Primer Cálculo del Costo de Interrupción en el Suministro de Combustibles para Chile
Programa de Estudios e Investigaciones en Energía - Instituto de Asuntos Públicos - Universidad de Chile
Rebeca Matte 79, Santiago, Chile, Tel. (56-2) 978 2387 – 978-2077, Fax (56-2) 978-2581
Informe Final
“Primer Cálculo del Costo de Interrupción en el Suministro de
Combustibles para Chile”
Programa de Estudios e Investigaciones en Energía
Instituto de Asuntos Públicos Universidad de Chile
Para Comisión Nacional de Energía
Santiago, 22 de Diciembre de 2011
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Tabla de Contenido Tabla de Contenido ............................................................................................................................. 1
1 Introducción ................................................................................................................................ 1
2 Objetivos ..................................................................................................................................... 3
2.1 Objetivos generales ............................................................................................................. 3
2.2 Objetivos específicos ........................................................................................................... 3
3 Antecedentes .............................................................................................................................. 4
3.1 Antecedentes generales ...................................................................................................... 4
3.1.1 Causas de la falta de suministro .................................................................................. 4
3.1.2 Efectos de la falta de suministro ................................................................................. 5
3.1.3 Estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo
de falta de suministro de hidrocarburos” *2+ .............................................................................. 7
3.1.4 Matriz Insumo - Producto ........................................................................................... 9
4 Metodología de trabajo ............................................................................................................ 10
5 Detalles de las actividades ........................................................................................................ 13
5.1 Fase 1: Revisión y análisis de información existente ........................................................ 13
5.2 Fase 2: Metodología de cálculo de costo de interrupción ................................................ 14
5.3 Fase 3: Levantamiento y análisis de información ............................................................. 14
5.4 Fase 4: Cálculo de costo de interrupción en el suministro de combustibles .................... 15
6 Revisión y análisis de información existente............................................................................. 16
6.1 Revisión y análisis de literatura especializada .................................................................. 16
6.2 Revisión y análisis de experiencias de cálculo de costo de interrupción .......................... 18
6.2.1 “Costo de interrupción del servicio de gas combustible” *10+ .................................. 18
6.2.2 “Power Interruption Cost to Industrial and Commercial Consumers of Electricity”
[11] 20
6.2.3 “An Assessment of Oil Market Disruption Risks” *12+............................................... 20
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6.2.4 “Estudio de costo de falla de larga duración en los sistemas SIC y SING” *13+ ......... 21
6.2.5 Otros Documentos .................................................................................................... 23
6.3 Revisión y análisis de estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para
calcular el costo de falta de suministro de hidrocarburos” *2+ ..................................................... 23
6.3.1 Sector Industrial ........................................................................................................ 23
6.3.2 Sector Transporte ...................................................................................................... 26
6.3.3 Sector Comercial ....................................................................................................... 28
6.3.4 Sector Residencial ..................................................................................................... 28
6.3.5 Estimación del costo total de falla ............................................................................ 30
6.4 Revisión comparada en base a análisis anterior ............................................................... 31
7 Desarrollo y propuesta de metodología de cálculo de costo de interrupción .......................... 33
7.1 Aspectos Generales ........................................................................................................... 33
7.1.1 Definición Formal del Costo de Falla ......................................................................... 33
7.1.2 Cortes Programados versus Cortes Intempestivos ................................................... 36
7.1.3 Supuestos Metodológicos a Considerar en el Estudio .............................................. 37
7.1.4 Probabilidades de los escenarios de racionamiento ................................................. 38
7.1.5 Procesamiento de Datos ........................................................................................... 46
7.2 Sector Industrial ................................................................................................................ 47
7.2.1 Aspectos Teóricos ...................................................................................................... 47
7.2.2 Metodologías a Considerar ....................................................................................... 50
7.2.3 Descripción Analítica del Procedimiento de Cálculo ................................................. 52
7.2.4 Restricciones de Información .................................................................................... 52
7.2.5 Procedimiento de Estimación ................................................................................... 53
7.2.6 Resumen de la Metodología ..................................................................................... 59
7.2.7 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada .............................................. 60
7.2.8 Fuentes de Información – Sector Industrial .............................................................. 61
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7.3 Sector Transporte .............................................................................................................. 62
7.3.1 Aspectos Teóricos ...................................................................................................... 62
7.3.2 Metodologías a Considerar ....................................................................................... 63
7.3.3 Descripción Analítica General ................................................................................... 65
7.3.4 Procedimiento de Estimación ................................................................................... 66
7.3.5 Resumen de la Metodología ..................................................................................... 75
7.3.6 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada .............................................. 77
7.3.7 Fuentes de Información – Sector Transporte............................................................ 78
7.4 Sector Comercio ................................................................................................................ 79
7.4.1 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada .............................................. 81
7.4.2 Fuentes de Información – Sector Comercio .............................................................. 82
7.5 Sector Residencial ............................................................................................................. 83
7.5.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares .......................................................... 84
7.5.2 Costo de Falla de en el Transporte Particular ........................................................... 87
7.5.3 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada .............................................. 91
7.5.4 Fuentes de Información – Sector Residencial ........................................................... 92
7.6 Comparación entre las Metodologías utilizadas para los Sectores .................................. 92
7.7 Costo total sobre la economía .......................................................................................... 93
7.7.1 Metodología para agregar los datos obtenidos ........................................................ 93
8 Valorización Sectorial del Costo de Interrupción ...................................................................... 94
8.1 Sector Industrial ................................................................................................................ 94
8.1.1 Resultados Subsector de la Industria del Cobre ........................................................ 96
8.1.2 Resultados Subsector de la Industria del Hierro ....................................................... 98
8.1.3 Resultados Subsector de la Industria del Papel y la Celulosa ................................. 100
8.1.4 Resultados Subsector de la Industria Petroquímica................................................ 102
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8.1.5 Resultados Subsector de la Industria del Cemento ................................................ 104
8.1.6 Resultados Subsector Industrias Varias .................................................................. 106
8.1.7 Resultados Subsector Minas Varias ........................................................................ 108
8.2 Sector Transporte ............................................................................................................ 110
8.2.1 Costo directo del sector transporte ........................................................................ 110
8.2.2 Costo indirecto del sector transporte ..................................................................... 111
8.3 Sector Comercial ............................................................................................................. 113
8.3.1 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Comercial .............................. 115
8.4 Sector Residencial ........................................................................................................... 116
8.4.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares ........................................................ 116
8.4.2 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Residencial ............................ 119
8.4.3 Costo de Falla de en el Transporte Particular ......................................................... 120
8.5 Resultados Obtenidos por Macrozona ............................................................................ 122
8.5.1 Norte Grande........................................................................................................... 122
8.5.2 Norte Chico .............................................................................................................. 122
8.5.3 Zona Central ............................................................................................................ 123
8.5.4 Zona Sur ................................................................................................................... 123
8.5.5 Zona Austral ............................................................................................................ 124
8.6 Resultados a Nivel País .................................................................................................... 124
9 Levantamiento y Análisis de Vulnerabilidad de Instalaciones Existentes ............................... 125
9.1 Aspectos Metodológicos ................................................................................................. 125
9.2 Resultados de levantamiento de información ................................................................ 127
9.3 Análisis por macrozona ................................................................................................... 130
9.3.1 Zona Norte Grande .................................................................................................. 131
9.3.2 Zona Norte Chico ..................................................................................................... 133
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9.3.3 Zona Centro ............................................................................................................. 134
9.3.4 Zona Sur ................................................................................................................... 137
9.3.5 Zona Austral ............................................................................................................ 138
9.4 Fuentes de vulnerabilidad de suministro de combustible .............................................. 140
9.4.1 Contingencia a Nivel de Importaciones................................................................... 140
9.4.2 Contingencia a Nivel de Refinería ........................................................................... 141
9.4.3 Contingencia a Nivel de Distribución ...................................................................... 142
10 Capacidad Actual de Almacenamiento y Valorización del Costo de Aumentar las Reservas
del País a 90 días ............................................................................................................................. 143
10.1 Capacidad para cumplir requerimientos de la AIE y requerimientos de demanda ........ 143
10.2 Estimación de costos de almacenamiento requerido para cumplir los requerimientos de
stock 144
11 Referencias .......................................................................................................................... 148
ANEXOS ........................................................................................................................................... 151
Anexo 1: Literatura Internacional ................................................................................................... 152
A1.1 “Oil Supply Insecurity: Control versus Damage Costs” *5+ .................................................. 152
A1.2 “The Costs of Energy Supply Security” *28+ ........................................................................ 154
A1.3 “Social Costs of Energy Disruptions” *6+ ............................................................................. 157
Anexo 2: Otros Documentos de Experiencia Internacional ............................................................ 161
A2.1 Otros Documentos - Costo de Falla en el Sector Eléctrico ................................................. 161
A2.2 Otros Documentos - Tópicos Sobre Combustibles ............................................................. 162
Anexo 3: Modelación econométrica mediante Metodología para Series de Tiempo .................... 163
A3.1 Análisis de las Series. Raíz Unitaria. ................................................................................... 164
A3.2 Estimación e Inferencia ....................................................................................................... 165
A3.3 Proyección ........................................................................................................................... 166
Anexo 4: Levantamiento de Plantas con Almacenamiento de Combustibles................................. 169
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Anexo 5: Levantamiento de Oleoductos ......................................................................................... 170
Anexo 6: Levantamiento de Terminales Marítimos ........................................................................ 171
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1 Introducción
El mercado de los combustibles derivados del petróleo en Chile está compuesto por un conjunto
reducido de empresas. Dentro de este mercado, se distingue a ENAP como importador de
petróleo crudo y único refinador del mismo. Las distribuidoras de combustibles (principalmente
Copec, Shell, Petrobras y Terpel), en su gran mayoría, compran los productos refinados (fuel oil,
diesel, gasolina, kerosene, etc.) a ENAP, aunque en algunos casos también realicen importaciones
directas de estos productos. Particularmente, cerca del 50% del diesel consumido actualmente en
Chile es importado de manera directa1.
Los efectos que puede provocar un déficit de los combustibles utilizados en la actividad de los
distintos sectores económicos del país son variados, y dependen del grado de dependencia que
tengan con respecto a los combustibles derivados del petróleo. Por ejemplo, en el caso del sector
industrial y minero, un déficit de combustibles puede provocar la paralización parcial o total de la
producción debido a la detención de hornos, calderas o de los camiones mineros; en el sector
transporte, la falta de combustibles puede causar la paralización de recorridos de transporte
urbano de personas, y del transporte de bienes de consumo e insumos productivos, con el
consiguiente efecto de falta de stock de productos en el sector comercial.
En aquellos sectores donde el combustible no es utilizado dentro de la cadena de producción, el
costo asociado a la falta de combustible se refleja de manera menos tangible y por ende, más
difícil de evaluar. Por ejemplo, en el caso de hogares sin medio de transporte propio, el costo
derivado de la falta de combustible se verá reflejado en la disminución de locomoción colectiva,
mayores tiempos de traslados y por ende, disminución del tiempo de descanso disponible;
además, la falta de combustibles para calefacción radica en un menor confort al interior del hogar
y una mayor tasa de enfermedades en períodos invernales.
Además, considerando que en el sistema eléctrico existen centrales de generación que utilizan fuel
oil y diesel (pese a que, producto de la naturaleza marginalista del sistema eléctrico chileno, estas
centrales operan pocas horas al año), la falta de combustibles tendrá un efecto directo sobre la
seguridad de suministro eléctrico.
En cuanto a las causantes de un déficit en los combustibles, tales como los derivados del petróleo,
puede deberse a una falla en cualquiera de los distintos niveles de la cadena de distribución:
importaciones, producción (refinación), distribución nacional y regional y clientes finales, tal como
se detalla más adelante, en la sección “antecedentes”.
1 Fuente: BNE 2009 [1].
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El presente trabajo tiene como objetivo medir los costos provocados sobre los distintos sectores
económicos frente a una eventual falla de suministro de combustibles, considerando para ello los
energéticos secundarios (diesel, gasolina, crudo, gas licuado, kerosene), y el energético primario
(petróleo crudo).
La finalidad de la determinación de costo económico provocado por la falta de suministro es poder
analizar la relación costo-beneficio de inversiones en infraestructura para aumentar el stock de
seguridad nacional. La necesidad de este análisis surge ya que en la actualidad, debido a exigencias
sobre productores e importadores, Chile cuenta con reservas equivalentes a 25 días de venta
promedio, o de importación de los últimos 6 meses. Chile, como miembro de la OCDE puede
integrarse de manera voluntaria a la Agencia Internacional de Energía (AIE), para lo que debe
cumplir los mismos objetivos de los países integrantes, entre los que está contar con un stock
equivalente a 90 días de importaciones de crudo y/o productos refinados.
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2 Objetivos
2.1 Objetivos generales
A partir de los resultados obtenidos del estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de
metodología para calcular el costo de falla de suministro de hidrocarburos”, realizado por el
Centro de Modelamiento Matemático y el Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y
Matemáticas de la Universidad de Chile, el trabajo consiste en elaborar una propuesta detallada,
debidamente justificada en la teoría técnica y económica, para medir el costo de interrupción de
suministro de combustibles, que sea consistente con el funcionamiento del mercado de
combustibles en Chile, así como implementar la aplicación práctica de esta metodología
calculando el respectivo costo de interrupción.
2.2 Objetivos específicos
i. Desarrollar una metodología, basada en conceptos microeconómicos y técnicos, que
permitan medir el costo de interrupción de suministro de combustibles, para aquellos
derivados de mayor consumo a nivel nacional (Diesel, Gasolina, Crudo, Gas Licuado,
Kerosene y Petróleo Combustible) y por macrozona (Norte Grande, Norte Chico, Centro,
Sur y Austral), por nivel de distribución en el cual se produce la interrupción, para distintos
niveles y duración de desabastecimiento (definidos en común acuerdo con la Comisión), e
identificar las variables claves con las que se debe contar para realizar dicha medición.
ii. Calcular el costo de interrupción de suministro de combustibles, utilizando la metodología
antes propuesta.
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3 Antecedentes
3.1 Antecedentes generales
3.1.1 Causas de la falta de suministro
Un déficit en el abastecimiento de los hidrocarburos como los derivados del petróleo, se puede
deber a una contingencia que puede ocurrir en alguno de los distintos niveles de la cadena de
abastecimiento. Se distinguen 4 niveles dónde puede ocurrir la contingencia: a nivel de las
importaciones, refinería, distribución y clientes finales. A continuación se describen los 4 niveles.
a) Contingencia a nivel de las importaciones: Contingencia que afecta las importaciones de
petróleo crudo, productos refinados o a ambos. Las importaciones se reducen parcial o
totalmente por un periodo de tiempo, afectando toda la cadena de distribución aguas abajo.
Ejemplo de este tipo de contingencia son las consecuencias que tuve la guerra del Golfo
Pérsico en el año 1991, y los efectos del huracán Katrina el año 2005.
b) Contingencia a nivel de refinería: Contingencia ocasionada por una falla en las refinerías.
Provoca una disminución parcial o total en la fabricación de productos refinados a partir del
petróleo crudo. Ejemplo de este tipo de contingencia son las consecuencias que tuve el
terremoto en Chile el 27 de Febrero de 2010. El terremoto afectó las refinerías de Aconcagua y
Bío Bío pertenecientes a ENAP.
c) Contingencia a nivel de distribución: Contingencia ocasionada por una falla en las compañías
distribuidoras, lo que impide que los productos refinados lleguen a los clientes finales. Ejemplo
de esto es el paro de camiones ocurrido el año 2008. Si bien los camiones de las empresas
distribuidoras no fueron adeptas al paro, no pudieron circular por las calles por problemas de
seguridad.
d) Contingencia a nivel de usuarios finales: Contingencia que ocurre en las instalaciones de un
usuario final, por lo tanto, sólo afectan de manera directa en el cliente. Ejemplo de este tipo
de contingencia podría ser una falla en el sistema de recepción de combustible o una falla en
los estanques de almacenamientos propios de la empresa.
