que independiente de la existencia de contratos o arreglos financieros que existan, una tarifa
que se relacione con las condiciones de operación en el corto plazo representa la solución
eficiente en términos económicos para el sistema.
Además, probablemente en el futuro será necesario impulsar el desarrollo de una infraestructura
tecnología habilitadora que incluya medición remota, sistemas de comunicación y otras medidas
tendientes al concepto de “red inteligente” de manera que la implementación de tarifas flexibles y
su aprovechamiento sea costo efectivo. Sin embargo, esta plataforma tecnología debe ser
desarrollada de acuerdo a las necesidades que el país requiere de ella. Así el concepto de medición
inteligente debe Chilenizarse, considerando de manera prioritaria elementos como la reducción de
hurto y la acción remota mediante los medidores.
7.6 PRINCIPALES PROBLEMAS Y PROPUESTAS PARA EL SISTEMA TARIFARIO
CHILENO
Los dos principales problemas que enfrentan el pliego tarifario regulado actual es la falta de
diversidad tarifaria con opciones adaptadas a diversos perfiles de clientes que ofrezcan beneficios
reales para estos, y la ausencia de una componente en la tarifa que refleje realmente condiciones
de corto plazo en la operación del sistema (en un plazo menor al establecido en el cálculo del
precio de nudo). Las opciones tarifarias ofrecidas actualmente en el pliego tarifario chileno, si bien
representan opciones tarifarias distintas, en la práctica reflejan una estructura similar, peak load
pricing medido o estimado y contratado, y no constituyen opciones especificas de las cuales
ciertos grupos puedan beneficiarse a la vez que el sistema también se beneficia.
Así, se requiere estudiar en conjunto a las empresas distribuidoras, diversos perfiles de consumo
de clientes e incluir esta información de manera de modificar las tarifas existentes y/o agregar
nuevas opciones que estén dirigidas a grupos de clientes importantes.
En este sentido y basándose en la experiencia internacional, una sugerencia coherente a realizar
es la obligación a ofrecer tarifas Time of Use para las empresas distribuidoras, ya sea por
imposición y diseño del regulador, como por iniciativa propia de las mismas distribuidoras.
Además, dados los costos actuales de los medidores, la instalación de medidores TOU, ya sean
estos tradicionales o más avanzados debiera ser parte de una política de desarrollo, debiendo
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instalarse este tipo de medidores para nuevos clientes, clientes que requieran aumento de
capacidad y clientes de gran envergadura, de manera de aprovechar las economías de escala de
estos medidores (de masificarse el costo de estos medidores se vería muy reducido).
Sin embargo, para lograr esto, no es necesaria la implementación de medidores inteligentes.
Debido a que estas tarifas han existido desde hace tiempo, existen medidores con registros
diferenciados para distintos bloques del día (típicamente tres), los cuales dependen de un
contador o reloj. Estos medidores deben ser leídos manualmente y pueden ser reconfigurados con
un dispositivo en forma local, de manera de poder adaptar la medición a nuevas tarifas (y periodos
de tiempo). La instalación masiva de medidores avanzados y/o inteligentes podría permitir que los
costos de los equipos y las redes de comunicación fueran lo suficientemente bajos como para
representar una alternativa más costoefectiva que la implementación de tecnologías más antiguas
y menos inteligentes.
Para lograr esta masificación y estandarización de tecnología de medición inteligente en el futuro,
es necesario establecer un consenso nacional respecto a la tecnología más adecuada a
implementar de acuerdo a las condiciones locales de cada distribuidora, pero considerando la
necesidad de una instalación masiva. En el futuro deberán generarse estudios y una discusión que
permita posteriormente, por ejemplo, establecer las bases de licitaciones para la compra de
medidores inteligentes, sistemas de comunicación, etc. de forma masiva y así acceder a mejores
costos.Además sería interesante estudiar la implementación de un operador de medidores.
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8 LISTA DE TÉRMINOS RELEVANTES
Capped Tariff: Tarifas eléctricas de valor fijo o congelados.
Critical Peak Pricing (CPP): Tarifa que cobra valores altos por la electricidad en los horarios de
punta de determinados días del año, los cuales corresponden a eventos de punta crítica. Esta
tarifa, está orientada a desincentivar el uso de electricidad durante estos eventos críticos.
Costo evitado (avoided cost): Costo en el que se evita incurrir al no consumir electricidad desde la
red eléctrica (Por ejemplo al utilizar generación local).
Dynamic Peak Pricing and Real Time Pricing: Tarifa que posee valores que cambian de forma
horaria. Una señal de precio es provista a los consumidores, reflejando el costo de generación de
la electricidad.
ENEL: Acrónimo de Ente Nazionale per l'EnergíaeLettrica, la mayor empresa italiana del sector
energético.
Peak Load Pricing (PLP): Tarifa que considera las condiciones de operación del sistema, mostrando
precios altos en las horas de mayor utilización del sistema eléctrico, en base a los costos
marginales del sistema.
Peak Time Rebate (PTR): Tarifa que permite el reembolso a los clientes que demuestran una
reducción de consumo durante eventos críticos de punta del sistema.
Planes de tasa fija: Planes de tarifas que permiten fijar el precio de la electricidad. Esta tarifa
protege al consumidor de alzas en los precios de la energía, pero también produce pérdidas
económicas cuando las tarifas bajan.
Planes de tasa variable: Planes de tarifas que permiten cambios de precios de la electricidad
mensualmente. Si bien, no se puede fijar un precio bajo, si repentinamente bajan los precios, esto
se apreciará en la próxima factura eléctrica del consumidor. Lo mismo ocurre en el caso que suban
los precios de la energía.
Tarifa bono social: Tarifa eléctrica congelada a valores existentes, previo a la reforma de
flexibilidad tarifaria realizada en España. Orientada a clientes de escasos recursos.
Tarifa de último recurso (TUR): Tarifa de electricidad regulada, establecida por el ministerio de
Industrias, Turismo y Comercio español, correspondiente a una tarifa monómica de referencia, la
cual debe ser ofrecida por todas las comercializadores de electricidad minorista españolas que
sean administradas por empresas de distribución eléctrica.