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Figura 3.1: Cadena de distribución de los productos derivados del petróleo. ENAP importa crudo, lo refina y lo vende a
las empresas distribuidoras. Las empresas distribuidoras lo venden a los usuarios finales Fuente: “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro de hidrocarburos” [2].
3.1.2 Efectos de la falta de suministro
El consumo de hidrocarburos varía entre los distintos sectores económicos del país y entre las
distintas empresas de un mismo sector. En la Figura 3.2 se muestra la distribución del consumo
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energético entre los distintos sectores económicos del país. En el sector industrial la falta de
hidrocarburos puede provocar una paralización parcial o total de la producción. Por ejemplo, en el
caso de la industria minera, el combustible diesel es utilizado en los camiones que realizan la
extracción y traslado del mineral. En el caso del sector construcción, el combustible es utilizado
para mover las grúas, retroexcavadoras, camiones, etc. En algunas empresas generadoras, el
combustible es utilizado para generar energía eléctrica. Por lo tanto, la falta de hidrocarburos
tendrá un efecto directo sobre las industrias que lo utilizan como medio o insumo para producir.
Figura 3.2: Flujograma de energía al año 2006
Fuente: BNE 2009, Comisión Nacional de Energía [1].
En la Tabla 3.1 se muestra el Producto Interno Bruto (PIB) aportado por los distintos sectores
económicos durante el año 2010. Los 4 principales sectores que aportaron en mayor cantidad al
PIB durante el año 2010 fueron el sector minero, el sector de los servicios financieros, el sector de
servicios personales y el sector industrial. Se desprende que el cálculo del costo de falta de
hidrocarburos será distinto entre los distintos sectores. Vale la pena notar que sólo el sector de la
minería del cobre contribuye al PIB en un 17,4%, mientras que los servicios financieros y
empresariales lo hacen en un 15,7%.
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Tabla 3.1: Producto Interno Bruto por distintos sectores económicos. Aporte porcentual
Fuente: Banco central
En los sectores donde el hidrocarburo no es utilizado dentro de la cadena de producción, el cálculo
del costo de falta de combustible se vuelve más abstracto, tal como el caso del sector residencial,
en el cual no existe un medio de transporte propio, ya sea un auto, camioneta u otro. El costo de
falta de hidrocarburo se verá reflejado en la disminución de la locomoción colectiva, mayores
tiempos de viajes y por ende, disminución del tiempo de descanso disponible. También se verán
afectados por la escasez de productos comercializados, principalmente lo que corresponde a
alimentos.
En el sector comercial, el costo se verá reflejado por la disminución del stock disponible debido a
la escasez de medios de transporte, y por lo tanto, por la falta de productos para vender. También
se vería afectado por una disminución del público debido a la disminución del tiempo de ocio de
estos últimos.
3.1.3 Estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el
costo de falta de suministro de hidrocarburos” [2]
Este estudio tiene como objetivo desarrollar una metodología para medir los costos en la
economía provocados por un déficit del suministro de hidrocarburos y carbón, la cual analiza el
impacto de la falta de suministro de estos energéticos en los diferentes sectores de la economía.
Se identifica que los costos a estimar son función de nuevas variables como las condiciones de
almacenamiento, ya que a diferencia del corte de suministro eléctrico, la ausencia de suministro
de combustibles es mitigable mediante inversiones en infraestructura en stock de seguridad.
Luego, se puede entender que el costo depende de la magnitud de la contingencia medida en
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términos de duración y profundidad, de la cantidad de energía no disponible y del nivel de
reservas de hidrocarburos con los que se cuenta, entre otros factores.
Sobre la base de este desarrollo general se formulan metodologías de estimación de costo de falla
de suministro de combustibles para los diferentes sectores. La magnitud de la muestra así como la
disponibilidad de información condicionan las propuestas metodológicas para los diferentes
sectores, variando desde estimaciones directas (a través de encuestas) a indirectas (datos
secundarios y modelos teóricos).
En este contexto, para el sector industrial la propuesta metodológica concibe cinco pasos para su
estimación, los que se reseñan a continuación:
1. Elaboración de encuestas a las empresas de los distintos sectores industriales de manera
de obtener el costo de falta de suministro de hidrocarburo, para distintos niveles de
profundidad y distintos niveles de duración.
2. Estimación de costos directos a partir de datos de encuesta. Se entiende por costo directo
sobre una empresa, al costo incurrido por falta de combustible en la cadena de producción
de la empresa.
3. Para cada nivel de profundidad y duración, se determina la reducción de consumos y
servicios con el fin de estimar los costos indirectos motivo de la falla.
4. Se utiliza la Matriz Insumo Producto para calcular los costos indirectos sobre los otros
sectores, debido a la disminución de consumos y servicios intermedios.
5. El costo total será igual a la suma de los costos directos e indirectos. El costo total se
obtiene para cada nivel de profundidad y duración.
En el caso del transporte, la metodología también concibe la elaboración de encuestas. No
obstante, a diferencia del sector industrial, los costos de mayor impacto por falta de suministro en
este sector son de índole secundaria (ausencia de bienes y servicios) por lo que la metodología
propuesta busca reflejar este comportamiento. Para ello se formula una matriz que permite
vincular entre diferentes sectores de la economía los efectos por ausencia de transporte. Dicha
matriz se compone de una asociada a costos por falta de transporte y otra de escenarios.
De manera análoga al anterior, el sector comercial es sensible a costos de falla de suministro de
combustibles, a disminuciones de transporte para compra venta de bienes. Por lo tanto la
metodología de análisis asociada a este sector se trata de manera similar a formulado para el caso
transporte.
Para el sector residencial se reconocen los efectos directos provocados por indisponibilidad de
transporte (mayores tiempos de viaje), así como la disminución de bienestar, en especial para el
caso del gas. Asimismo, se reconocen los costos indirectos sobre los sectores productivos como lo
es la disminución en la producción por ausencia laboral y en especial la disminución de ingreso en
los mismos hogares por medio de la aplicación de la Matriz de Contabilidad Social. La estimación
total entonces, corresponde a la suma de los costos directos e indirectos. Vale la pena notar, que a
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diferencia de los sectores anteriores, la metodología de estimación de costos para este sector es
indirecta, valiéndose para ello de datos secundarios (estadísticas) y modelos que reflejen el
fenómeno descrito.
Para evaluar el costo total de falta de suministro de combustibles, y dadas las características de
este insumo, se procura definir como se distribuye de mejor manera el combustible disponible
entre los diferentes sectores de la economía para minimizar el costo global, utilizando como
parámetro las curvas de costos obtenidas en cada sector Resuelta la minimización, con el volumen
asignado a cada sector, se puede calcular el costo de falta de suministro total.
Sobre el desarrollo propuesto se identifica la necesidad de realizar encuestas, manejo de
información secundaria e implementación de modelos teóricos. Resulta importante definir los
tamaños de la muestra a encuestar para garantizar validez estadística, las fuentes de información
secundaria y los modelos teóricos a desarrollar. Es importante notar también que se requiere de
un juicio claro, sobre supuestos bien fundamentados, para definir los alcances de las encuestas
realizadas a los sectores industria, transporte y comercio.
3.1.4 Matriz Insumo - Producto
Una de las metodologías más recurrentes para analizar los impactos de diferentes tipos de shocks
y políticas a nivel de los sectores económicos es mediante el análisis de insumo –producto. Las
tablas insumo-producto reflejan la interdependencia económica entre los distintos sectores
económicos de un país, y la estructura de gasto e ingresos de éstos sectores. Esta característica, le
permite ser un importante instrumental para el análisis corto plazo (estático), de shocks y de
políticas aplicadas, ya sea a nivel sectorial, como de carácter general.
Para este trabajo, se propone utilizar la última matriz de insumo producto (2003), y actualizarla
mediante precios al año 2008 (de modo de hacerla consistente con el último balance energético,
además de que el 2008 será utilizado por el Banco Central, como nuevo año base para finales del
2011).
Utilizando información que el propio Banco Central utiliza para la elaboración de las tablas
sectoriales de insumo producto, además del Balance Energético del 2008, y la Encuesta Nacional
Industrial Anual (ENIA) se propone abrir la oferta del sector “elaboración de combustibles”,
nacional e importado, por tipo de combustible (Diesel, Gasolina, Crudo, Gas Licuado, Kerosene y
Petróleo), de modo de evaluar los impactos económicos, tanto a nivel agregado como sectorial
(Industrial, Minero, Servicios, etc.), de distintos escenarios de interrupciones en la oferta de éstos
combustibles.
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4 Metodología de trabajo
El estudio se conforma por 4 fases de trabajo: Revisión de la información existente, Desarrollo de
la metodología de cálculo, Levantamiento de información y Cálculo. Los objetivos y actividades de
cada fase se describen a continuación.
Fase 1: Revisión de información
Tiene por objetivo recopilar y analizar la información existente a nivel nacional e internacional que
sirva de base para el desarrollo de una metodología de cálculo a utilizar en el presente estudio.
Actividades incluidas en la fase 1:
Revisión de literatura especializada
Revisión de experiencias de cálculo de costo de interrupción
Revisión estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo
de falta de suministro de hidrocarburos” [2]
Revisión comparativa de los puntos anteriores
Fase 2: Metodología
Tiene por objetivo elaborar la metodología a utilizar para el cálculo de costos de interrupción del
suministro de combustibles en base a la información recopilada en la fase anterior.
Actividades incluidas en la fase 2:
Desarrollo y propuesta de una metodología detallada para el cálculo de costos de
interrupción
Fase 3: Levantamiento de información
Tiene por objetivo recopilar la información necesaria para realizar el cálculo de costo de
interrupción del suministro de combustible, requerida por la metodología desarrollada en la fase
anterior.
Actividades incluidas en la fase 3:
Levantamiento de instalaciones actuales
Análisis de vulnerabilidad de sistemas actuales
Levantamiento de información requerida por metodología propuesta
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Fase 4: Cálculo
Tiene por objetivo obtener el costo de interrupción de suministro de combustible para el país,
utilizando la metodología e información obtenida en las fases anteriores.
Actividades incluidas en la fase 4:
Valorización del costo de interrupción
El siguiente diagrama de flujo muestra la secuencia de las fases y sus actividades y los resultados
esperados de cada una de estas.
Una descripción detallada de las actividades se presenta en el siguiente capítulo.
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FASE 4: Cálculo
FASE 1: Revisión de Información
FASE 3: Levantamiento
de Información
FASE 2: Metodología
Criterios de
selección de
fuentes
Selección de
fuentes de
información
Análisis crítico de
literatura revisada
Cálculo de costo
de interrupción
Revisión de
literatura
especializada
Criterios de
selección de
fuentes
Selección de
experiencias de
cálculo
Análisis crítico de
experiencias
revisadas
Revisión de
experiencias de
cálculo
Revisión Estudio
Universidad de
Chile
Análisis crítico
estudio
Análisis
comparado
Desarrollo
Bases
metodológicas
Propuesta
preliminar
metodología
DiscusiónPropuesta final
metodología
Revisión
requerimiento de
información
Levantamiento de
información
requerida
Levantamiento de
instalaciones
actuales
Clasificación de
interrupciones
Análisis de
vulnerabilidad
Ordenamiento
información
requerida
Valorización
desagregada costo
de interrupción
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5 Detalles de las actividades
5.1 Fase 1: Revisión y análisis de información existente
Revisión y análisis de literatura especializada (3.1.1 de las Bases Técnicas)
Se revisará la literatura especializada acerca de los fundamentos microeconómicos y de la
metodología de cálculo del costo de interrupción, de los últimos diez años, relevantes para la
realidad del mercado de combustibles chileno.
Para esto se seleccionaran en primer lugar los criterios de selección de las fuentes de información
confiables, en estas fuentes de información se buscarán la literatura más relevante la que será
revisada y posteriormente analizada de forma crítica, identificando los elementos metodológicos
relevantes, fundamentos microeconómicos relevantes, además de sus ventajas y desventajas.
Revisión y análisis de experiencias de cálculo de costo de interrupción (3.1.2 de las Bases
Técnicas)
Se revisará experiencias de cálculo de costo de interrupción en algunos países desarrollados. Para
esto se seleccionaran en primer lugar los criterios de selección de las experiencias a considerar,
para estas experiencias se revisará la metodología y resultados del cálculo de costo de
interrupción de suministro de combustible, lo que será, posteriormente, analizado de forma
crítica, identificando sus principales ventajas y desventajas.
Revisión y análisis de estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular
el costo de falta de suministro de hidrocarburos” [2] (3.1.3 de las Bases Técnicas)
Se revisará el fundamento conceptual y la metodología de cálculo del costo de interrupción en el
sector hidrocarburos propuesta por el Centro de Modelamiento Matemático, Centro de Energía de
la Universidad de Chile, que durante el año 2010 realizó el estudio “Desarrollo conceptual y
propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro de hidrocarburos” [2].
Revisión comparada en base a análisis anterior (3.1.4 de las Bases Técnicas)
Se realizará un análisis comparado de los puntos anteriores, en base a sus elementos
metodológicos relevantes, fundamentos microeconómicos y la metodología de cálculo utilizados
para el costo de interrupción y a los problemas prácticos que se han identificado al momento de
su cálculo.
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5.2 Fase 2: Metodología de cálculo de costo de interrupción
Desarrollo y propuesta de metodología de cálculo de costo de interrupción (3.1.5 de las Bases
Técnicas)
El análisis de la actividad anterior permitirá establecer las bases metodológicas que permitirán
realizar un cálculo acorde a la situación del país que haga cargo de los problemas conceptuales y
metodológicos encontrados. Con estas bases establecidas, se elaborará una propuesta preliminar
se una metodología detallada para el cálculo de costo de interrupción de combustibles. Esta
propuesta será discutida entre los expertos del equipo de trabajo y con la contraparte. En base a
las conclusiones de estas discusiones se modificará la propuesta para obtener una metodología
final de cálculo de costo de interrupción de suministro de combustibles.
5.3 Fase 3: Levantamiento y análisis de información
Levantamiento de instalaciones actuales de almacenamiento, producción, transporte y
distribución de combustibles (3.2.1 de las Bases Técnicas)
Se realizará un levantamiento de las instalaciones de los sistemas actuales de almacenamiento,
producción, transporte y distribución de combustibles, registrando sus principales características.
Esto incluye determinar el tipo de instalación, capacidad y condición, así como otras características
que sean necesarias.
Análisis de vulnerabilidad de instalaciones levantadas (3.2.2 de las Bases Técnicas)
A partir del levantamiento anterior se analizara la vulnerabilidad de las instalaciones, en términos
de riesgos, tipos de interrupción, niveles de probabilidad de ocurrencia y su impacto en la
infraestructura o el abastecimiento. A partir de esto se entregará clasificación de las
interrupciones según su nivel de impacto en la seguridad de suministro para cada uno de los
sistemas.
Levantamiento de información requerida por metodología de cálculo de costo de interrupción
Se revisará el requerimiento de información necesaria en base a la metodología de cálculo de
costos de interrupción desarrollada, y se recopilará y ordenará la información que permita
posteriormente realizar este cálculo.
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5.4 Fase 4: Cálculo de costo de interrupción en el suministro de
combustibles
Valorización del costo de interrupción de los distintos combustibles (3.2.3 de las Bases Técnicas)
Utilizando la información recopilada se realizarán los cálculos necesarios según la metodología
establecida de modo de obtener una valorización del costo de interrupción de los distintos
combustibles (Diesel, Gasolina, Crudo,Gas Licuado, Kerosene y Petróleo Combustible) para
distintas macrozonas (Norte Grande, Norte Chico, Centro, Sur y Austral), para distintos niveles de
distribución, para distintos tiempos de duración, y considerando los tipos de eventos que puedan
significar un riesgo para el sector nacional de combustibles, tanto en sus etapas de importación,
producción, transporte y distribución.
Valorización del costo de aumentar el nivel de reservas del país a 90 días (3.2.4 de las Bases
Técnicas, agregado en acta de negociación)
Utilizando la información recopilada de las instalaciones de reservas de combustible a nivel
nacional, se realizarán los cálculos necesarios de modo de obtener una valorización del costo de
aumentar las reservas del país a 90 días según los requerimientos de la AIE.
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6 Revisión y análisis de información existente
6.1 Revisión y análisis de literatura especializada
La literatura internacional aborda en extenso distintas metodologías para la estimación de los
impactos económicos de una interrupción de combustibles. Los modelos tienden a evaluar los
impactos en términos de shocks de precios internacionales e impactos sobre los sectores
económicos y bienestar de las personas, producto del cambio de precios de insumos.
En esta línea, Hedenus et al. (2009) [3], analiza el impacto en la política energética de los países de
la Unión Europea de una interrupción en la oferta de combustibles. Se analizan principalmente los
costos asociados a la interrupción de combustible, y la estrategia de política que enfrente esta
situación. Este estudio sigue la línea de Jones et al. (2004) [4] en el que se cuantifican impactos
económicos de shocks de precios del petróleo. Ambos estudios, se basan en resultados
econométricos que encuentran que aumentos repentinos en el precio del petróleo tiene un
impacto negativo sobre el PIB. Una parte de este costo se compondría de una pérdida bienestar de
las personas, y otra parte, se compondría de los costos asociados a los ajustes macroeconómicos.
En la misma línea, Owen (2004) [5] aborda la complejidad del cálculo de los costos de falla, dado
que éstos contemplan una serie de costos indirectos, ya sea por el lado de la cadena productiva,
pero también costos asociados a la pérdida de bienestar de las personas. En virtud de esto,
podrían ser siempre superiores los costos de falla a los costos de control. De ahí que propone
limitar el cálculo de estos costos de falla a los efectos directos sobre el producto, estimando las
elasticidades precio-producto.
En Constantini y Gracceva (2004) [6], se resumen los impactos macroeconómicos de distintos
trabajos que evalúan la interrupción en la importación de combustible. La mayoría de los estudios
que son citados, son evaluaciones econométricas de impactos en el PIB y en el bienestar de las
personas producto de las alzas de precios de los combustibles como resultado de una interrupción
de la oferta. La metodología seguida tradicionalmente es a partir del cálculo de la elasticidad
precio del petróleo, y el impacto del alza en el precio en la estructura productiva del país (PIB), y
de los principales sectores que usan el combustible como insumo principal.
Siguiendo la misma línea de análisis anterior, Huntington (2004) [7] aborda los impactos en el
producto de cambios en el precio del petróleo, para distintas condiciones económicas, ya sea en
materia de variables macroeconómicas (empleo, endeudamiento, etc.), o bien en función de la
estructura productiva de un país (dependencia internacional de insumos).
En el caso chileno, los estudios de impactos de shocks energéticos no son abundantes. Destaca el
trabajo de O´Ryan et al. (2009) [8], el cuál utiliza un modelo de equilibrio general computable
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(ECOGEM) para evaluar shocks económicos de un alza de precio del petróleo y restricciones en las
importaciones de gas natural.
La aplicación de modelos de equilibrio general no ha sido muy utilizada para evaluar problemas
energéticos al carecer de posibilidades de sustitución entre los distintos tipos de energía o
cualquier otro insumo. En estos modelos, los insumos intermedios, incluyendo la energía entran
en la esfera de la producción como un bien intermedio agregado cuya sustitución es imperfecta
(cuando no imposible). Por ello se han desarrollado modelos específicos para analizar los temas
energéticos que resuelven ese problema al modelar en detalle los sectores energéticos en la
función de producción, tanto en desagregación como en su ubicación como factores.
El estudio de O´Ryan finalmente concluye impactos negativos sobre el PIB y el bienestar de las
personas, con efectos regresivos amplificados. Los sectores más afectados son aquellos
mayormente eslabonados con el combustible, como son el transporte y la electricidad.
La mayoría de los estudios analizados, abordan los impactos en el producto y el bienestar de
interrupciones en las importaciones de combustibles, pero analizadas desde la lógica de precios, y
cambios en sustitutos.
La lógica económica supone que una interrupción de combustible por un período determinado,
debiese ser incorporada en las decisiones de los agentes económicos, lo cual tendría impactos
sobre la oferta y demanda de combustible, y por consiguiente, en los precios finales. Esto es, una
interrupción en la oferta de combustible generará presión sobre los precios de modo de mover su
demanda hasta el nuevo punto de equilibrio. Adicional a esto, debiese asumirse impactos distintos
si esta interrupción es conocida con antelación u ocurre de forma abrupta. Es decir, si los agentes
económicos tienen oportunidad de ajustar su demanda, o bien, acumular reservas. Lo que a su
vez, también dependerá del conocimiento sobre la temporalidad de la interrupción.
No obstante lo anterior, el presente estudio evaluará el impacto de una interrupción abrupta de
combustible, con diferentes grados de profundidad (porcentaje de reducción de la oferta) y
períodos de tiempo, pero en un contexto donde los agentes económicos no podrán generar
condiciones de sustitución o acumulación de reservas, y tampoco estarán afectos a presiones
sobre precios que puedan distorsionar sus decisiones económicas u otros equilibrios
macroeconómicos. Los impactos analizados se concentrarán en determinar la pérdida de
productividad de los sectores económicos claves (industria, transporte, comercial y residencial)
producto de la interrupción de combustible para su proceso productivo, de modo de compararlo
con el costo económico de construir las reservas que permitan suplir potenciales reducciones en la
importación de éstos combustibles.
En conclusión la mayoría de los estudios analizados, parten de la base de un equilibrio económico,
donde el mercado reacciona a la falta de combustible, mediante precios y pérdida de bienestar de
las personas. En el este estudio, por el contrario, se evaluará el impacto económico en términos de
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productividad de una interrupción de combustible, lo que asume implícitamente que no hay un
traslado a precios (y por ende, cambios en sustitutos).
En el Anexo 1 se presenta en detalle, extractos de algunos de los textos mencionados en los
párrafos anteriores, destacando su aporte en información al presente estudio.
6.2 Revisión y análisis de experiencias de cálculo de costo de
interrupción
A nivel internacional han existido distintas iniciativas para evaluar el costo que implica para la
sociedad o para un tipo específico de usuario un eventual corte de suministro de combustible. Los
estudios más comunes son los de tipo agregado, en donde se evalúa el costo social [6], visto
generalmente desde el punto de vista del PIB y en base a análisis de datos de crisis de precio o
suministro anteriores, en base a elasticidades de los mercados internos de combustible [5] y
generalmente agregados como efectos sobre países o zonas económicas determinadas. Estos
estudios generalmente evalúan los costos de una manera retrospectiva, y sin plantear modelos
que permitan prever costos en sectores específicos a futuro [9].
Otros tipos de acercamiento que proponen modelos para estimar la pérdidas económicas de los
consumidores frente a la interrupción de suministro de un combustible son los desarrollados con
el fin de compensar a los usuarios que han sufrido interrupción de su suministro.
A continuación se presentan algunos documentos que muestran las diferentes formas en cuanto a
experiencia internacional, en las cuales se ha abordado el estudio del costo de falla.
6.2.1 “Costo de interrupción del servicio de gas combustible” [10]
Para establecer el costo de interrupción este modelo considera lo siguientes aspectos:
1. Indemnización por falla en la prestación del servicio: Considera que el usuario tiene
derecho a tres clases de indemnizaciones: i) aquella tasada al valor de consumo; ii) el valor
de las inversiones o gastos para suplir el servicio y; iii) el valor de las multas, sanciones o
recargos que pueda causar una falla al usuario. El modelo propuesto sólo se hace cargo de
la primera y parcialmente de la segunda (considera el costo de sustitución de energético,
pero no el de la inversión requerida). La tercera no es abordada pues se asume que es un
costo particular de cada usuario y cada caso, y se propone que sea zanjado de forma
particular.
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2. Sustituto inmediato en caso de usuarios residenciales: Se asume que en caso de falla de
suministro de gas, la energía eléctrica se convertiría en el sustituto más inmediato. Se
considera que dada la alta confiabilidad del sistema de gas residencial, un usuario no suele
estar preparado para utilizar sustitutos como GLP. En este caso se asume que las fallas no
son de larga duración y el usuario no alcanza a hacer inversiones para adecuarse a
sustitutos económicos como el GLP.
3. Sustituto para usuarios no residenciales: Este grupo aborda el caso de usuarios
comerciales y pequeños industriales, para los que se asume que existe la posibilidad
práctica de utilizar una canasta diversificada de energéticos sustitutos. En este caso se
asume que el usuario no sólo debe afrontar los costos de los energéticos sustitutos sino
que en algunos casos, el costo de realizar la conversión.
Considerando lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia plantea el
siguiente factor de indemnización asociado al costo de interrupción de suministro:
CI = MV + CU
CI = 600 +2.500 = 3.100 [pesos colombianos ($COP)/m3 de gas]
Donde:
CI = Costo de interrupción expresado en $COP/m3.
MV = Costo unitario de la prestación de servicio expresado en $COP/m3. Para obtener el cargo
total variable se asume una demanda promedio mensual por usuario.
CU = Costo promedio de la prestación de servicio de energía eléctrica, expresada en $COP/m3,
asumiendo una equivalencia de 10 kWh eléctricos por 1 m3 de gas.
De esta forma se busca incluir la indemnización tazada al valor de consumo más una aproximación
al valor de las inversiones o gastos para suplir el servicio.
Esta aproximación a la valoración del costo de corte de suministro para el usuario, si bien tiene
puntos rescatables, como la consideración del costo de substitutos energéticos, no considera los
eventuales costos de inversión asociados al uso de estos energéticos.
Por otra parte, el evaluar el costo para el usuario como el monto que hubiese pagado durante el
período de falla por su consumo normal, parece razonable en el marco de una indemnización por
parte del proveedor, pero no representa el verdadero coste por pérdida de comodidad para el
usuario.
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6.2.2 “Power Interruption Cost to Industrial and Commercial Consumers of
Electricity” [11]
Aunque este documento se enfoca en el cálculo del costo de falla para el caso de clientes
industriales y comerciales en el sector eléctrico, elementos de la metodología que se describen en
el texto pueden ser utilizados en el caso de los hidrocarburos.
El texto menciona la importancia de calcular los costos que implican invertir en mejorar las
condiciones de confiabilidad y calidad y el costo que implica una interrupción del suministro, para
evaluar la alternativa más costo-eficiente, que es lo que justamente se está buscando para el caso
de los hidrocarburos. Luego se describen las áreas donde resulta útil realizar una evaluación
económica de los costos de falla y las acciones que se pueden ejecutar.
Para el cálculo del costo de falla, se realizan encuestas a una lista de empresas escogidas al azar
con la única condición de que su demanda peak sea mayor a 1 MW, puesto que los grandes
clientes son los que presentan mayores variaciones con respecto al costo que les implica perder el
suministro (para los consumidores residenciales simplemente se les toma el promedio, debido a
que no hay cambios muy significativos entre clientes similares). Luego se definen distintos
escenarios de duración de la interrupción de suministro eléctrico y hora del día en el cual ocurren.
Luego se va a la empresa y se evalúan los costos producidos por la pérdida de producción más los
costos intrínsecos del corte y se le resta el ahorro producido por el no-suministro. En ese sentido,
la gran diferencia entre el caso eléctrico y el de hidrocarburos, es que una interrupción del
suministro eléctrico deja a una empresa sin abastecimiento y una interrupción del suministro de
combustible será parcial y depende del lugar donde ocurra el corte de suministro.
En efecto, en otro artículo mencionado en este estudio [12], se deja claro que es imposible una
interrupción total del suministro de combustible y se calculan las probabilidades de que distintos
eventos influyan en la interrupción de una cierta cantidad de combustible en U.S.A. Esto con el fin
de calcular los escenarios de interrupción más probables, junto con la duración de estos eventos.
6.2.3 “An Assessment of Oil Market Disruption Risks” [12]
El presente documento se refiere a la importancia de calcular el tamaño y la duración de una
posible interrupción del suministro de combustible en U.S.A., con el fin de calcular la reserva
estratégica de combustible que se debe almacenar y el tamaño deseado. Todo esto en el contexto
de conflictos internacionales que pueden afectar el suministro de petróleo y sus derivados que
llega a U.S.A. La función objetivo es maximizar la protección de largo plazo ante cortes de
suministro y para ello se determinan todos los posibles riegos tanto políticos, geopolíticos,
militares o terroristas, que son los que afectarían eventualmente a U.S.A. (en caso de existir otro
tipo de riesgos el estudio indica que se tendrían que evaluar más adelante).
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Para unir los distintos eventos, se encadenan, de manera de poder cuantificar el efecto dominó de
distintos eventos para así poder cuantificar la probabilidad de que un cierto evento con una cierta
probabilidad de ocurrencia, provoque una falla de una duración determinada.
Al finalizar el estudio se plantean distintos escenarios con las respectivas probabilidades de
ocurrencia, duración y el tamaño de la interrupción , con el respectivo impacto en el stock de
combustible de U.S.A. Notar que como U.S.A. es productor de petróleo, entonces los impactos no
son tan profundos, como los podrían llegar a ser en países como el nuestro, en donde el stock de
combustible depende fuertemente de las importaciones provenientes de los mercados
internacionales, que están afectos a las condiciones políticas en las que se encuentren los
principales países productores de hidrocarburos líquidos.
6.2.4 “Estudio de costo de falla de larga duración en los sistemas SIC y SING” [13]
Entre los supuestos utilizados en el estudio citado se destacan por ejemplo, que el racionamiento
es equiproporcional para todos los usuarios, donde la manera de distribuir los cortes por
marcrozonas queda en manos del CDEC correspondiente. Luego se definen escenarios de
racionamiento en función de dos parámetros: la profundidad (porcentaje de energía racionada) y
la duración (periodo en el cual aplica el racionamiento). Como la probabilidad de ocurrencia de
cada escenario es difícil de determinar, se utilizará una función inversa a la profundidad y la
duración para determinar la matriz de probabilidades. Las profundidades definidas son del 5, 10,
20 y 30% y las duraciones de 1, 2, 10 meses, lo que da un total de 12 escenarios diferentes.
Se agrupó a los consumidores en las siguientes categorías:
Residencial
Comercial
Industria
Minería
Transporte.
No se consideran los sectores agrícolas, fiscales y de alumbrado público, que representan el 8% del
consumo del SING y el 10% de consumo del SIC. Luego de obtener el costo de racionamiento de
cada sector, se ponderará este costo por la energía producida por cada sector para así calcular el
costo social de racionamiento. Se analizarán ambos sistemas interconectados por separado debido
a que presentan naturalezas distintas en los tipos de clientes y en las ponderaciones de cada uno;
además, de esta forma, el estudio se ajusta a la normativa vigente.
Los dos primeros grupos son los que tienen la mayor cantidad de consumidores y se les calculó el
costo de racionamiento usando el método del excedente del consumidor. Se usó una curva de
demanda agregada que se obtiene en función de la elasticidad precio de corto plazo, la cual se
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determina a partir de estimaciones que utilizan un modelo de ajuste parcial con datos mensuales
de un panel de distribuidoras. Una hipótesis que toma el modelo es que la energía racionada es
marginal (aunque se restringa a los usuarios equiproporcionalmente) y se estima una cota superior
del costo de racionamiento a través de cortes periódicos de suministro. Finalmente considerando
que a todos los usuarios les afecta de manera distinta el racionamiento, se partirá con el supuesto
de equiproporcionalidad pero luego se flexibilizará la tarifa en el margen , de modo de restringir
eficientemente. Por ello el costo de racionamiento se llamará costo de racionamiento eficiente.