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Tarifas de prepago: Tarifa que permite pagar una cuota fija por adelantado de electricidad, sin
chequeos de crédito, depósitos o identificaciones requeridas.
Tarifas indexadas: Tarifas en las cuales el precio de la tarifa depende del valor de algún factor en
el mercado energético, la fórmula para el cálculo del precio del kWh se publica previamente. A
menudo estos planes son indexados al gas natural.
Tarifa Verde: Tarifa de electricidad con un costo mayor, orientado a dar apoyo al desarrollo de
energías renovables no convencionales.
Time of use (TOU): Tarifa que divide las 24 horas del día en dos o más bloques de tiempo
(típicamente tres: punta – hombro – fuera de punta). La tarifa asigna valores diferentes para el
consumo de energía durante estos bloques de tiempo, siendo la tarifa más alta durante el periodo
de punta y la tarifa más baja durante el periodo fuera de punta.
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10 ANEXOS
A continuación se presentan los anexos del informe. Estos anexos son compaginados con su propia
numeración, indicándose en ella el subcapítulo al que corresponden seguidos del número de
página de los anexos separado por un guión.
10.1 ÍNDICES DE CLUSTERING PARA LOAD PROFILING
A continuación se presentan algunos índices utilizados en la identificación de los perfiles de carga,
de manera de poder identificar y clasificar la información de consumo de los clientes dentro de
diferentes perfiles representativos de cada tipo de cliente. Entre estos índices se encuentra el
índice Xie-Beni, el índice Non – Fuzzy y el índice Davies – Bouldin. Además se presenta el algoritmo
Fuzzy C-Mean y el algoritmo de Clustering jerárquico.
Xie-Beni Index
Non-Fuzzy Index
Davies-Bouldin Index
Donde ,
Y ,
Algoritmo Fuzzy C-Mean
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Función objetivo a minimizar en cada iteración:
La restricción:
Indica que todos los datos deben pertenecer a al menos un grupo .
En cada iteración se calcula que indica si el dato pertenece al grupo . Además, se calcula
que representa el centro de cada grupo de datos.
Algoritmo Hierarchical Clustering
Donde es la distancia euclidiana entre los datos y . Posteriormente se agrupan los datos
con la menor distancia entre sí.
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10.2 DESCRIPCIÓN DE REDES INTELIGENTES (SMARTGRID)
Las redes inteligentes pretenden servir como columna vertebral de un sistema de información que
permita una penetración amplia de nuevas tecnologías, las cuales no pueden ser efectivamente
integradas mediante el funcionamiento de la red eléctrica actual (Hledik, 2009).
Las redes inteligentes facilitan el desarrollo de las energías renovables, la adopción de vehículos
eléctricos, mejoras en la eficiencia energética e integración de diversos y novedosos servicios a
través de la red eléctrica. Incluso se considera un elemento fundamental para facilitar y permitir la
adopción de diversas medidas de reducción de la huella de carbono del consumo eléctrico
(emisiones de gases de efecto invernadero) (Hledik, 2009). Se habla por tanto de una red eléctrica
transformada (en transmisión y distribución) que utiliza sistemas de telecomunicación típicamente
bidireccionales, de manera de generar una relación funcional y efectiva entre los componentes del
sistema.
El concepto de red inteligente también se utiliza como sobrenombre para una amplia paleta de
aplicaciones que potencian la capacidad de monitoreo y control de una red eléctrica. En este
sentido, varias de las ideas y soluciones que hoy se enmarcan bajo el concepto de redes
inteligentes, ya existían en distintos niveles de desarrollo antes de la formalización de este
término. Entre estos elementos pre existentes están las tarifas dinámicas en el tiempo como “Peak
Load Pricing” y Time Of Use (TOU), la medición neta (net metering), los sistemas avanzados de
medición (AMI), sistemas de información “In – Home” (IHD), sistemas de control y tele – gestión
en Subestaciones, etc. Todos estos elementos están disponibles hoy en día de forma comercial a
una gran escala en el corto plazo. Sin embargo, una visión más de largo plazo incluye tecnologías
aun en etapa de desarrollo, como redes de distribución inteligente; un incremento en la
penetración a gran escala de generación distribuida; y tecnologías de almacenamiento de energía
y autos híbridos “plug – in” (PHEVs) (Hledik, 2009).
Según la European Smart Grid Technology plataform "La visión de las redes inteligentes consiste
en un audaz programa de investigación, desarrollo y demostración que describen un curso hacia
una red eléctrica que cumpla con las necesidades del futuro de Europa, éstas redes deben ser
flexibles, accesibles, confiables y económicas. Ésta visión integra lo último en tecnología para
asegurar el éxito, manteniendo la flexibilidad para adaptarse a futuros desarrollos. Desarrollos en
comunicaciones, sistemas de medición y negocios abrirán nuevas oportunidades a lo largo del
sistema, las cuales llevarán a que éste opere de forma eficiente, tanto técnica como
comercialmente."(Commission, 2006).
Por otro lado, según Virginia Tech - Advanced Research Institute (asistido por el IEEE PES y
EnerNexCoorporation) el término Red Inteligente se refiere a una red eléctrica moderna que
integra a la comunicación digital en la red electromecánica, desde la plantas de generación, hasta
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los aparatos ubicados en los nodos finales. Para realizar este objetivo las redes inteligentes
realizan diversas acciones, dentro de las cuales se encuentran activar la participación del usuario,
acomodar todos los medios de generación y almacenamiento, activar nuevos productos, servicios
y mercados, proveer calidad de potencia, optimizar la utilización de activos y operar
eficientemente, anticipar y responder a contingencias, operar de manera robusta ante ataques y
desastres naturales” (Clearinghouse, 2011).
10.2.1 CARACTERÍSTICAS DE UNA RED INTELIGENTE
Las redes inteligentes son usadas para integrar generación, transmisión, distribución y consumo de
electricidad. Sin embargo, las redes inteligentes no permiten definir un enfoque único, ya que
abarcan un set amplio de tecnologías por lo que las soluciones y aplicaciones pueden variar en
cada país, región o incluso entre ciudades. Es decir, cada red inteligente es única (MEF, 2009).
En general, es posible decir que una red inteligente puede asociarse con los conceptos de
automatización y control, telecomunicación e interoperabilidad de los componentes en todo el
espectro operativo del sistema. Por su parte, el Departamento de Energía de E.E.U.U. ha
caracterizado las redes inteligentes con los siguientes atributos:
• Permite participación informada del cliente/consumidor,
• Considera todas las opciones de generación y almacenamiento,
• Habilita nuevos productos, servicios y mercados,
• Provee potencia de calidad para la economía digital,
• Optimiza las instalaciones y opera eficientemente,
• Se anticipa y responde ante perturbaciones en el sistema,
• Opera robustamente frente a ataques y desastres naturales.
Una red inteligente comprende tres grandes componentes: 1) Gestión de la demanda, 2)
Generación distribuida de electricidad, 3) Gestión de la red de transmisión y distribución (Frye,
2008). Estos tres elementos necesitan ser evaluados a través de la implementación de la
automatización y tecnologías inteligentes. Una infraestructura avanzada e inteligente de medición
es uno de los elementos tecnológicos más importantes, junto con una infraestructura
comunicacional bidireccional entre todos los elementos de la red (MEA, 2010).
Una red inteligente opera recopilando información del sistema referente al estatus de los
componentes y participantes del mismo, obteniendo información sobre la disponibilidad de
medios de generación, condiciones de operación del sistema y características especificas de la
demanda. Esta información puede ser centralizada y procesada, siendo determinados los
requerimientos del sistema, los recursos a ser utilizados, la respuesta ante contingencias y
determinando lineamientos de acción de acuerdo a las necesidades especificas del sistema en un
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Página 10.2-5
momento determinado. Finalmente, una red inteligente podría gestionar de mejor forma los
recursos disponibles en el sistema, enviando información del estado del mismo (parámetros
técnicos e información a los consumidores, ej.: precios), realizando labores operacionales de
forma automática (generación de cuentas, accionamiento de componentes del sistema, manejo de
la demanda) y respondiendo de manera efectiva y rápida ante contingencias o requerimientos
inesperados en el sistema.
Figura 34 – Esquema de una red Inteligente (Larsen, 2011)
10.2.2 PRINCIPALES ELEMENTOS DE UNA RED INTELIGENTE
Las redes tradicionales normalmente tienen un nivel acotado de monitoreo y control. Los centros
de control poseen comunicación con los grandes centros de generación, las subestaciones de
transporte y grandes consumidores. De esta forma, se llevan cabo las funciones de control de la
operación del sistema, el que muchas veces es complementado con acciones manuales. En
contraste, una red inteligente busca tener una cobertura mayor en el sistema, busca distribuir
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Página 10.2-6
inteligencia en la red para hacerla más robusta ante contingencias y busca extender su rol y acción
a través de las siguientes características(Frye, 2008):
• Integración masiva de sensores, actuadores, tecnologías de medición y esquemas de
automatización en todos los niveles de la red (empalmes en los hogares o industria,
sistemas de distribución y sistemas de transmisión). Lo anterior se constituye en una
plataforma de comunicación multipropósito.
• Creación de un sistema de información e inteligencia distribuidas en el sistema. Las
técnicas de control hacen uso intensivo de modelos estocásticos y criterios de
seguridad y confiabilidad.
• Integración de sistemas de control inteligente que permitan extender los servicios
intercambiados entre los distintos agentes del mercado eléctrico y asimismo
aprovechar eficientemente la capacidad de transmisión de la red.
• Incorporación masiva de generación distribuida, la que permite coordinarse a través
de la red inteligente. Con el consiguiente aprovechamiento de los recursos energéticos
distribuidos en el sistema.
• Incorporación equipos de control que permiten actuar de manera eficiente frente a
fallas.
• Incorporación por parte de los usuarios de electrodomésticos y equipos eléctricos
inteligentes, que permiten ajustarse a esquemas de eficiencia energética, señales de
precio y seguimiento de programas de operación predefinidos. Estas aplicaciones
pueden ser parte de soluciones de domótica avanzada, ajustadas a los requerimientos
de cada cliente.
• Incorporación de vehículos eléctricos, que por un lado demandan nuevas estructuras
para posibilitar su carga en distintos puntos, pero asimismo permiten disponer de una
capacidad de almacenamiento y la posibilidad de que éstos se transformen en
pequeñas fuentes de generación en situaciones de congestión.
• Uso de tecnologías avanzadas, tales como: superconductores de alta temperatura,
sistemas de almacenamiento masivo, ultracapacitores, transformadores y motores de
alta eficiencia, equipos FACTS (del inglés Flexible Alternate Current Transmission
Systems), etc.
El siguiente esquema muestra un resumen de los atributos asociado al término de red inteligente:
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Figura 35 - Principales atributos de una red inteligente
10.2.2.1 SISTEMAS DE MEDICIÓN INTELIGENTE
Una parte fundamental y más importante de las redes inteligentes se encuentra en los sistemas de
medición inteligentes. Si bien hoy en día existen sistemas de medición remota, que permiten
capturar información de medidores mediante sistemas de comunicación radial, entre otros, la
inclusión de sistemas de medición que permitan una comunicación en dos sentidos y la
incorporación de sistemas de información y automatización para administrar esta información y
utilizarla en la toma de decisiones genera nuevas posibilidades y una estructura que permite
soportar la inclusión de todo un universo tecnológico inteligente.
En la actualidad, los sistemas de medición convencionales ofrecen limitadas oportunidades para
detectar y limitar el hurto (incluso de sistemas de medición anti-hurto de habilitación remota),
tampoco dan al usuario muchas posibilidades de utilizar eficientemente la energía disponible, ni
reaccionar adecuadamente ante contingencias o alzas repentinas de precio, incurriendo este en
un sobre consumo innecesario y mayores costos por falta de información o de señales adecuadas.