Para estimar las demandas residenciales y comerciales se utiliza un modelo de ajuste parcial. Los
datos para calcular la demanda residencial son las ventas de energía, el precio de la electricidad, el
nivel de ingreso y el precio de sustitutos. Para el sector comercial sin embargo son las ventas de
energía, el precio de ésta y el índice de actividad económica.
Para el resto de los clientes, al ser un número menor, se realizan encuestas. Para mayor
confiabilidad se estratificó cada categoría según la Clasificación Industrial Internacional Uniforme
(CIIU). El objetivo de las encuestas era identificar los ajustes ante los distintos escenarios
planteados y el costo de cada uno de ellos. Los entrevistados fueron ejecutivos de las empresas,
en especial gerentes de producción.
Entre las medidas que más se adoptaban estaban: reducir el consumo en áreas no esenciales,
autogeneración de electricidad, modificación de los procesos de producción y otros ajustes como
la adecuación del horario en procesos de gran consumo.
Para la estimación de costos, se utilizaron las siguientes variables: costo de bienestar (asociado
principalmente a la calefacción), costo de autogeneración (asociado a la compra o arriendo de
motores diesel de respaldo), costo de producción (sobretiempos, pérdidas de ventas, etc) y otros
costos (propios de los ajustes generados).
Así los costos de falla de estos sectores tienen la siguiente estructura:
∑
Donde Di es la demanda de cada empresa, CFi su costo de falla y Dsector es la demanda agregada del
sector en estudio.
Luego del estudio se realizó un análisis de sensibilidad con respecto al precio del diesel debido a
que muchas empresas tenían como estrategia ante cortes de suministro la utilización de grupos de
emergencia que operaban con diesel. Es por esta razón que los costos de fallas dependían
fuertemente de esta variable cuando la profundidad del corte era del 5-10%, debido a que a
mayores profundidades se optaba por reducir la producción o cambiar los procesos productivos.
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Finalmente se proponen una serie de indexadores que se tienen que utilizar para ir actualizando
los valores de costo de falla, hasta el próximo estudio. Estos indexadores son función de variables
económicas como PNE (Precio Base de la Energía), PNP (Precio Base de la Potencia), PM (Precio
Monómico de la Electricidad), PDA (Precio del petróleo diesel base ENAP), IPM (Índice de precios
al por Mayor), DO (Dólar Observado), Ta (Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos)
PCU (Producer Price Index) y RH (Índice Real de Remuneraciones por Hora del INE).
6.2.5 Otros Documentos
En adición a los documentos antes citados, se revisaron una serie de otros documentos
relacionados en el tema. Sin embargo, se consideró que los procedimientos utilizados para el
cálculo no ayudarían en el presente estudio, debido a que las hipótesis que se plantean no logran
ser comparables. De todos modos se deja ha dejado una referencia explícita y un pequeño
resumen de los temas abordados por estos documentos en el Anexo 2.
6.3 Revisión y análisis de estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de
metodología para calcular el costo de falta de suministro de
hidrocarburos” [2]
Respecto de la metodología para estimar el costo de falla de hidrocarburos descrita en el estudio
“Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falta de suministro de
hidrocarburos” se identifican ciertos aspectos que merecen ser resaltados bajo el supuesto de que
dicha propuesta fuera aplicada a un caso real. Según lo anterior, se propone estimar el costo de
falla por sector de la economía, en particular se hace mención a los sectores: industrial,
transporte, comercio y residencial. A continuación se describen potenciales problemáticas que se
identifican para la aplicación de la metodología propuesta en los siguientes sectores específicos:
6.3.1 Sector Industrial
La metodología presentada para la estimación del costo de falla en el sector industrial se enfoca
en la determinación de los costos directos e indirectos asociados a no suministro de combustibles.
Para ello se definen cinco etapas para su determinación como se muestra en la figura:
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En general, las cinco etapas ilustradas en la figura comprenden lo siguiente:
1. El primer paso consiste en realizar encuestas a las empresas de los distintos sectores
industriales de manera de obtener el costo de falta de suministro de hidrocarburo, para
distintos niveles de profundidad y distintos niveles de duración. La encuesta puede
preguntar directamente el costo de falta de suministro o contener preguntas claves que
permitan inferir la función de costo.
2. Con la encuesta se obtienen los costos directos. Se entiende por costo directo sobre una
empresa, al costo incurrido por falta de combustible en la cadena de producción de la
empresa.
3. Debido a la falta de suministro de combustible, la empresa podría disminuir parcial o
totalmente su producción, y por ende, dejar de consumir productos y servicios que le
proveen otros sectores. Al costo que sufren los otros sectores, producto de la falta de
combustible en un sector en particular, se le llama costo indirecto. Para cada nivel de
profundidad y duración, se determina la reducción de consumos y servicios.
4. Se utiliza la Matriz Insumo Producto para calcular los costos indirectos sobre los otros
sectores, debido a la disminución de consumos y servicios intermedios.
5. El costo total será igual a la suma de los costos directos e indirectos. El costo total se
obtiene para cada nivel de profundidad y duración.
De acuerdo a lo descrito con anterioridad, se identifican ciertas etapas que pueden merecer un
nuevo enfoque u alcance.
ENCUESTA
FUNCION COSTO FALTA SUMINISTRO
(profundidad,duración)
COSTOS DIRECTOS
MATRIZ INSUMO
PRODUCTO
COSTOS INDIRECTOS
COSTOS TOTAL
+
duración
pro
fun
did
ad
duración
pro
fun
did
ad
pro
fun
did
ad
duración
pro
fun
did
ad
duración
pro
fun
did
ad
duración
pro
fun
did
ad
SECTOR 1 SECTOR N
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Diseño de encuesta
El estudio base propone que la encuesta a realizar para ciertos sectores, se aborde mediante la
creación de escenarios, que contemplen una duración particular del corte de suministro, así como
la profundidad de dicho corte. Una vez establecidos estos escenarios, el encuestado procederá a
responder para cada uno de éstos las medidas que pueda implementar para resolver el problema
de suministro, los costos asociados a estas medidas, así como también las pérdidas de producción
que pudiera enfrentar.
En la experiencia del equipo consultor, en la realización de estudios anteriores donde se ha
aplicado esta metodología, se ha detectado casos particulares donde el encuestado tiene una serie
de problemas para llenar en forma realista este tipo de encuestas, ya sea por motivos de falta de
información, carencia del tiempo o el conocimiento necesario para evaluar las medidas a realizar
en cada caso, o incluso, suponer el racionamiento como una realidad próxima, frente a lo cual
sobreestima sus costos, lo que implica potenciales sesgos en la información entregada con su
consecuente efecto en la elaboración de la función de costos asociada a la actividad industrial
específica.
Muestreo
En el contexto de las encuestas, la metodología presentada no describe una estrategia de
muestreo definida que permita definir con certeza el conjunto de empresas a encuestar para
obtener validez y representatividad de los resultados obtenidos en los sectores productivos
asociados.
Matriz Insumo Producto
La Matriz Insumo Producto, que se hace referencia en la metodología para estimar los costos
indirectos entre los diferentes sectores de la industria, es una matriz que básicamente registra las
transferencias monetarias (compras y ventas) entre los diferentes sectores de la economía. La
metodología propuesta, por lo tanto, calcula los impactos indirectos que tiene una baja en la
producción de un sector en particular, sobre aquellos sectores de la industria que compran sus
productos (así como también hacia las exportaciones y compradores finales). En este sentido, esta
metodología es cuestionable, pues no tiene en consideración la relevancia relativa de cada
producto dentro del proceso productivo, así como las medidas que puedan tomar los sectores
compradores de insumos, principalmente en lo que respecta a manejo de stocks de insumos, y la
posibilidad de sustitución de insumos que pueda tener una industria compradora en particular.
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6.3.2 Sector Transporte
La metodología propuesta plantea estimar dos tipos de costo de falta de suministro para el sector
transporte, directos e indirectos, siendo estos últimos, los de mayor impacto para la economía. La
estimación de los mismos presenta dificultades en la fuente y la muestra para poder recopilar la
información.
Costos indirectos
La estimación de los costos indirectos de acuerdo a la metodología propuesta requiere de la
elaboración de las matrices de costo de falla, para ello se requiere tener conocimiento de dos
valores: consumo de combustible intersectorial, es decir, consumo de combustible necesario para
llevar un producto del sector y al sector x o a la demanda final, y del costo asociado a la empresa x
por no disponer del insumo enviado por la empresa y, o por no enviar su producto a la demanda
final. Como se ilustra en forma de matriz a continuación:
Figura 6.1: Matriz de consumo de combustible del transporte que moviliza insumos entre distintos sectores o hacia la demanda final (izquierda) y matriz de costos para empresas por falta de insumos transportados desde otras empresas
o hacia la demanda final (derecha)
De este modo, si se dispusiera de toda la información requerida, el costo de falla ($/litro) se estima
como la división celda a celda de las correspondientes matrices. La aplicación en terreno de esta
propuesta sólo se ve factible para el “Caso 1” descrito en la metodología que obedece a lo
siguiente:
Uso de transporte de propiedad de la empresa para vender productos.
Uso de transporte de propiedad de la empresa para abastecerse de los productos
insumos.
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La información de los otros casos (“Caso 2” y “Caso 3”) es difícil de levantar2. La dificultad radica
en lo siguiente:
Desconocimiento parcial del total del parque transportador: en el sector transporte el
servicio no sólo es prestado por empresas constituidas formalmente para este fin, sino
que también por las mismas empresas que compran/venden insumos y adicionalmente
por transportistas individuales, lo que dificulta estimar una muestra base.
Ausencia de procedimientos formales en el sector: según lo anterior la carencia de
instituciones y la consecuente carencia de formalidad y procedimientos hacen difícil
levantar datos asociados a origen destino, cantidad de carga transportada, tipo de carga y
consumo de combustible.
En este sentido, el informe base propone de manera adecuada realizar una encuesta adicional a
las industrias, para poder determinar el impacto de la indisponibilidad de transporte para insumos
o productos, lo cual se considera que es una alternativa factible de realización, dado que los
transportistas desconocen el impacto que tiene en la economía el transporte o no de su carga.
Adicionalmente, el informe base entrega algunas directrices acerca de la información a recopilar,
de modo de no tornar la encuesta en algo impracticable o muy tedioso para el encuestado.
Tal como lo plantea el informe base, el volumen de combustible utilizado por el transportista para
realizar el servicio del transporte de insumos o productos para una industria determinada será
difícil de obtener desde la encuesta industrial, y tal como lo indica el informe base, deberá ser
estimado. Sin embargo, puede ser refinada utilizando cierta información disponible en las matrices
insumo-producto.
Costos Directos
Respecto al costo directo, el informe base plantea una estimación simple basada en el aporte al
PIB por parte del sector transporte. El consultor considera que existen herramientas que permiten
realizar estimaciones más realistas que las propuestas en el informe base, en las que se podría
considerar otras variables como por ejemplo, la estructura de costos del sector transporte. Si bien,
en el informe base se plantea la posibilidad de realizar encuestas para estimación de costos
directos de transporte, en el caso del transporte de carga estas sólo servirían de referencia para
corroborar la estimación realizada, ya que dada la atomización del sector de carga caminero es
muy difícil generar una muestra representativa. Además, las empresas de transporte carga no
suelen manejar estadísticas muy detallada de sus operaciones.
2 Un esfuerzo por levantar información relativa a las matrices de origen-destino por tipo de carga es aquel realizado en el estudio “Análisis económico del transporte de carga nacional” [14].
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La posibilidad de levantar información a través de encuestas sí parece interesante en el caso del
transporte de pasajeros (tanto urbano como interurbano), donde la atomización es menor y las
empresas parecen manejar mejor información de sus operaciones.
6.3.3 Sector Comercial
El estudio base no propone una metodología especial para el caso del comercio. Se indica, que
este será considerado como un caso particular de un sector productivo. Si bien se indica que el
sector comercio se ve afectado tanto por el lado de la comercialización como por el lado del
abastecimiento, no se desarrolla alguna propuesta metodológica particular, salvo el diferenciar el
comercio de bienes esenciales del de bienes no esenciales, suponiendo que una falta de
suministro afectaría principalmente los segundos.
Efectivamente, el Sector Comercio se verá afectado en sus actividades de comercialización (ya sea
propia o a través de terceros), como también en sus actividades de abastecimiento (por medios
propios o terceros). También es efectivo que en el sector comercio se debe diferenciar lo que es
ventas de bienes esenciales (alimentos, medicina, otros), de lo que es bienes no esenciales
(automotoras, ropa, etc.).
En caso de una falla de interrupción de combustible, el comercio por bienes no esenciales se vería
afectado dado el mayor costo de oportunidad que significaría el tiempo asociado a adquirir estos
bienes, como también la incertidumbre asociada a una situación de crisis de combustible.
A juicio de los autores, el sector Comercio, más que ser considerado un caso particular de la
Industria, puede ser considerado una extensión del sector residencial en cuanto a la metodología
de estimación del costo de falla.
Como se explicará en detalle en el capítulo correspondiente, los costos asociados al sector
Comercio por una interrupción de combustible, están asociados a los costos de transporte
(comercialización y abastecimientos de los bienes y servicios) y los costos propios del
funcionamiento del comercio. Ambos costos serán considerados en el diseño metodológico del
costo de falla del sector Comercio, y la estimación de este.
6.3.4 Sector Residencial
La metodología de estimación de costos del sector residencial también comprende el análisis de
costos directos e indirectos asociados al efecto de la falta de suministro de combustibles. El detalle
de la estructuración del costo del sector residencial se muestra en la siguiente figura:
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Figura 6.2: Estructuración del Costo del Sector Residencial
Donde en la figura:
CDFShb: Es el costo Directo de Falla del Sector hogar (residencial) por bienestar
CDFSht: Es el costo Directo de Falla del Sector hogar (residencial) por transporte
CIFshp: Es el costo Indirecto de Falla del Sector hogar (residencial) por productividad
CIFshi: Es el costo Indirecto de Falla del Sector hogar (residencial) por ingreso
El costo directo se estima a partir de dos componentes (CDFShb, CDFSht); el primero asociado a la
pérdida de bienestar por no disponer del combustible (para el caso residencial: gas licuado) y el
segundo por pérdida de tiempo al no contar con servicio de transporte estándar. En este contexto,
el análisis identifica, en términos de implementación, dificultades en lo referente a la estimación
de estos costos.
En particular, la estimación del costo directo se basa en el efecto de pérdidas de bienestar
(CDFShb) de los residenciales por falta de suministro de gas. Para ello, se propone un método de
evaluación contingente, lo que se construye logrando identificar la disposición a pagar de los
usuarios residenciales por unidad de suministro, de tal manera que no les sea suspendido el
suministro ante diferentes escenarios de falla. El inconveniente de aplicabilidad de esta
metodología radica en que esta metodología se basa en encuestas. En el contexto del sector
residencial, la elaboración de una encuesta representativa a nivel país, representa altos costos de
implementación y tiempo, motivo por el cual se sugiere estimar la pérdida de bienestar mediante
la implementación de un modelo teórico. Para ello se distinguen dos alternativas: mediante
evaluación de costos asociados a utilización de un energético de reemplazo, o por medio de la
elaboración de modelo elasticidad demanda, para poder calcular el costo asociado a diferentes
restricciones de combustible.