La implementación de sistemas inteligentes avanzados de medición (AMI) permitiría al usuario ser
un elemento activo dentro del sistema, facilitando desde la simple telemetría, hasta la gestión de
• Bidireccional
• Intensiva y segura en la utilización de la infraestructura
• Flexible y adaptable a las necesidades cambiantes del sistema
• Se acomoda diversas opciones de generación y almacenamiento de energía
Flexible
• Disponibilidad de la información en tiempo real
• Capaz de operarse y protegerse con seguridad y simplicidad
• Resistente a contingencias, ataques y desastres naturales Inteligente y segura
• Permite satisfacer las necesidades energéticas minimizando las necesidades de infraestructura
• Optimiza la utilización de activos y la eficiencia operacional
• Reducción de pérdidas
• Minimización de costos
Eficiente
• Permite integrar de forma segura las energías renovables no convencionales
• Facilita el desarrollo de los mercados eléctricos con nuevas alternativas y oportunidades
• Permite crear nuevas oportunidades de negocio
• Participación activa e informada de la sociedad
Abierta e Integradora
•Respetuosa con el medio ambiente
•Socialmente aceptada
•Económicamente viable Sustentable
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recursos y el control intra-domiciliario por parte de la empresa de distribución, si es que el cliente
y la empresa deciden establecer este tipo de relación.
10.2.2.2 LAS TELECOMUNICACIONES Y LA SEGURIDAD DENTRO DE UN ESQUEMA DE RED
INTELIGENTE
Es posible aventurar que una red inteligente tendrá un importante componente orientado al
telecomando y telegestión de los recursos existentes en la red, ya sean estos dispositivos, medios
de generación u otros que pudiesen existir. De esta forma, una red inteligente se plantea como un
sistema flexible, inteligente, seguro y eficiente, que está abierto al acomodo de nuevas
tecnologías, integrándolas con bajo costo y simplicidad y es sustentable, tanto en términos
económicos/financieros (para las empresas que lo manejan y sus consumidores), como medio
ambientales.
Dentro de este contexto, es imposible dejar de lado la variable “telecomunicaciones”. Si bien una
red inteligente tiene como elementos constituyentes toda una batería tecnológica con el apellido
“inteligente”. Sin embargo, existe aún una gran interrogante en cuanto a la forma en que dichos
componentes se comunicarán y serán coordinados, apuntando la discusión hacia los estándares
que deban ser adoptados, de manera de facilitar un escenario donde todos los dispositivos que
potencialmente puedan conectarse a una red inteligente, lo hagan bajo un marco de
interoperabilidad estandarizada y bajo elevados estándares de seguridad.
Dichos sistemas de comunicación pueden variar en su estructura como en la forma en que la
información sea transmitida (protocolos, medios, etc.). Las alternativas existentes son variadas y
aún no se ha establecido un estándar definido que permita alinear futuras políticas en el país en
relación a la tendencia mundial. Es posible encontrar estructuras de comunicación basadas en
sistemas de radio, sistemas GSM, entre otros, incluyendo incluso la utilización del internet y las
mismas líneas de distribución. Así mismo existen diferentes protocolos de comunicación
disponibles, tanto protocolos del tipo abierto, como del tipo propietario.
Finalmente, la variable seguridad o ciber-seguridad se ha vuelto un elemento central en la
discusión actual, debido a que los sistemas de telecomunicación y telecontrol representan una de
las columnas vertebrales de un sistema de red inteligente. La seguridad en una red tan extensa y
que integra múltiples equipos, mecanismos, medios y usuarios presentará desafíos que van más
allá de la simple segmentación, administración de identidades, integridad y confidencialidad de
datos, entre otros"(CISCO, 2009).
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10.2.2.3 INTEGRACIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y RECURSOS RENOVABLES
En este nuevo escenario, las centrales convencionales de gran escala coexistirán con tecnologías
de generación distribuida o de pequeña escala (GD142
, por ejemplo centrales mini-hidráulicas o
bien pequeños parques eólicos, paneles solares, unidades de biomasa, etc.). Lo anterior, con el fin
de aprovechar de manera sustentable los recursos energéticos existentes, plantea desafíos de
modelación, técnicos, económicos y regulatorios no resueltos a nivel internacional.
En la actualidad, persisten problemas relacionados con la integración de GD como lo son las
exigencias vigentes para su conexión a las redes eléctricas y la ausencia de operación coordinada
entre estas unidades. Sobre este último aspecto se han realizado diferentes avances entre los que
se pueden mencionar la operación descentralizada en sistemas aislados y la coordinación a través
de un Operador de Sistema (OS) mediante estándares ya establecidos.
Las plataformas de coordinación centralizadas antes mencionadas dan origen al concepto de
Generador Virtual (GV) o Virtual Power Plant (VPP). Un GV corresponde a un agregado de GD
operando bajo un esquema de coordinación cuyas consignas responden a objetivos conjuntos
(maximizar producción de energía eléctrica, proveer SSCC a la empresa de distribución).
Contempla un mecanismo de coordinación que permite operar eficientemente un conjunto de GD
y consumos, ubicados en diferentes lugares, con el propósito de lograr un impacto en la red
eléctrica similar al de un generador convencional con la ventaja de que la salida de cualquiera de
sus unidades no significaría un riesgo para la estabilidad del sistema y que la característica
distribuida de las fuentes permite aportar a la calidad del servicio.
10.2.2.4 “DRIVERS” PARA LAS REDES INTELIGENTES
Existen muchos “drivers” para el desarrollo de redes inteligentes. Estos están usualmente basados
y ponderados dependiendo de las características regionales, políticas y socio–económicas de la
zona en la cual se está realizando el desarrollo. Los principales drivers para el desarrollo de las
redes inteligentes pueden separarse en 5 áreas diferentes (MEF, 2009):
Medio Ambiental
o Reducción de emisiones
o Impulso energías renovables
o Aumento de niveles de eficiencia
Regulatorio
o Dar soporte a energías renovables y generación distribuida
142
Generación de electricidad con unidades de pequeña escala ubicadas en la cercanía de los consumos o conectadas directamente al
sistema de distribución.
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Económico
o Elevar niveles de suficiencia (distribuidoras)
o Reducir costos O&M.
o Reducir las pérdidas del sistema.
Social
o Responder a la demanda por suministro de electricidad ininterrumpido
Tecnología
o Cambiar instalaciones de transmisión y distribución obsoletas.
Así cómo es posible identificar “drivers” para las redes inteligentes, también es posible identificar
barreras. Estas pueden ser clasificadas en tres grupos principales los cuales son: barreras de
mercado (barreras políticas, regulatorias y financieras), barreras públicas (participación del
consumidor) y barreras tecnológicas (disponibilidad tecnológica, estándares, calificación de
personal, ciber seguridad y privacidad de información) (MEF, 2009).
10.2.3 EXPERIENCIA INTERNACIONAL EN REDES INTELIGENTES – CASOS DE
ESTUDIO
A continuación se presenta la experiencia internacional de planes pilotos en Dinamarca, Hawaii y
Miami, sobre la implementación de redes inteligentes.
10.2.3.1 SYSLAB - RISØ DTU(LARSEN, 2011)
Risø, en la Universidad técnica de Dinamarca ya opera una red inteligente que incorpora energías
renovables y almacenamiento de energía en su Risø National Laboratory for Sustainable Energy
(SYSLAB).
El sistema usa un computador estándar, almacenamiento de datos, hardware de medición,
interfaces I/O, respaldo de poder e interruptores Ethernet. Cada uno de estos componentes han
sido equipados con sistemas nodales dedicados, proveyendo monitoreo, funciones supervisoras y
comunicación.
La red Risø consiste en:
Generador Diesel de 60 kVA
Turbina Eólica Gaia de 11 kW
Turbinas eólicas adicionales 55 kW
Dump Load 75 kW
Convertidor de potencia Back to Back de 45 kVA
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Carga prorrogable (calefacción) 10 kW
Vehículo eléctrico Plug – in (PHEV)
Batería de flujo de Vanadio – redox de 15 kW
Panel fotovoltaico de 7 kW
Carga eléctrica de 3 x 36 kW
El sistema no posee un centro de control localizado, si no que opera en base a nodos I/O
computarizados, interconectados. Cada dispositivo energético posee un computador asociado a
ellos. Los computadores están conectados vía una red Ethernet estándar. Si bien no existe una
descentralización completa, la experiencia apunta en esa dirección.
10.2.3.2 GE ENERGY (LARSEN, 2011)
GE Energy transmission & Distribution está llevando actualmente un creciente número de
proyectos relacionados con redes inteligentes.
10.2.3.2.1 MAUI - HAWAII
Uno de estos proyectos desarrollados por GE es el creado en Maui – Hawaii, el cual involucra de
forma importante energías renovables. Este proyecto ubicado en una isla se vuelve complejo de
manejar ya que no existe el soporte de otras redes eléctricas presentes en territorios
continentales.
Actualmente Maui posee un parque eólico instalado y se prevé la construcción de dos o tres
adicionales, logrando una penetración de un 15%. Debido a la variabilidad del viento y la alta
penetración que se espera, es necesario crear un sistema de respaldo que permita absorber dicha
variabilidad y proveer un suministro continuo a la isla. Actualmente la demanda pico de Maui es
de 200 MW, de la cual 30 MW provienen del viento.
El proyecto contempla la instalación de sistemas de comunicación, automatización y control
avanzado y muy probablemente, un sistema de almacenamiento de energía. El sistema de
administración de la red despachara diversos tipos de sistemas de generación, cargas de clientes y
sistemas de almacenamiento para compensar los cambios en el viento y las cargas del circuito.
10.2.3.2.2 ENERGY SMART MIAMI
El proyecto Energy Smart Miami busca la instalación de más de un millón de medidores
inteligentes en Miami – Dade County, Florida. El enfoque es expandir el proyecto a más de cuatro
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millones de clientes en Florida dentro de los próximos 5 años. Se estima que el proyecto tendrá un
costo de US$ 200 millones y la expansión podría costar US$ 500 millones.
Para este proyecto GE usara comunicación inalámbrica en la forma de una red de radio frecuencia
(RF Mesh). Los medidores inteligentes tendrán una tarjeta de circuito impresa para soportar
comunicación de uno de los proyectos partner existentes en GE, el Silver Spring Networks (SSN).
SSN tiene implementado ciber seguridad en sus sistemas de comunicación
La compañía de redes CISCO ayudara a diseñar e implementar una plataforma de comunicación
segura e inteligente dentro de la red de transmisión y distribución, además de proveer a los
clientes información y control para administrar la energía en sus hogares.
En adición a los medidores inteligentes, el proyecto considera la conexión de transformadores
altamente eficientes, sub estaciones digitalizadas, generación de energía y otros equipamientos a
través de un sistema de información y control centralizado.
Según GE, muchas universidades y escuelas locales recibirán paneles solares para ser instalados y
sistemas de batería para respaldar y usar energía durante los horarios peak. Además, trescientos
autos híbridos plug–in serán añadidos a la flota de Florida Power & Light Company (FPL) operando
en Miami–Dade County, con alrededor de 50 estaciones de carga.
En acercamientos iniciales, 1.000 hogares recibirán displays de información sobre su consumo de
energía en sus hogares, aplicaciones inteligentes y termostatos inteligentes y programables,
además de software para manejo de la demanda (Demand Side Managment).
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10.3 CÁLCULO DE PRECIO DE NUDO A NIVEL DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA
A continuación se presenta la fórmula de cálculo para el precio de nudo para la energía y potencia
a nivel de sub transmisión y a nivel de distribución, según lo establecido en el decreto tarifario
Nº385 del año 2008, el cual se encuentra vigente y regula la fijación de precios para la distribución.
Precio de nudo para energía y potencia en barra de retiro lado de alta tensión línea de
subtransmisión
PNET : Predio de nudo de la energía en la barra de inyección asociada a la barra de retiro del sistema de
subtransmisión. Se expresa en [$/kWh].
PNPT : Precio de nudo de potencia fijado en la barra de inyección asociada al a barra de retiro del
sistema de subtransmision.
FEPE : Factor de expansión de pérdidas de energía del sistema de subtransmision correspondiente a la
barra de retiro.
FEPP : Factor de expansión de pérdidas de potencia del sistema de subtransmisión correspondiente a la
barra de retiro.