En términos de la estimación del CDFSht, dada la imposibilidad de realizarlo mediante encuestas
(como sugiere la metodología) se debiera recurrir a un método secundario. Por lo tanto se estima
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conveniente utilizar información de tiempos medios de traslado en vehículo particular y público de
habitantes (calculada por SECTRA), tomando esta información como base es necesario estimar el
aumento de tiempos de traslado por restricciones de combustible. Finalmente, estimar en
términos de costo de bienestar este efecto.
Por otro lado, la metodología no define de manera clara, cómo estimar el costo indirecto en
sectores productivos por la ausencia de personal (CIFshp). Se sugiere entonces, en el marco de la
encuesta a la actividad industrial, poder definir una relación producción – hora hombre.
Adicionalmente, existe inconveniente para los sectores de comercio y servicios, información no
disponible a levantar en terreno y que debiera realizarse mediante modelo teórico.
Finalmente, la última componente de los costos indirectos (CIFshi), hace referencia a la potencial
disminución de ingreso en los hogares a consecuencia de una restricción de combustible. Dado
que el modelo insumo-producto no contempla los efectos en la economía hacia y desde el sector
residencial, se propone poder estimarlos haciendo uso de la matriz de contabilidad social (SAM,
por sus siglas en inglés), que se puede definir, en términos generales como una versión ampliada
del modelo insumo-producto.
6.3.5 Estimación del costo total de falla
La estimación de un costo total de falla para combustibles se basa en resolver un problema de
optimización que distribuya la cantidad racionada de mejor manera posible de tal manera que el
costo a nivel sociedad sea el mínimo. El problema se puede resolver en la medida que se disponga
de las curvas de costos asociadas a cada una ellas. No obstante, es importante notar que la
estimación del óptimo (si se optara por esto) o del costo base (media ponderada) implica
desarrollar una suma de los diferentes costos.
Implementar esta suma requiere conocimiento del nivel de desacoplamiento de los diferentes
costos estimados para los sectores de la economía. Esto significa, en particular lo asociado a los
costos indirectos y su potencial valoración como costo directo en otro sector. Por ejemplo, la falta
de combustible afectará simultáneamente el transporte de carga y los procesos productivos.
Suponga que para transportar los insumos de una empresa se requiere de X litros de combustible,
y adicionalmente la empresa demanda Y litros para su operación. Si el costo para la empresa por
no contar con esos Y litros de combustible es de C$, entonces el costo de falla sería C$/Y. Sin
embargo, si la empresa no recibe los insumos esenciales tampoco podrá producir. En este caso, el
costo de falla es C$/X. Es decir, el costo de falla no puede ser C$/(X+Y), como se podría suponer en
un principio.
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6.4 Revisión comparada en base a análisis anterior
En el presente punto se realizará un análisis comparado de los puntos anteriores, por comodidad
en orden inverso, tomando el estudio base como tal (base de trabajo y estudio), analizando sus
aciertos y sus falencias, y de este modo, entrar a complementarlas en base a la experiencia
internacional y la literatura especializada.
El Informe de Base [2] propone realizar un análisis desde abajo hacia arriba (“up to down”), es
decir, plantea abordar el cálculo del costo de una manera desagregada, a partir de los distintos
sectores económicos y luego sumar los resultados obtenidos para así calcular en forma agregada
el costo a nivel nacional.
No se encontró, en la información internacional revisada, estudios que abordasen el cálculo de
costo de falla de suministro de combustible tal como lo propone el informe base. Por el contrario,
la mayoría de los estudios internacionales realizan una aproximación a partir de datos agregados
del PIB y los efectos sobre la economía, en particular aquellos producidos por las variaciones de
precios de los combustibles. En otras palabras, no se incluyen efectos como los de variación de la
producción y/o de los mayores tiempos de traslado de las personas derivados de la escasez de
combustibles, que forma parte del enfoque del presente estudio y del estudio base.
Por el contrario, existen estudios internacionales que abordan los cálculos de costos por falla de
combustible desde abajo hacia arriba, en base a consultas y encuestas, los que, en su mayoría, se
han realizado mediante análisis ex post a la ocurrencia de fenómenos de desabastecimiento
específicos. Sin embargo, este tipo de estudios sólo pueden aportar valores comparativos de
interés al estudio en desarrollo, siendo sus metodologías absolutamente disímiles y muy complejo
de ser replicadas.
Mayor similitud metodológica entre el informe base y la información internacional es detectada
cuando éste se compara con los estudios de análisis de costo de falla eléctrico. Esto puede
deberse, en gran parte, a que el equipo consultor que realizó el estudio de base, cuenta con vasta
experiencia en análisis del costo de falla eléctrico.
Las metodologías utilizadas en los análisis de costo de falla eléctrico son adecuadamente
replanteadas y orientadas al cálculo de costo de falla de combustible en el informe base. Se
plantean dificultades propias del trabajo con combustibles (inexistentes en el caso eléctrico), tales
como la posible existencia de stocks de combustible y que generalmente suelen manejar menor
información del consumo de combustible que del consumo eléctrico.
Finalmente, se puede concluir que, dentro de la experiencia internacional y la literatura
especializada consultada, no se ha encontrado modelos o metodologías que complementen de
manera significativa lo planteado por el informe de base. Sin embargo, se ratifica que el uso de
información económica agregada sí es utilizada a nivel internacional para cálculos similares al que
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se desea realizar, lo que valida el uso de fuentes de información como la matriz insumo-producto,
particularmente en los casos en que el levantamiento de información de terreno sea complejo,
impracticable o de baja confiabilidad.
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7 Desarrollo y propuesta de metodología de cálculo de costo de
interrupción
A partir del análisis comparativo realizado en el punto anterior, la metodología a utilizar para el
presente estudio considerará en gran parte la planteada en el Estudio de Base [2], por lo cual se
estimará el costo de falla por cada sector de la economía, en particular los sectores: industrial,
transporte, comercio y residencial.
7.1 Aspectos Generales
7.1.1 Definición Formal del Costo de Falla
El concepto de “Costo de Falla” se aplica en estudios donde existe un riesgo de desabastecimiento
de algún o algunos energéticos en particular. De este modo, por ejemplo, se ha realizado con
anterioridad en el país, estudios de “Costo de Falla Eléctrico”. La finalidad en general de estos
estudios es valorizar a nivel de los usuarios (pueden ser distintos sectores de la economía o un
sector en particular), el costo de una unidad de energía en el caso que ésta no se encuentre
disponible, tanto en su volumen de consumo normal, como por un período prolongado, a definir.
De este modo, el costo de falla se valoriza en unidades monetarias por unidad de energía. Para el
caso del presente estudio, el costo de falla para cada combustible “k” se valorizará en pesos
chilenos por litro del combustible en cuestión, de la siguiente forma:
[
]
Donde “CLP” son Pesos Chilenos, “l” indica que es un costo por litro de combustible no
suministrado, y el subíndice “k” denota que se trata de un combustible en particular (Diesel,
Gasolina, etc). En una etapa final del presente estudio se calculará un costo de falla país, que
englobe los costos de falla individuales para cada combustible, normalizando los diferentes
combustibles por unidades energéticas, según su poder calorífico, en Tcal3, con las siguientes
unidades:
[
]
3 Tcal = Teracalorías
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Como definición formal, el costo de falla contempla todos los costos que se debe incurrir para
enfrentar la falla de combustibles, considerando tanto los costos directos como costos indirectos:
Costos directos: Son aquellos costos incurridos por la persona o empresa debido a la falta
de combustible.
Costos indirectos: Son aquellos costos que sufren otros sectores debido a la falta de
combustible en un sector en particular. Por ejemplo, si una empresa que debido a una
falta de combustible, disminuye su producción en forma parcial o total, dejará de
consumir insumos provenientes de otros sectores económicos, y de entregar sus
productos a otros sectores industriales.
Por lo tanto, el costo de falla se puede definir como:
Dentro de los Costos Directos, se puede mencionar a modo de ejemplo, los siguientes costos:
Reducción de consumos no esenciales: Disminución de consumo lograda por una
reducción de consumos que no participan directamente del proceso productivo.
Valorización de acuerdo a la pérdida de bienestar.
Utilización de stocks internos de combustibles: Puede lograrse un normal funcionamiento
de la planta mediante el uso de stocks internos de combustibles en conjunto con el
combustible disponible en el mercado, lo cual disminuiría los costos asociados a una falta
de suministro de combustible.
Sustitución del energético por otras fuentes: Corresponde a la sustitución directa del uso
de combustibles en el proceso por otras fuentes de energía. Esta medida supone que el
energético sustituto no está racionado. Valoración dada por precios de mercado y por
levantamiento de información.
Reducción de la producción de bienes intermedios y/o finales: Corresponde a la
disminución de consumo de combustibles debido a recortes de la producción de la planta.
El costo total debe considerar por lo menos los siguientes ítems:
o Costos causados por la reducción de producción de bienes finales.
o Costos financieros asociados a la variación de inventarios.
o Costos de remuneraciones (fuerza laboral).
En este sentido, hay costos que son directamente cuantificables, como lo son las inversiones
necesarias o las pérdidas de producción, tal como también existen costos no cuantificables
directamente, como lo son la pérdida de bienestar, la cual se debe cuantificar indirectamente.
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Finalmente, hay costos de inversiones, como es el caso de la eficiencia energética, que permite un
ahorro de energía que perdura una vez superado el período de racionamiento, quedando estas
inversiones como activos dentro de la empresa, que permitirán ahorros a futuro.
Por lo tanto, el costo de falla directo se puede definir formalmente como la suma de los costos
que se debe incurrir (cuantificables y estimados), dividido por la cantidad de combustible que no
se encuentra disponible debido a la falla:
∑
[
]
Donde:
CombN: Es el consumo de combustible cuando sin racionamiento
CombF: Es el consumo de combustible cuando existe racionamiento (falla)
Se debe tener consideración que cuando se habla de Costo de Falla, sin indicar si éste es directo o
indirecto, generalmente se está hablando solamente del Costo Directo.
Finalmente, existen casos particulares (generalmente aplicables a sectores específicos), donde los
costos incurridos en un período de falla se reflejan directamente en las utilidades anuales, es
decir, no existen costos “estimados” de bienestar, eficiencia energética, etc., reflejándose
únicamente en una caída de la producción. En este sentido, la suma de los costos será equivalente
a la diferencia de utilidades de la empresa entre un período normal y un período de falla, según:
[
]
Donde: CFi,k: Es el costo de falla para la industria “i”, cuando falla su suministro del combustible “k”.
UiN: Son las utilidades de la industria “i”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).
UiF: Son las utilidades de la industria “i”, en un período de funcionamiento con falla.
Combi,kN: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento
normal (sin falla).
Combi,kF: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento
con falla.
A su vez, las utilidades, se pueden calcular como el diferencial entre los ingresos (Ii) y los costos
(Ci), según:
Con lo cual el costo de falla en el suministro de un combustible “k”, para una industria “i” se
podría calcular según:
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(
)
[
]
En este sentido, el costo de falla para una industria se encuentra dado por dos variables
principales:
Reducción en los ingresos (netos): La reducción en los ingresos de una empresa se
encuentra dada principalmente por una disminución en la producción.
Aumento de los costos: Dentro del balance comercial de la empresa, se debe hacer
separación entre lo que son los costos fijos y los costos variables (asociados a la
producción). En un escenario de restricción de combustible, donde se vea afectada la
producción, por lo general, la empresa debe seguir incurriendo en los costos fijos,
mientras que por lo general los costos variables deberían disminuir (compra de energía,
compra de insumos, transporte, etc.). Adicionalmente, pueden aparecer nuevos costos
que en funcionamiento sin restricción del suministro no existen, como es el pago de
multas4 , compras de insumos a mayor costo, inversión para tener sustitución de
energéticos, etc.
7.1.2 Cortes Programados versus Cortes Intempestivos
La existencia de capacidad de almacenamiento para los hidrocarburos líquidos por algunos días,
permite mitigar los efectos negativos de un posible desabastecimiento. Una vez que los agentes
económicos se enteran que habrá una disminución parcial o total de abastecimiento de
combustible, estos deberán tomar las medidas pertinentes para reducir los efectos negativos. El
combustible disponible deberá ser utilizado de la forma más económicamente eficiente. Por
ejemplo, a nivel gubernamental, se podría incentivar el uso del transporte público y restringir el
uso de automóvil. A nivel empresarial, podría haber una disminución de los niveles de producción,
evitar comprar materias primas que no se utilizarán, etc. Por lo tanto, se habla de un costo
programado, porque existe un tiempo de reacción para afrontar de mejor manera la contingencia,
que puede ser significativa dependiendo de la gravedad del desabastecimiento.
Por otra parte, está el costo intempestivo, que es el costo que deben afrontar los distintos
sectores económicos ante una falta repentina de combustible. Es decir, no habrá combustible
disponible por una cantidad indeterminada de tiempo. El costo intempestivo es mayor que el
4 En cuanto al pago de multas, en el levantamiento de información se deberá hacer diferencia entre las
multas a pagar con industrias dentro del país, como en el pago de multas hacia afuera del país. En el primer caso (multas dentro del país), la multa iría como un ingreso adicional para otra industria nacional, por lo tanto el “efecto país” (sobre la economía) por multas, se considera nulo.
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costo programado ya que los agentes económicos no están preparados para afrontar un escenario
de desabastecimiento total. Por ejemplo, se pierden materias primas que fueron compradas antes
de que ocurra la contingencia y que no se podrán utilizar, se pierden productos porque debido a la
falta de medios de transportes no es posible comercializarlos.
Para que la contingencia sea intempestiva deben ocurrir varios eventos simultáneamente: no
tener combustible almacenado, incapacidad para refinar petróleo crudo, no tener capacidad de
transporte, y no recibir importaciones durante un tiempo prolongado. La probabilidad de
ocurrencia de una falla intempestiva es baja porque corresponde al producto de las probabilidades
de ocurrencia de los eventos individuales descritos (se asume que son eventos independientes).
En este trabajo, se desarrolla una metodología para calcular el costo de falta de hidrocarburos en
forma programada dada la naturaleza del problema antes descrita.
7.1.3 Supuestos Metodológicos a Considerar en el Estudio
Duración y Profundidad de Falla
En el marco del presente estudio, se plantea estudiar la falla de los diferentes sectores del país
mediante la obtención de las curvas de costo de falla de suministro de combustibles, en función de
la profundidad de la falla y de la duración de éste. En este sentido, se han definido para la
generación de dichas curvas, la evaluación del costo de falla dados los siguientes parámetros:
Duración de 30, 60 y 90 días.
Profundidad de 30%, 60% y 100%.
Las combinaciones entre las distintas duraciones y profundidades de falla dan como resultado un
análisis del costo de falla de combustibles para 9 escenarios (30 días, 30%; 30 días, 60%, etc.). A
cada uno de los costos de falla obtenidos (para cada escenario), se procederá a asignarle una
probabilidad de ocurrencia que ponderará el valor del costo de falla obtenido.
Supuestos Metodológicos
En cuanto a la metodología a utilizar para el cálculo del costo de falla de suministro de
combustible en la industria, se han considerado una serie de supuestos preliminares que
constituirán la base metodológica de cálculo y definición del costo de falla tal como se entiende en
este estudio. Los supuestos se describen a continuación:
Los cortes o racionamientos del suministro de combustible son programados y se
anuncian con transparencia (toda la información se encuentra disponible para la industria,
tanto en profundidad del racionamiento como la duración). Por lo tanto, los agentes
económicos pueden tomar las decisiones y medidas necesarias para reducir el impacto
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económico que tengan en su industria las restricciones que tengan en su suministro de
combustibles, pero no pueden constituir reservas de combustible entre el momento en
que se anuncia la restricción, y el momento en que se realiza efectivamente. Este supuesto
tiene la finalidad de evitar que los “efectos de pánico” por parte del empresario5,
provoquen un sesgo en los valores estimados. Por lo tanto, la cantidad máxima de
combustible que puede disponer el empresario para enfrentar un escenario de
racionamiento, corresponde a la máxima cantidad del racionamiento, más la cantidad
almacenada en su stock propio, pudiendo ser éste último, parte de la estrategia a utilizar.