FAIE : Factor de ajuste de inyección por energía de sumatoria de inyecciones sobre retiros.
FAIP : Factor de ajuste de inyección de potencia de sumatoria de inyecciones sobre retiros.
VASTxE : Valor anual de subtransmisión por energía [$/kWh].
VASTxP : Valor anual de subtransmisión por potencia [$/kWh].
Precio de nudo para la energía y potencia a nivel de distribución (Alta tensión de distribución o
media tensión
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Pe : Precio de nudo de la energía correspondiente al cliente de acuerdo al sector que éste se ubica,
en [$/kWh]
Pp : Precio de nudo de la potencia correspondiente al cliente de acuerdo al sector que éste se ubica,
en [$/kW]
PNEi : Precio de nudo de la energía para la subestación troncal de generación – transporte i
PNPi : Precio de nudo de la potencia de punta para la subestación troncal de generación – transporte i
Ni : Proporción del aporte de electricidad considerado para la subestación troncal de generación –
transporte i
Rei : Factor de recargo en el precio de la energía por concepto de pérdidas de energía desde la
subestación troncal de generación – transporte i
Rpi : Factor de recargo en el precio de la potencia de punta por concepto de pérdidas de energía
desde la subestación troncal de generación – transporte i
Kei : Cargo adicional, en [$/kWh] en el precio de la energía por concepto de inversión, operación y
mantenimiento desde la subestación troncal de generación – transporte i
Kpi : Cargo adicional, en [$/kWh] en el precio de la potencia de punta por concepto de inversión,
operación y mantenimiento desde la subestación troncal de generación – transporte i
Nki : Proporción del aporte de la electricidad considerado para la determinación de la componente de
inversión, operación y mantenimiento desde la subestación troncal de generación - transporte i
n
CFES
CU
PEBT
PEAT
: Número de subestaciones troncales de generación – transporte consideradas en la
determinación de los precios Pe y Pp correspondientes al cliente de acuerdo al sector de nudo en
que éste se encuentre.
Otros términos relevantes en el cálculo de valores tarifarios
: Cargo fijo sectorizado para cliente con medidor de energía, se expresa en $/cliente
: Cargo único por concepto del uso del sistema troncal.
: Factor de expansión de pérdidas de energía en baja tensión.
: Factor de expansión de pérdidas de energía en alta tensión.
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FI
PPBT
PPAT
NHUNB
NHUDB
NHUNI
NHUDI
NHUDV
: Factor de Invierno.
: Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja tensión, en horas de punta del sistema
eléctrico
: Factor de expansión de pérdidas de potencia en alta tensión, en horas de punta del sistema
eléctrico.
: Número de horas de uso para el cálculo de potencia base coincidente con la punta del sistema
: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base coincidente con la punta del sistema
de distribución.
: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno coincidente con la
punta del sistema.
: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia adicional de invierno coincidente con la
punta del sistema de distribución.
: Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base adicional de verano coincidente con
la punta del sistema de distribución según la opción BT1b.
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10.4 CASO DE ESTUDIO: INSTALACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES EN SANTIAGO
DE CHILE
La siguiente sección representa un resumen de la tesis de magíster elaborada por Pablo Rámila
junto al profesor Hugh Rudnick, en la Pontificia Universidad Católica de Chile. Esto representa una
aproximación muy preliminar y no tan actualizada de la estimación de costos de instalación de
medidores inteligentes, pero tiene utilidad como punto de partida e insumo para la discusión.
Lo primero a considerar es que el consumo per cápita de electricidad en Chile es la mitad que en
países desarrollados, ver Figura 36. Lo que se traduce que ante un estímulo de medidores
inteligentes la respuesta de los consumidores no es tan significativa como en países desarrollados
con un alto consumo eléctrico per cápita.
Figura 36 - Requerimientos de energía por parte de los consumidores de varios países. Fuente: (Rámila, 2009a).
Con la información de consumos geo-referenciados de Chilectra se identificaron clientes con
mayor disposición a presentar una respuesta ante un estímulo de medidores inteligentes. Así, se
identificó una zona óptima para la instalación de estos medidores, se utilizaron los siguientes
criterios:
Los clientes de la zona óptima deben tener un consumo mayor que el promedio, de
manera de tener mayor holgura para reducir su consumo.
Los clientes deben poseer una variabilidad mensual de consumo mayor al promedio. Así,
pueden concluir que el exceso sobre su consumo mínimo es una holgura de su demanda.
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Figura 37 – Zona de Santiago escogida para la instalación de medidores inteligentes.
Se identificaron zonas que tuvieran las características descritas anteriormente, además cuyas
demanda fuesen similares. Se procedió a definir una zona tentativa de instalación, definida por la
red vial. En la Figura 38 se muestra la zona escogida para la evaluar la instalación de medidores
inteligentes.
10.4.1 COSTOS DE LA INSTALACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES EN SANTIAGO
Los principales costos se refieren a la mano de obra transporte y costos de inversión. La mano de
obra requiere de 40 y 80 minutos para instalar un medidor monofásico y trifásico
respectivamente. Se consideran cuadrillas de instalación aquellas conformadas por 1 oficial y 2
ayudantes, con desplazamiento constituido por un utilitario marca Hyundai, modelo H100 Porter a
bencina, y equipamiento de trabajo de un costo anual de US$16.000. Además, se reconoce la
participación de un supervisor, que tendría a su cargo 5 cuadrillas de instalación, los sueldos del
personal estimados se muestran en la Tabla 34.
Tabla 34 - Sueldo de personal de instalación. Fuente: (Rámila, 2009b)
Sueldos SSAA 2008 [$/año]
Oficial 15,392,676 Ayudante 6,243,024 Supervisor 18,736,704
Se define como rampa objetivo la instalación de 5.000 medidores por mes, con jornadas de
trabajo de 7 horas diarias y 20 días hábiles al mes, con el objeto de completar el despliegue en un
lapso de 3 años.
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Para el transporte se considera una velocidad promedio de desplazamiento de 30 km/hr, un costo
de operación del vehículo de 10 ¢/Km y un alquiler del vehículo de US$13.000. Se considera una
bodega ubicada en la casa matriz de Chilectra, que es el punto de origen de las cuadrillas de
instalación. La distancia entre bodega y cuadrícula de instalación se asume como la distancia
directa más larga, es decir, la suma de las distancias en los ejes X e Y.
La principal componente del costo de inversión corresponde a los medidores, asumiendo una vida
útil de 20 años para todos los medidores y concentradores. Se utilizaron valores promedios
observados en estudios internacionales, ver Tabla 35.
Tabla 35- Inversión de capital requerida. Fuente: (Rámila, 2009b)
Datos Inversión
Precio [US$] N Capital [US$] Medidor Monofásico 85 181,732 15,447,220 Medidor Trifásico 100 8,484 848,400 Concentradores 2800 380 1,065,210 Total 190,216 17,360,830
Además, se utilizaron valores internacionales para el mantenimiento de equipos, tasas de fallas y
todos aquellos costos desconocidos en Chile, por falta de experiencia nacional. Los valores totales
obtenidos fueron consistentes con los costos internacionales, se obtuvo un valor de US$132 por
punto de conexión, ver Tabla 36.
Tabla 36 - Costo total por punto de conexión y proyecto completo. Fuente: (Rámila, 2009a)
Costo Total [US$] Costo Instalación Medidor [US$]
Medidores y Concentradores 17.333.693 91,27 Instalación 2.852.873 15,02
Soporte técnico 4.881.045 25,07
Total 25.067.611 131,99
10.4.2 AHORROS POR LA INSTALACIÓN DE MEDIDORES INTELIGENTES
Se consideró que la instalación de los medidores posee economías de ámbito, ya que se pueden
instalar más de un medidor por viaje, reduciendo costos.
Los beneficios directos del cambio a medidores inteligentes están la reducción del costo de
medición y cobro, pérdidas en medidores, costos de mantenimiento, pérdidas por hurto, costos de
desconexión y reconexión de clientes, y costos de verificación de lecturas.
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En el caso del costo de medición y cobro se asumió un ahorro de un 100% en la lectura del
medidor, además de un ahorro del 25% el costo de facturación y cobranza y de atención a clientes.
Se obtiene un ahorro de US$ 4 y US$ 5 por un medidor monofásico y trifásico, respectivamente.
Las pérdidas de energía en los medidores disminuye debido a la mayor eficiencia de los nuevos
dispositivos, estas pérdidas se consideran constantes durante todo el año. En un medidor
monofásico las pérdidas bajan de 1,092 W a 0,5 W, para medidores trifásicos las pérdidas bajan de
3,422 W a 1,5 W. Por otro lado, existen pérdidas por inercia rotacional cada vez que el medidor
comienza a contar, estas pérdidas se reducen de 25 W a 5 W cada vez que se inicia la medición, se
consideró que al año no se contabilizan 5 kWh por cliente por este concepto.
Los nuevos medidores no requieren de ciclos de mantenimiento ni calibración por lo que estos
costos se redujeron proporcionalmente al número de clientes con medidores inteligentes.
Las pérdidas no técnicas representan cerca del 2% de las ventas de energía en baja tensión. Los
medidores inteligentes pueden facilitar la detección y disminución de estas pérdidas. Se asumió
una reducción de un tercio por concepto de estas pérdidas.
Otro ahorro a considerar es el costo y reposición del suministro eléctrico, si bien este servicio lo
paga íntegramente el cliente se contabiliza para calcular el nivel de ahorro total que es posible
alcanzar con medidores inteligentes. Estos costos alcanzan los US$12 en un medidor monofásico y
los US$30 en uno trifásico.
Por último, los medidores inteligentes ofrecen un ahorro debido a la verificación de lectura del
medidor, necesaria cuando ocurren errores en la primera lectura. Estos ahorros se traducen en
US$5 en un medidor monofásico y US$14 en uno trifásico.
Considerando los costos y beneficios se calcularon los Valores Actuales de ambos. En la Figura 38
se muestra que los costos superan ampliamente a los beneficios, principalmente por el costo de
capital.
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Original
Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
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Figura 38 - Valores actualizados de costos y beneficios de la instalación de Medidores Inteligentes. Fuente: (Rámila, 2009a)
10.4.3 BENEFICIOS SOCIALES POR REDUCCIÓN DE CONSUMO ELÉCTRICO
La Ley Eléctrica en Chile permite una compensación por parte de las generadoras a los clientes
regulados si es que estos reducen su consumo en horas punta o críticas. Esta compensación se
valoriza como la diferencia entre el costo marginal esperado de la electricidad y el precio de la
energía contratada a través de las licitaciones de suministro eléctrico. Estos incentivos se pagan
dependiendo de la profundidad de la respuesta de la demanda, entre un 4, 3, 2 y 1% del consumo
mensual entre los meses de marzo y junio. Se considera que los clientes con medidores
inteligentes pueden reducir hasta un 20% de su consumo en hora puna. Debido a que el
porcentaje de reducción mensual de consumo no se logra si es que no se consideran todos los
clientes de Chilectra, se asume que el resto de la reducción de consumo se consigue con clientes
sin medidores inteligentes, por lo que se considera un pago por reducción de consumo a todos los
clientes, y no sólo a los que poseen medidores inteligentes.
En la Tabla 37 se muestra los incentivos para los clientes al reducir su consumo, además se
desagrega los incentivos para clientes con medidores inteligentes y para aquellos que no poseen.
En la Figura 39 se muestra que considerando todos los clientes el beneficio neto de la instalación
de medidores inteligentes es positivo para cualquier porcentaje de respuesta de la demanda. Se
observa también que a mayor respuesta de la demanda menor es el beneficio debido a que el
pago de los generadores se mantiene constante.
Si se analiza sólo el beneficio neto de los clientes con medidores inteligentes se observa que es
negativo, es decir resulta más caro la inversión y los costos de los medidores que los beneficios
obtenidos por este tipo de cliente, ver Figura 40.