El racionamiento se reparte de manera equitativa porcentualmente para todos los
combustibles, es decir, que si el racionamiento anunciado es de 10%, el empresario verá
su suministro de diesel afectado de 10% menos, y su suministro de gasolina de 10%
también.
Para el cálculo de los costos asociados al racionamiento, el consumo anual a considerar
corresponderá al consumo histórico del año anterior, ya que esta consideración permite
tener una base de valores completa y consistente. Para el análisis de datos, la base de
datos obtenida hará referencia a un mismo periodo histórico.
En cuanto al uso de reservas propias de combustible o stocks propios de combustible, se
entiende que la frecuencia de abastecimiento (diaria, semanal, etc.) de combustible, no se
ve afectada por el racionamiento, y sólo afecta la cantidad que puede adquirir en cada
compra. En este sentido el uso de reservas propias de combustible puede ayudar a las
empresas a sobrellevar de mejor forma el racionamiento.
7.1.4 Probabilidades de los escenarios de racionamiento
Como se ha presentado en los capítulos anteriores en la metodología de cálculo, basándose en el
Estudio Base [2], se han definido para el presente estudio una serie de escenarios para los cuales
se debe levantar información que permita estimar para cada uno de ellos, el costo de falla
asociado, tanto a nivel de subsectores como a nivel país. Estos escenarios se diferencien entre sí
tanto en la duración de la falla (30, 60 y 90 días), como en la profundidad de ésta (30%, 60%,
100%), con lo cual resultan 9 escenarios diferentes a evaluar.
5 Por “efecto de pánico” se entiende el comportamiento de ciertos agentes económicos que luego del
anuncio de las autoridades del futuro racionamiento tenderían a constituir más stocks de hidrocarburos que lo declarado en el momento de la encuesta. Este supuesto evitaría, por ejemplo que un empresario conteste que la reducción de suministro de hidrocarburos no afectará su producción ya que antes de que se produzca el corte, se proveerá en estos energéticos por el mercado negro.
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Como lo indica la metodología antes mencionada, para obtener el resultado del costo de falla
total, los resultados obtenidos para cada escenario serán ponderados por la probabilidad de
ocurrencia de dicho escenario, lo cual matemáticamente se conoce como el cálculo del “valor
esperado o Esperanza”, que corresponde en este caso a la ponderación de los costos asociados a
cada escenario, por la probabilidad de ocurrencia de dicho escenario. En este punto es clave
definir las diferentes probabilidades de ocurrencia de los diferentes escenarios, por lo cual el
equipo consultor se ha basado en las diferentes experiencias, tanto nacionales como
internacionales, en particular, provenientes de 2 documentos:
“Costo de Racionamiento Eléctrico de largo plazo en el SIC y SING” [13]
Como se plantea en [13], el cálculo de la probabilidad de ocurrencia de un determinado escenario
de profundidad y duración de racionamiento, se realiza utilizando la función inversa (una práctica
muy común en ingeniería). Esto significa que la probabilidad de ocurrencia de un escenario de
racionamiento es inversamente proporcional a la duración y a la profundidad de éste, según la
siguiente ecuación:
Donde K una constante a estimar. En el caso del estudio citado, la constante K se estimó en
0.0164, y se obtuvieron las probabilidades mostradas en la Tabla 7.1 para los escenarios que allí se
plantearon.
Tabla 7.1: Probabilidades de ocurrencia de los escenarios planteados en el estudio de costo de racionamiento eléctrico.
Duración Profundidad
5% 10% 20% 30%
1 mes 0,326 0,163 0,082 0,054
2 meses 0,163 0,082 0,041 0,027
10 meses 0,033 0,016 0,008 0,005 Fuente: “Costo de Racionamiento Eléctrico de largo plazo en el SIC y SING” *13+
Se debe considerar que para el caso del estudio mencionado, la máxima profundidad de corte
corresponde al 30% del suministro. En el presente trabajo, las profundidades de corte de
suministro de combustibles son de 30%, 60% y 100% del abastecimiento total de cada empresa
(en forma equiproporcional para todas las empresas). Por este motivo, si se ocupa la misma
constante para el cálculo de las probabilidades de ocurrencia, éstas serían despreciables.
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“An Assessment of Oil Market Disruption Risks” [12]
Para resolver el problema que resulta de aplicar la metodología de la función inversa a este
trabajo, se procedió a analizar [12], donde las probabilidades de ocurrencia de distintos escenarios
geopolíticos son resultado de una discusión hecha en un seminario donde participan múltiples
expertos de organismos gubernamentales. De este análisis resultan 3 curvas de probabilidades,
una para cada intervalo de duración de interrupción de suministro (corto, largo y muy largo), las
cuales dan cuenta de la probabilidad de que el corte de suministro sea mayor a una determinada
cantidad de combustible que va desde 0 MMBD hasta 20 MMBD (de un total de 56.8 MMBD de
combustible importado).
Figura 7.1: Probabilidades de una interrupción del suministro de combustible para distintas duraciones en meses Fuente: "An Assessment of Oil Market Disruption Risk" [12]
Como se puede observar, las curvas siguen una tendencia similar a la de la función inversa, por lo
que se pueden realizar estimaciones con respecto a la constante K que permitiría dibujar las
curvas con resultados similares. Para ello se utilizará el método de los mínimos cuadrados, el cual
entrega el valor de K que reduce la suma de los errores cuadrados, donde el error representa la
diferencia entre la curva real y la curva aproximada por la función inversa. Se debe considerar en
forma adicional, que los cortes de suministro para el caso chileno se suponen de entre 0 -30 días,
30-60 días y 69-90 días, lo cual en el contexto de [12], caerían dentro de la clasificación de una
interrupción de suministro “de corta duración”. Por esta última razón se utilizará la curva
correspondiente a este caso, que es la coloreada en azul.
Como sólo se indican rangos de duración, y no duraciones específicas, se procederá a estimar la
constante K utilizando el punto medio dentro del horizonte de tiempo en el cual es válida la curva,
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que corresponde a 105 días. Por último, como la profundidad está expresada en [MMDB]6,
entonces se procederá a pasar estos valores a porcentajes, utilizando el total de importaciones
que llegan a EE.UU., que para el año del estudio (2010), eran 56.8 [MMDB], y cuyo desglose por
zona es mostrado en la Tabla 7.2.
Tabla 7.2: Importaciones de crudo a USA provenientes de las distintas regiones definidas en el estudio "An Assessment of Oil Market Disruption Risk"
Capacidad [MMBD]
Saudi 13.2
OtherPersianGulf 14.7
West of Suez 15.7
Russia and Caspian 13.2
TOTAL 56.8
Fuente: "An Assessment of Oil Market Disruption Risk" [12]
En la Figura 7.1 se presenta la probabilidad de que el corte de suministro sea mayor a una
determinada profundidad de corte de suministro del petróleo importado en unidades físicas, tal
como se presentan en la Tabla 7.3. En la misma tabla, se ha calculado la profundidad en
porcentaje, mediante el cociente entre la profundidad del corte y las importaciones brutas7 del
año 2010.
6 Millones de Barriles de Petróleo.
7 Para cada valor de la profundidad de la falla, ésta se normaliza realizando el cociente entre dicho valor y las
importaciones brutas del año 2010, es decir, 56,8 [MMDB].
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Tabla 7.3: Probabilidades y Profundidad de Falla en las Importaciones de crudo a USA provenientes de las distintas regiones definidas en el estudio "AnAssessment of OilMarketDisruptionRisk"
Probabilidad de Falla [%]
Profundidad de Falla [MMDB]
Profundidad Normalizada [%]
0.95 1.25 0.02
0.90 2 0.04
0.85 2.1 0.04
0.80 2.5 0.04
0.75 3 0.05
0.70 3 0.05
0.65 3.25 0.06
0.60 3.25 0.06
0.55 4 0.07
0.50 4.8 0.08
0.45 5.5 0.10
0.40 6 0.11
0.35 6 0.11
0.30 7 0.12
0.25 7.5 0.13
0.20 7.5 0.13
0.15 8 0.14
0.10 9 0.16
0.05 12 0.21
(0.00) 15 0.26
Fuente: "An Assessment of Oil Market Disruption Risk" [12] y Elaboración Propia.
Considerando que la profundidad de corte de suministro es , la duración de este corte es y
que la probabilidad de que el corte sea mayor que la profundidad durante un periodo ,
entonces el método de mínimos cuadrados se expresa matemáticamente como:
∑(
)
Para resolver este problema se derivará e igualará a cero la ecuación ( ) ∑ (
)
,
para así obtener el K que minimiza la suma de los errores al cuadrado. De este modo:
( )
∑(
)
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( ) ∑
((
)
)
( ) ∑ (
)
∑(
( ) )
∑
( )
∑
∑
∑
( )
Ahora, el cálculo de la constante K dependerá de cuantos y cuales puntos de la curva se usan en
las sumatorias. Ante este dilema se utilizaron varios set de datos, de modo de analizar cual se
ajusta más a la curva en el intervalo que es de interés (los puntos de la curva cercanos al 30% de
profundidad de corte). Para ello, en un análisis preliminar se considerarán cuatro set de datos: la
totalidad de datos tabulados en la Tabla 7.3, los datos desde un 5% de profundidad, desde 10% de
profundidad y desde un 15 % de profundidad. Los resultados de la aplicación del método se
muestran en la Tabla 7.4.
Tabla 7.4: K calculado utilizando el método de mínimos cuadrados para distintas profundidades.
Profundidad del corte K
desde 2% (todo) 3,166
desde 5% 3,768
desde 10% 3,454
desde 15% 1,598
Una vez con el valor de K calculado se procede a dibujar la curva inversa para poder apreciar
visualmente la similitud con la curva original. Esto último es lo que se ve reflejado en la Figura 7.2.
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Figura 7.2: Curva original y aproximaciones de la curva inversa utilizando los distintos K calculados para distintos set de datos
Por su mayor similitud en la zona cercana a la profundidad del 30%, se escogerá la última
aproximación de la curva original. De este modo las probabilidades de que un corte de suministro
sea mayor a un determinado valor son mostradas en la Tabla 7.5.
Tabla 7.5 Probabilidad de que un corte sea mayor a cierta profundidad, dada una duración de tiempo.
Duración (días)
Intervalo de profundidad
p>30% p>60% p>99% p=100%
30 0,1776 0,0888 0,0533 0,0533
60 0,0888 0,0444 0,0266 0,0266
90 0,0592 0,0296 0,0178 0,0178
-0,20
-
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
1,80
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%
P
rob
abili
dad
(Co
rte
> p
)
Profundidad de corte de suministro p
Aproximaciones a la curva utilizando el método de mínimos cuadrados
Real
todo
desde 5%
desde 10%
desde 15%
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Finalmente para obtener las probabilidades para cada duración, se calcularán utilizando la
siguiente propiedad:
( ) ( ) ( )
Donde y son profundidades de corte de suministro definidas. Finalmente la probabilidad
de que la profundidad del corte sea menor a un 30% se calculara de modo que la probabilidad de
todos los escenarios sume 100% (como debe ser matemáticamente).
Así la tabla con las probabilidades por tramos de profundidad es mostrada en la Tabla 7.6.
Tabla 7.6 Probabilidad de que un corte de suministro se encuentre en un rango determinado de profundidades, para una duración determinada
Duración (días)
Profundidad
P<30% 30%<P<60% 60%<P<100% 100%
30 0,8224 0,0888 0,0355 0,0533
60 0,9112 0,0444 0,0178 0,0266
90 0,9408 0,0296 0,0118 0,0178
Luego de haber hecho el ajuste horizontal, se procede a hacer un ajuste vertical de manera que la
suma de todas las probabilidades sea 1, para así poder calcular la esperanza del costo de
racionamiento de combustibles y además para expresar la duración como un intervalo de tiempo
en el cual dura la falla y no como una duración específica. Para esto se asumirá como supuesto de
trabajo, que cualquier corte de suministro que dure más de 90 días tendrá una probabilidad de
ocurrencia despreciable. Luego de ajustar los datos, se obtuvieron a las probabilidades que
aparecen en la Tabla 7.7.
Tabla 7.7 Probabilidades de que un corte de suministro se encuentre en un rango determinado de profundidad y duración, con el correspondiente ajuste.
Duración (días)
Profundidad
P<30% 30%<P<60% 60%<P<100%
0-30 67,44% 8,88% 3,55%
30-60 8,88% 4,44% 1,78%
60-90 2,96% 1,48% 0,59%
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7.1.5 Procesamiento de Datos
En diferentes etapas del presente proyecto, se requerirá agregar datos obtenidos de dos o más
fuentes distintas, como por ejemplo:
Entre diferentes encuestas, para obtener el valor de costo de falla del subsector
correspondiente
Entre diferentes subsectores, para obtener el valor del costo de falla del sector de la
economía correspondiente
Entre distintos sectores de la economía, para obtener el valor del costo de falla nacional
Para estos casos (entre otros), la metodología general para agregar datos será mediante el cálculo
del “promedio ponderado”, donde el ponderador será el consumo en un período normal (sin falla)
de las partes individuales.
A modo de ejemplo, si se requiere calcular el costo de falla asociado al combustible “k”, para el
subsector “s”, a partir de los valores obtenidos del costo de falla de las diferentes empresas “i”
(pertenecientes al subsector “s”), el cálculo sería el siguiente:
∑
∑
[
]
Donde: CFk,s: Es el costo de falla para el subsector “s”, cuando falla el suministro del combustible “k”.
CFi,k,s: Es el costo de falla de la empresa “i”, perteneciente al subsector “s”, cuando falla su
suministro del combustible “k”.
Combi,kN: Es el consumo anual del combustible “k”, por parte de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento normal (sin falla).
En forma análoga, se aplicará la misma metodología para agregar diferentes datos de distinta
índole, indicando en la metodología correspondiente que se han agregado datos mediante un
“promedio ponderado”.
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7.2 Sector Industrial
7.2.1 Aspectos Teóricos
Según el Balance Nacional de Energía del año 2009 *1+, el llamado “Sector Industrial” es el
resultado agregado entre diferentes subsectores que pueden tener mayor o menor relevancia en
la economía nacional, así como tendrá diferente impacto en cada uno de ellos una disminución en
el suministro de combustible (debido a una mayor o menor dependencia a los combustibles).
Por los motivos anteriores, el análisis del costo de falla de combustibles se realizará a nivel de
“Subsectores Industriales”, teniendo en consideración la misma estratificación de subsectores
dada por el Balance Nacional de Energía, es decir:
Cobre
Salitre
Hierro
Papel y Celulosa
Siderurgia
Petroquímica
Cemento
Azúcar
Pesca
Industrias Varias
Minas Varias
Al año 2009, el Balance Nacional de Energía de ese período, indica que el consumo energético
total del sector industrial alcanzó las 89.536 Tcal8. Por otra parte, analizando los consumos
energéticos sectoriales, se obtiene el gráfico de la Figura 7.3, donde es posible visualizar que los
sectores con mayor consumo dentro del Sector Industrial son el Cobre, con un consumo de 28.926
Tcal, concentrando un 32% del sector; las Industrias Varias, con un consumo de 23.961 Tcal,
concentrando un 27% del sector; y Papel y Celulosa, con un consumo de 19.894 Tcal,
concentrando un 22% del sector.
8 Tcal = Teracalorías
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Figura 7.3: Consumos Energéticos por Subsector
Fuente: BNE 2009
En cuanto a un análisis preliminar de la dependencia energética del sector industrial, por tipo de
energético utilizado en sus procesos, se obtiene la Figura 7.4, donde se visualiza que dentro del
sector industrial, los mayores consumos de energéticos son la Electricidad (35%), el Petróleo
Diesel (25%) y Leña y Otros (18%).