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Tabla 37 - Incentivos por reducción de demanda con y sin instalación de Medidores Inteligentes. Fuente: (Rámila, 2009a)
Caso Respuesta de Demanda
0% 2,5% 5% 7,5% 10%
Sin Smart Meter [MMUS$] 44,35 41,26 38,16 35,07 32,04
Con Smart Meter [MMUS$] 32,66 31,01 29,38 27,75 26,2
Clientes con Smart Meter [MMUS$] 11,75 10,12 8,51 6,9 5,36
Clientes sin Smart Meter [MMUS$] 20,91 20,89 20,87 20,85 20,84
Beneficio [MMUS$] 11,69 10,25 8,78 7,32 5,83
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Figura 39 - Valor actual neto social ante la instalación de medidores inteligentes. Fuente: (Rámila, 2009a)
Figura 40 - Valor actual neto de los clientes con medidores inteligentes instalados. Fuente: (Rámila, 2009a)
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10.5 WI LOW-INCOME ASSISTANCE FEE
Información disponible online sobre el cobro por “Low – Income Assitance” presente en las tarifas
eléctricas de Wisconsin. Esta información describe cuanto se cobra y a quienes se beneficia con
este cobro entre otros elementos.
Quick Links
HELP Direct Load Control Program
NatureWise® Renewable Energy Program
Three-Level Pricing Programs
In 2006, the Wisconsin Legislature passed Act 141, which requires electric utilities to collect a fee from their customers to
help fund low-income energy assistance programs. These funds are collected through the WI Low-Income Assistance Fee — previously known as the Non-Taxable Customer Charge — and then transferred to the Wisconsin Department of
Administration to assist low-income customers.
Answering Your Questions...
Like many of our customers, you may have questions about the WI Low-Income Assistance Fee. We've gathered many of
the questions people have asked here, in one place. We hope this information is helpful.
How much of the WI Low-Income Assistance Fee does WPS keep?
Is some of the money collected used for utilities' uncollectible accounts?
Is it possible the fee will ever change or end?
Why is the Department of Administration collecting a fee through the utilities?
Is the charge the same from utility to utility?
Do all WPS customers pay the same amount?
How is the fee calculated?
What are the maximum amounts for other types of customers?
Does the fee appear all year-round?
What if I'm a seasonal customer?
If I have more than one meter, am I charged more than once?
Am I going to see an additional fee for my gas meter?
If I'm low-income, can I be exempted from the fee?
Where can I get more information about the WI Low-Income Assistance Fee and the programs the funds support? If your question is not answered here, or if you'd like more information, please contact us.
How much of the WI Low-Income Assistance Fee does WPS keep?
WPS doesn't keep any of the money collected through the WI Low-Income Assistance Fee. It passes the funds on to
the Wisconsin Department of Administration in Madison to fund low-income energy assistance programs.
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Is some of the money collected used for utilities' uncollectible accounts?
The fund is used as part of a comprehensive low-income assistance program, along with the other programs that
are already in place by utilities, to help qualified customers pay their electric bills. If the state is successful with its
efforts, utilities should experience lower uncollectibles.
Back to Top Is it possible the fee will ever change or end?
Yes. The Department of Administration determines annually whether the amount is adequate or should be increased
or decreased.
Back to Top
Why is the Department of Administration collecting a fee through the utilities?
Because utilities have collection mechanisms in place, the Wisconsin Legislature thought it would be efficient for
utilities to collect these dollars from their customers and transfer the money to the Department of Administration.
The department administers the low-income energy assistance programs on a statewide basis.
Back to Top Is the charge the same from utility to utility?
For residential customers, the Department of Administration determined a standard, statewide, maximum charge.
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Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl
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For non-residential customers, the charge varies based on the number of customers, energy prices and customer classification differences between utilities.
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Do all WPS customers pay the same amount?
No, the fee is different based on the type of electric service you receive. For example, large industrial customers
pay more than residential customers.
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How is the fee calculated?
Residential customers pay the lower of these options:
1. An amount equal to 3% of their total pre-tax electric bill, or
2. $3.15 per month, which is the maximum monthly charge a residential electric customer would pay, as determined by
the Department of Administration.
The maximum charge for each customer group does not vary from month to month, but the amount the customer
is charged may vary from month to month, depending on electric consumption. Using the rates and maximum fee
above, the customer reaches the 3% cap at about 720 kWh. Any time the customer's consumption is below this
level, the charge on the bill will be lower. Back to Top
What are the maximum amounts for other types of customers?
Customers pay the lower of these charges:
For business customers on the Cg-1, Cg-2, Cg-5, Cg-3 OTOU, Cg-4 OTOU or Cg-S1 rates, the maximum charge per month added to your electric bill is $9.80.
For business customers on the Cg-20 or Cg-RR rates, the maximum charge per month added to your electric bill is $27.40.
For business customers on the CCp, Cp Next Day or Cp-RR rates, the maximum charge per month added to your electric bill is $113.47.
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Does the fee appear all year-round?
Yes, it's included on your electric bill every month.
Back to Top What if I'm a seasonal customer?
You will see double the fee during the six months you receive a bill.
Back to Top
If I have more than one meter, am I charged more than once?
Yes. Every meter with a Customer Charge, whether residential, farm, commercial or industrial, has the WI Low-
Income Assistance Fee. If you have multiple meters with multiple Customer Charges, you will be charged the fee
that corresponds to the rate assigned to each meter.
The Department of Administration has developed a process so customers can apply for a refund if their total public
benefits charges for the month for all of their metered electric services exceeds $750. Call 800-450-7260 for more information or to begin the refund process.
Back to Top
Am I going to see an additional fee for my gas meter?
No. The fee is on your electric bill only. There are no plans to assess a charge related to gas.
Back to Top
If I'm low-income, can I be exempted from the fee?
No. The fee was mandated by the Wisconsin Legislature. If you are having difficulty paying your bill and think you
may qualify for low-income assistance, you can contact WPS at 800-450-7260 .
Back to Top Where can I get more information about the WI Low-Income Assistance Fee and the programs the funds
support?
More information is available from:
Wisconsin's Energy Help Initiative: 800-522-3014
Wisconsin's Home Energy Assistance Program: 866-432-8947 (866-432-HEATWIS)
Please note that financial assistance resources differ by country. For more information visit
http://psc.wi.gov/apps/financialasst/default.aspx.
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