Figura 7.4: Consumos Energéticos del Sector industrial por tipo de Combustible
Fuente: BNE 2009
Cobre
Salitre
Hierro
Papel y Celulosa
Siderurgia
Petroquímica
Cemento
Azúcar
Pesca
Industrias Varias
Minas Varias
Petróleo Diesel
Petróleos Combustibles
Kerosene
Gas Licuado
Gas de Refinería
Electricidad
Carbón
Coke
Gas Corriente
Gas de Alto Horno
Gas Natural
Metanol
Leña y Otros
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Considerando únicamente los consumos de petróleo y sus derivados, y haciendo un análisis de
consumo por subsector, se obtiene la Figura 7.5, en la cual se puede visualizar que el sector que
más consume petróleo y sus derivados (sector más dependiente y por ende, vulnerable), es el
Cobre, con un consumo el año 2009 de 12.486 Tcal, concentrando un 38% del consumo de
petróleo y derivados de la industria, seguido por Industrias Varias, con un consumo el año 2009 de
11.230 Tcal, concentrando un 34% del consumo de petróleo y derivados de la industria, y en tercer
lugar las Minas Varias, con un consumo el año 2009 de 4.084 Tcal, concentrando un 12% del
consumo de petróleo y derivados de la industria.
Por el contrario, los sectores menos dependientes (y por ende, menos vulnerables frente a una
falta de petróleo), son el sector de la industria Azucarera, con un consumo al año 2009 de 4,46
Tcal, concentrando un 0,01% del consumo de petróleo y derivados de la industria al año 2009,
seguido por el sector Petroquímico, con un consumo al año 2009 de 11,37 Tcal, concentrando un
0,03% del consumo de petróleo y derivados de la industria al año 2009, y seguido por la industria
del Hierro, con un consumo al año 2009 de 90,25 Tcal, concentrando un 0,27% del consumo de
petróleo y derivados de la industria al año 2009.
Figura 7.5: Consumos de Derivados del Petróleo por Subsector
Fuente: BNE 2009
Por último, centrándose en los tipos de combustible (petróleo y derivados), de los cuales la
industria es más dependiente (y por ende, vulnerable frente a su escasez), se presenta la Figura
7.6, donde se visualiza que la dependencia de combustibles derivados del petróleo del sector
industrial apunta principalmente hacia la dependencia con el Petróleo Diesel (66%), los Petróleos
Combustibles (23%) y el Gas Licuado (10%). Los consumos de Kerosene y de Gas de Refinería son
despreciables.
Cobre
Salitre
Hierro
Papel y Celulosa
Siderurgia
Petroquímica
Cemento
Azúcar
Pesca
Industrias Varias
Minas Varias
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Figura 7.6: Consumos Energéticos del Sector Industrial en Combustibles Derivados del Petróleo
Fuente: BNE 2009
7.2.2 Metodologías a Considerar
A continuación se hará una planificación básica de los aspectos metodológicos a considerar en el
estudio del costo de falla del sector industrial, basándose en definiciones y metodologías
explicadas en el punto anterior “Aspectos Generales”.
Cuando hay falla en el suministro de combustible para la industria, se produce un efecto doble,
creando un problema de costos directos y de costos indirectos:
Costos directos: Son aquellos costos incurridos por la industria debido a la falta de
combustible.
Costos indirectos: Son aquellos costos que sufren otros sectores debido a la falta de
combustible en un sector industrial. En particular, una empresa que debido a una falta de
combustible, disminuye su producción en forma parcial o total, dejará de consumir
insumos provenientes de otros sectores económicos, y de entregar sus productos a otros
sectores industriales.
Dentro de los costos directos e indirectos, puede existir un error de doble conteo entre los costos
indirectos (por cadena de producción) en el sector industrial, con el costo indirecto obtenido en el
sector transporte. La metodología actual considera un anexo a la encuesta industrial que
corresponderá a la obtención de datos de costos indirectos provenientes del sector transporte y,
de este modo, centralizar los costos indirectos hacia este sector, a menos que la empresa posea
transporte propio y sea manejado de forma estratégica frente a esta eventualidad.
Petróleo Diesel
Petróleos Combustibles
Kerosene
Gas Licuado
Gas de Refinería
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Para la obtención de las curvas de costo de falla de suministro de combustibles, en función de la
profundidad de la falla y de la duración de éste, se realizará un análisis de costo de las industrias
para los 9 escenarios de profundidad y duración de la falla definidos en los “Aspectos Generales”.
Adicionalmente, se deben identificar las estrategias principales que utilizarían las empresas para
enfrentar una falla parcial o total en el suministro de combustible, que corresponden a medidas de
acción que aplicarían las diferentes empresas ante diferentes escenarios de racionamiento.
Adicionalmente, se deberá valorizar tales medidas de acción. Algunas alternativas genéricas de
reducción de consumo se presentaron y detallaron en el punto “Aspectos Generales”, por lo cual
sólo se nombrarán a continuación:
Reducción de consumos no esenciales
Utilización de stocks internos de combustibles
Mejoras en eficiencia energética
Sustitución del energético por otras fuentes
Reducción de la producción de bienes intermedios y/o finales
Adicionalmente, se deberá analizar al impacto indirecto que puede tener en la cadena productiva
la falta de insumos proveniente de otras empresas (proveedores), las cuales debido a la falta de
combustibles, podrían dejar de entregar los insumos necesarios para la producción normal dentro
de la empresa (bajo el supuesto que la empresa se encuentra capacitada para producir
normalmente). Dentro de las estrategias que pueden utilizarse para enfrentar este escenario son:
Utilización de stocks internos de insumos: En caso que los proveedores de la industria se
encuentren imposibilitados de entregar sus productos debido a una baja en su producción,
la industria puede hacer uso del stock interno de insumos que posea, por lo cual esto
puede ser parte de una estrategia para enfrentar este escenario.
Sustitución de proveedores de insumos: En caso que los proveedores de insumos en la
cadena productiva disminuyan su producción, la empresa puede tener la alternativa de
adquirir los mismos insumos desde otro proveedor, el cual puede tener un mayor costo,
menor calidad, etc.
Reducción de la producción de bienes intermedios y/o finales: Frente a una falta de
suministros, la empresa puede optar por reducir la producción de bienes intermedios y/o
finales. De este modo, puede contratar empresas externas que se hagan cargo de algunas
etapas del proceso productivo, con el costo financiero asociado.
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7.2.3 Descripción Analítica del Procedimiento de Cálculo
El costo de falla directo por falta de suministro de un determinado combustible, en este caso, para
un sector de la economía como lo es el sector industrial, se puede calcular como:
∑
[
]
Donde: CF Directo i,k: Es el costo de falla directo para la industria “i”, cuando falla su suministro del
combustible “k”.
Combi,kN: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento
normal (sin falla).
Combi,kF: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento
con falla.
7.2.4 Restricciones de Información
La información necesaria para levantar el costo de falla industrial por lo general no es pública, más
aún cuando se trata de costos, proveedores, cadena de insumos, clientes e ingresos. En cuanto al
consumo de combustibles, la información pública disponible apunta principalmente a lo que es el
Balance Nacional de Energía del año 2009 [1], donde se entrega la información de consumo
energético, desagregado por fuente de energía y por sector industrial, pero los consumos
energéticos de cada empresa (en el contexto de que, a pesar que dos empresas pertenezcan al
mismo subsector, tendrán diferentes estrategias para abordar una crisis energética, y por lo tanto
diferentes costos asociados) son parte de la información confidencial que maneja cada una. Un
contexto similar (en cuanto a la información agregada), aplica a otras fuentes de información,
como puede ser la Matriz Insumo Producto.
Por lo tanto, es imperativo en este punto del análisis de metodología, referirse a un levantamiento
de información en terreno (caso a caso, aplicado a una muestra representativa). En este contexto,
suponiendo que se posee de las herramientas necesarias para levantar la información en terreno
(encuestadores, acuerdos de confidencialidad y respaldo de la CNE, disponibilidad de las empresas
a entregar información, etc.), es usual que cuando se entrevista a la empresa, la persona
entrevistada no dispone de toda la información detallada que se desearía (procesos, insumos,
costos, ingresos, producción, estrategias para enfrentar racionamiento, etc.), además que el
tiempo dedicado a la entrevista suele ser bastante limitado.
Por lo tanto, es importante que en primer lugar, la persona seleccionada para entrevistar reúna la
mayor cantidad de información posible (como puede ser un gerente de producción, por ejemplo).
En segundo lugar, es importante que la información a levantar en las empresas durante la
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entrevista sea concisa y bien dirigida, para obtener la cantidad de información “justa y necesaria”
que permita un posterior análisis que sea completo y avale los valores obtenidos. De todas formas
siempre es recomendable tener una buena relación entre los entrevistadores y los entrevistados
que permitan la respuesta a consultas posteriores a la entrevista (temas puntuales), ya sea
mediante correo electrónico o un llamado telefónico, o en el peor caso, reprogramar una segunda
entrevista en caso que sea necesario.
7.2.5 Procedimiento de Estimación
Para el sector industrial, se contempla el levantamiento de información del impacto de la
disminución en el suministro de combustibles mediante la aplicación de encuestas dirigidas a los
usuarios finales de combustible, a los cuales, mediante una serie de preguntas, permitan modelar
la curva de costos y dependencia de combustibles para la industria, en función de la duración del
corte de suministro, así como también en función de la profundidad. Las preguntas irán dirigidas a
obtener información de las acciones que tomaría la empresa (y los costos incurridos para ello),
frente a distintos escenarios de profundidad y duración de la falla de suministro de combustibles,
por lo cual es necesario conocer el funcionamiento de los procesos dentro de la empresa, el grado
de desacoplamiento entre ellos, así como también medidas preventivas que tenga implementadas
(stocks de insumos y/o combustible), como aquellas que pueda implementar a futuro.
Para el universo de encuestas a realizar, se tomará como base el Balance Nacional de Energía. En
este contexto, dado que la elaboración de una encuesta representativa a nivel país, para la
muestra considerada en el BNE, representa altos costos de implementación y tiempo, se elaborará
una muestra que sea representativa para cada subsector en función del porcentaje de consumo de
combustible agregado entre las empresas a encuestar.
7.2.5.1 Muestreo Para el Levantamiento de Información [15]
Unidad de Observación
Debe hacerse distinción entre los siguientes conceptos: unidad reportada, unidad de respuesta y
unidad de muestreo o de observación. La unidad reportada corresponde al lugar en donde se
reportan los datos. La unidad reportada en las encuestas de opinión empresarial es el
establecimiento. La unidad de respuesta corresponde a la persona que responde los cuestionarios.
En este tipo de encuestas la unidad de respuesta es un ejecutivo con cargo gerencial o el propio
dueño mayoritario de la empresa. La unidad de muestreo o de observación es la empresa.
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Método de Selección de la Muestra
Cualquier método de selección de la muestra pretende realizar inferencias respecto al
comportamiento de la población objetivo. Las tres alternativas estándares de selección de la
muestra son: el censo, el muestreo aleatorio y el muestreo dirigido.
La realización de censos en encuestas de opinión empresarial es en definitiva poco
práctica, debido a sus altos costos y a la dificultad adicional de que los censos son poco
ágiles ya que requieren más tiempo para recolectar la información.
El muestreo aleatorio es el ideal, porque permite determinar con gran precisión la
representatividad de los resultados obtenidos. No obstante lo anterior, este tipo de
muestreo presenta dos tipos de dificultades: primero, requiere que las unidades sean
seleccionadas con una probabilidad conocida, lo cual es imposible cuando se tienen
directorios incompletos o con errores de registros; segundo, si la varianza es muy grande
dentro de la población, el tamaño de la muestra deberá ser muy grande también, lo cual
nuevamente elevará los costos de la encuesta, a menos que se relaje el error de muestreo
permitido.
Un método de selección muy practicado en encuestas de opinión empresarial es el
muestreo dirigido, por cuotas. Este tipo de muestreo ha sido menos fundamentado en
cuanto a su representatividad, por la teoría estadística, en comparación con el muestreo
aleatorio. Sin embargo, hay una vasta experiencia empírica internacional acumulada que
lo respalda9.
Muestreo Dirigido
El muestreo dirigido consiste en seleccionar conjuntos de unidades de observación en cada sector
de actividad, bajo el supuesto de que estas son representativas de la evolución de las variables
medidas en cada sector. Un criterio general es seleccionar a las unidades más grandes desde el
punto de vista de su representatividad económica (las de mayor producción, mayores ventas o
mayor empleo). En las encuestas de opinión empresarial en que se selecciona la muestra por este
criterio, se supone que las empresas más grandes son las que determinan la evolución de las
variables medidas en cada sector de actividad. Las encuestas de varios países de la OCDE practican
este tipo de muestreo. Véase OECD (2003) [16].
Esta modalidad de selección de la muestra es menos costosa y ha mostrado ser muy eficiente en la
práctica respecto a la bondad de sus resultados. Es factible también usar estrategias mixtas de
9 Las encuestas de varios países de la OCDE practican este tipo de muestreo. Véase OECD (2003) [16].
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selección, completando la muestra de selección dirigida para empresas grandes, con un conjunto
de empresas pequeñas seleccionadas aleatoriamente.
Estudios de Panel10
Las encuestas de opinión empresarial se realizan usualmente con estudios de panel. Los estudios
de panel resultan muy adecuados cuando lo que se pretende es registrar cambios en el
comportamiento de determinada variable. Tal es el caso de las encuestas de opinión empresarial,
que precisamente están destinadas a registrar cambios de tendencias en la actividad.
Los indicadores construidos a partir de estudios de panel presentan un comportamiento más
estable a través del tiempo, ya que la varianza de los resultados disminuye cuando la muestra es la
misma en cada levantamiento de la encuesta.
Otra ventaja importante de los estudios de panel, es que permiten generar vínculos estables entre
los entrevistados y la institución a cargo de la encuesta. Esta ventaja no es menor, dado que las
encuestas de opinión empresarial más exitosas en el mundo han sido justamente las que han
logrado desarrollar este tipo de vínculos, incorporando esquemas de incentivos para que los
entrevistados continúen adheridos a la encuesta. Ello permite obtener altas tasas de logro de
respuestas.
Sin embargo, los estudios de panel presentan también algunas desventajas, la más conocida de
ellas es el llamado “sesgo de panel”. Este sesgo consiste en que cuando los entrevistados son los
mismos, para algunos de ellos sus respuestas actuales pueden estar influenciadas por las del
período anterior. Los entrevistados caen en el siguiente razonamiento: “¿Qué fue lo que respondí
la vez anterior?....Bien, entonces ahora responderé esto o aquello, en concordancia con lo que
respondí la vez anterior”. Y ello puede llevar a responder lo mismo cada mes o algo parecido a lo
del período anterior, para evadir el costo de tener que responder el cuestionario nuevamente en
cada oportunidad. Alternativamente, ello podría llevar a responder lo contrario que la vez
anterior, generando así un comportamiento de respuestas tipo “serrucho” (alternancia
permanente de respuestas que una vez suben y otra vez bajan).
Para enfrentar este problema es necesario implementar algunos mecanismos de control que
detecten comportamientos de “sesgo de panel”. Entre estos mecanismos están: la detección de
10 Estudios de panel son aquellos que manejan datos que combinan una dimensión temporal con otra
transversal. Un conjunto de datos que recoge observaciones de un fenómeno a lo largo del tiempo se conoce como serie temporal. Dichos conjuntos de datos están ordenados y la información relevante respecto al fenómeno estudiado es la que proporciona su evolución en el tiempo. Un conjunto transversal de datos contiene observaciones sobre múltiples fenómenos en un momento determinado. En este caso, el orden de las observaciones es irrelevante.
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rachas de respuestas repetidas y de respuestas con poca varianza, así como la detección de
respuestas “tipo serrucho”.
Otra de las desventajas de los estudios de panel es que pueden generar “fatiga de los
informantes”. Algunos entrevistados se cansan de ser los mismos que responden la encuesta en
cada oportunidad. Esto puede llevarlos a incurrir en actitudes de “sesgo de panel”, o a evadir la
encuesta negándose directamente a responderla, con lo cual disminuyen las tasas de respuestas.
Una característica típica de muchas encuestas tipo panel es que comienzan con altas tasas de
respuestas, las que van disminuyendo paulatinamente en el tiempo hasta llegar a niveles tan
bajos, que prácticamente anulan la representatividad de los resultados. Sin embargo, tal
evolución ocurre cuando no se toman medidas adecuadas para enfrentar el problema
anteriormente descrito.
Existen dos medidas que pueden aliviar la “fatiga de los informantes”. La primera de ellas es usar
un panel con rotación. Esto consiste en renovar a un cierto número de participantes del panel con
intervalos regulares de tiempo (un porcentaje cada cierto número de períodos). Esta medida es
factible en países desarrollados donde el número de empresas es muy grande, pero es inaplicable
en los sectores económicos de aquellos países en que la producción está concentrada en unas
pocas empresas. La segunda medida consiste en implementar un adecuado esquema de incentivos
para motivar la adhesión de los entrevistados a la encuesta. Ello requiere brindar a los
entrevistados los incentivos adecuados para participar en la encuesta11.
El Tamaño de la Muestra
El tamaño de la muestra depende tanto del nivel de precisión exigido por la institución que
promueve la encuesta, como del método de selección elegido. Si el muestreo es aleatorio existen
técnicas convencionales para determinar el tamaño de la muestra12. Si el muestreo es dirigido, el
tamaño de la muestra depende del juicio previo respecto a la representatividad económica que se
exige a la muestra en términos de alguna variable de actividad (producción, empleo o ventas).
En el manual de la OECD (2003) [16], se recomienda una “regla práctica” para determinar un
tamaño de muestra que se considera suficientemente representativo, cuando ésta es seleccionada
en muestreo dirigido por cuotas. La regla consiste en seleccionar al menos 30 unidades para cada
estrato, de cada sector de actividad. En dicho manual se brinda el siguiente ejemplo: si se debe
seleccionar una muestra que debe generar resultados para 10 tipos de actividades, cada una de las
cuales está subdividida en 3 estratos, entonces, el tamaño requerido de la muestra es: 10 x 3 x 30
11 Típicamente se ofrecen los resultados sectoriales de la encuesta, lo que permite a las empresas
entrevistadas compararse respecto al promedio de sus competidores.
12 Véase por ejemplo, Cochran (1977) [17].
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= 900. Esta regla parte de la experiencia práctica acumulada en las encuestas de confianza
empresarial en países de la OCDE.
Pero en algunos países la producción de ciertos sectores económicos está tan concentrada en unas
pocas empresas, que prácticamente no se requiere siquiera dicha regla. Basta con seleccionar a las
empresas de mayor tamaño, de acuerdo algún criterio aceptable de escala (producción, empleo o
ventas).
7.2.5.2 Encuesta Industrial
Como se propone en el estudio base, la herramienta metodológica a utilizar para levantar la
información será mediante la utilización de encuestas en empresas representativas del sector
(muestreo dirigido). La metodología de trabajo y obtención de información en la metodología base
se respalda en el seguimiento de 5 etapas dentro de la encuesta, los cuales fueron analizados
críticamente (ver punto 6.3.1, análisis crítico al estudio base Sector Industrial), con lo cual se
identificaron ciertas etapas que merecen un nuevo enfoque, el cual se presenta en el siguiente
esquema:
Figura 7.7: Etapas Metodológicas de la Encuesta Industrial
Etapa 1. Elaboración de encuestas
Como se explica en mayor detalle en el punto 6.3.1 (Análisis crítico al estudio base, Sector
Industrial), uno de los grandes problemas de las encuestas en terreno, son las preguntas
basándose en escenarios, las cuales generan sesgos importantes en la información entregada.
Por lo tanto, en la elaboración de encuestas, se ha decidido evitar la confección de la encuesta a
partir de escenarios (como usualmente se hace en estimaciones de costo de falla eléctrico), y por
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el contrario, la encuesta tendrá por objetivo poder contar con una descripción adecuada del
proceso productivo que permita estimar la dependencia del producto final en función de la
disponibilidad de combustible y de insumos. Asimismo, conocer el potencial de flexibilidad que
tenga el encuestado para poder reaccionar ante eventuales escenarios de corte de suministro,
entiéndase uso de stock propio de combustibles e insumos, eliminación de consumos no
esenciales, medidas de eficiencia energética, reemplazo por otros combustibles, etc.
Etapa 2. Análisis de la Información Levantada por las Encuestas
A partir de los datos suministrados por el encuestado, se calculan los potenciales cortes de
suministro ante los diferentes escenarios de falla a considerar en el estudio. La estimación de
estos costos se realiza por el encuestador y no por el encuestado como se propone inicialmente
en la metodología, dado que de esta forma se induce menor sesgo en los resultados obtenidos, de
acuerdo a lo explicado en el punto 6.3.1, “Diseño de Encuesta”.
Dentro de la etapa de análisis (realizada por el encuestador), también se contempla una etapa de
validación de las encuestas, en cuanto a los resultados obtenidos y si la estrategia abordada por el
encuestado/encuestador corresponde o no. En ese contexto, encuestas bien valoradas en
términos de calidad de información pueden influir potencialmente en el procedimiento de cálculo.
Las encuestas que sean rechazadas se podrá re-evaluar si se considera necesario, volviendo a
entrevistar al encuestado (telefónicamente o presencialmente), o en caso contrario, ser
rechazadas.
Etapa 3. Identificación de Costos Directos y Costos Indirectos
A partir de la etapa de Análisis de Información, se definen las restricciones de consumos y
suministros para el sector industrial en particular. Con esa información y aquella relevada por la
encuesta, se obtienen los Costos Directos para la Industria.
En cuanto a los Costos Indirectos del Sector Industrial, la metodología propuesta será diferente a
la propuesta en el informe base. En dicho documento se proponía hacer uso de la Matriz Insumo
Producto para la estimación de los costos indirectos. Según el análisis realizado en el punto 6.3.1,
se ha considerado que la Matriz Insumo Producto es insuficiente para estimar los costos indirectos
en la industria, debido a que sólo cuantifica transferencias monetarias entre sectores de la
industria, y no considera la relevancia relativa de cada producto dentro del proceso productivo, así
como stock de insumos o reemplazo de éstos. Es por ello que la metodología propuesta hará uso
de la encuesta del sector industrial para cuantificar los costos reales que tiene para los
encuestados una posible disminución de los insumos que requiere en sus procesos.
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El problema de esta metodología radica en que al preguntarle al encuestado por un déficit de los
insumos que requiere para sus procesos, éste responderá visualizando el problema de la falta de
insumos “desde la puerta de su industria hacia adentro”, sin tener la capacidad de diferenciar si es
un costo indirecto debido a la baja de producción de sus proveedores, o un costo indirecto debido
a la disminución o ausencia de transporte que lleve los insumos requeridos desde sus
proveedores, independiente de si producen con normalidad o no.
Debido a la dificultad que plantea diferenciar si el costo se debe a la indisponibilidad de los
insumos desde su proveedor o a la indisponibilidad de transporte para estos insumos, se supondrá
que el costo corresponde completamente a la indisponibilidad de transporte13. Esta decisión
resultará en una sobreestimación del costo indirecto del transporte por sobre el de la industria,
pero no afectará la suma de los dos costos indirectos, por lo que a nivel país la cifra seguirá siendo
válida.14
7.2.6 Resumen de la Metodología
1. Selección de una muestra a levantar información, mediante la técnica del “muestreo
dirigido”.
2. Cálculo del costo de falla directo por combustible, por escenario, según:
∑
[
]
13 Salvo casos muy especiales, donde el encuestado muestre que no existan problemas de
desabastecimiento de insumos debido al transporte (por ejemplo, flotas de camiones propias, abastecidas por un stock propio y suficiente de combustible, o en el caso que la empresa abastecedora se encuentra muy cerca).
14 Ejemplo 1: La industria X vende 100 del producto A a la industria Y. Por recorte de combustible, la
industria X baja su producción y sólo puede vender 90 del producto A a Y. Debido al recorte, el transportista sólo puede transportar 80 del producto A. La industria Y ve que le llega 80 del producto A, lo que representa una baja de producción
Ejemplo 2: La industria X vende 100 del producto A a la industria Y. Por recorte de combustible, la industria X baja su producción y sólo puede vender 80 del producto A a Y. Debido al recorte, el transportista puede transportar 90 del producto A. La industria Y ve que le llega 80 del producto A, lo que representa una baja de producción.
En ambos casos, el efecto en la industria Y es el mismo. Sin embargo, los “causantes“ de la merma de 20% en sus insumos en ambos casos son distintos. Al no poder discriminar y separar, se ha optado por indicar ese costo como un costo indirecto del transporte.
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Donde: CF Directo i,k: Es el costo de falla directo para la industria “i”, cuando falla su suministro del
combustible “k”.
Combi,kN: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de
funcionamiento normal (sin falla).
Combi,kF: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de
funcionamiento con falla.
3. Asignación de los Costos Indirectos al Sector Transporte.
4. Agregar datos obtenidos entre empresas de un mismo sector, dependiendo del criterio de
los resultados a obtener (nacional, regional, sectorial, etc.), según un promedio ponderado
por el consumo de combustible de la empresa (obtenido de la encuesta), dado por:
∑
∑
[
]
Donde: CFk,s: Es el costo de falla para el subsector “s”, cuando falla el suministro del combustible
“k”.
CFi,k,s: Es el costo de falla de la empresa “i”, perteneciente al subsector “s”, cuando falla su
suministro del combustible “k”.
Combi,kN: Es el consumo anual del combustible “k”, por parte de la empresa “i”, en un
período de funcionamiento normal (sin falla).
5. Agregar datos obtenidos entre subsectores según metodología análoga al punto anterior,
ponderando por el consumo del combustible correspondiente, dado por el BNE 2009.
7.2.7 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada
La metodología presentada tiene la finalidad de obtener el costo directo para el sector industrial.
Como se ha explicado anteriormente, por limitaciones de información, se ha atribuído el costo
indirecto por desabastecimiento de insumos al sector transporte.
La información obtenida es mediante encuestas dirigidas al sector industrial, donde no siempre el
encuestado dispone de toda la información necesaria, ni de los criterios que aplicaría en un caso
real (por ejemplo en la encuesta suele aplicar criterios lineales a los ingresos anuales, aunque eso
implique cerrar la planta, cuando en la realidad es posible que busque alternativas que permitan
producir con cierta normalidad, a un costo diferente).
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El universo de empresas para el presente estudio se apoya en el universo utilizado para el BNE
2009. En este sentido, la finalidad de ambos estudios es diferente. En el presente estudio se busca
una muestra representativa de empresas que permitan estimar los diferentes costos de falla para
las industrias y sectores. Por otra parte, para el BNE 2009, la finalidad es levantar información de
las empresas que reportan mayores consumos energéticos a nivel país.
7.2.8 Fuentes de Información – Sector Industrial
Levantamiento de información en terreno - Encuesta a las Industrias.
Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía.
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7.3 Sector Transporte
7.3.1 Aspectos Teóricos
El sector transporte se subdivide en varios subsectores bastante diferenciados en cuanto a los
combustibles que utilizan y al tipo de impacto que un eventual corte de suministro les pueda
ocasionar. La principal desagregación del sector se origina en el propósito del transporte,
pudiendo ser de carga o de pasajeros. A su vez, cada uno de estos subsectores se puede dividir por
el modo de transporte, pudiendo ser transporte de carga caminero (camiones), naviero o
ferroviario; o transporte de pasajeros en buses interurbanos, buses urbanos o vehículos
particulares.
Según el BNE 2009, la mayor parte del consumo de combustibles del sector transporte
corresponde a diesel y gasolina, tal como lo indica la Figura 7.8. Por esta razón, el análisis se
centrará sobre los modos de transporte que consumen estos dos combustibles, y en menor
medida en los consumidores de petróleo crudo y kerosene de aviación. Dentro del consumo de la
gasolina de motor, el 99,9% corresponde al sector caminero, específicamente, a los automóviles
particulares. En el caso del diesel, el 90% del consumo lo concentra el sector caminero, lo que
corresponde principalmente a camiones y buses urbanos e interurbanos. Finalmente, el petróleo
combustible registra el 99,8% de su consumo en el transporte marítimo y el kerosene de aviación
el 100% de su consumo en aviación.
Figura 7.8: Consumo de derivados del petróleo en el sector transporte
Fuente: elaboración propia en base a BNE 2009.
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Considerando esta información se pueden definir y priorizar los sectores hacia los cuales se debe
apuntar para obtener una estimación de los costos que recaerán sobre el sector transporte ante
un eventual fallo de suministro de combustibles. Estos sectores serán:
Sectores consumidores de Diesel (mayor importancia en consumo):
o Camiones
o Buses interurbanos
o Buses urbanos
o Transporte Ferroviario (a Diesel)
Sectores consumidores de otros combustibles (menor importancia en consumo):
o Transporte marítimo (petróleo combustible y Diesel)
o Transporte aéreo de carga y pasajeros (kerosene de aviación)
7.3.2 Metodologías a Considerar
Los costos asociados a una eventual falla en el suministro de combustibles para el sector
transporte pueden dividirse en costos directos y costos indirectos.
Los costos directos son aquellos que afectan de manera directa al transportista, es decir,
el dinero que pierde al no recibir un pago por no entregar los productos, y se puede
calcular como la diferencia entre sus utilidades en un período normal y en el período de
restricción.
Los costos indirectos corresponden a los que perciben los usuarios de los sistemas de
transporte debido a que estos no operan. En el caso del transporte de carga, estos costos
corresponden a la pérdida de capacidad productiva, debido a la no recepción de insumos,
o a la disminución de ventas de una empresa, debido a que no puede vender su
producción. En el caso del trasporte de pasajeros, corresponde a la pérdida de tiempo y/o
comodidad por no poder trasladarse en el transporte habitual.
Durante el período normal, el proveedor de transporte recibe ingresos por el servicio que ofrece, y
para mantenerlo, tiene gastos tales como los sueldos de los choferes y personal administrativo,
mantención de los vehículos, insumos, etc.
Durante el período de restricción de suministro, el proveedor del servicio ve disminuido su ingreso
a raíz de que no puede entregar el servicio al nivel que lo hace en un período normal. Durante este
período, algunos gastos como el combustible o las mantenciones, tienden a disminuir. Sin
embargo, otros como las remuneraciones de los trabajadores tienden a mantenerse. Además,
pueden aparecer costos adicionales, tales como el eventual pago de multas por incumplimiento de
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compromisos adquiridos15. Todo esto hace que las utilidades en un período de restricción de
suministro disminuyan y eventualmente se vuelvan negativas.
De igual manera que en la metodología para el sector industrial, se ha de considerar distintas
profundidades de restricción de suministro (30%, 60% y 100%) y distintas duraciones del corte (30,
60 y 90 días), lo que constituirá una matriz de 3x3 posibles escenarios, los cuales se podrán
ponderar por las probabilidades de ocurrencia correspondientes para calcular el costo esperado
asociado a la interrupción.
Los supuestos sobre los que se basará la metodología aquí planteada serán similares a los
planteados en el punto 7.1.3 “Aspectos Generales”, siendo adaptados al sector transporte. Estos
son:
Los cortes son avisados con anticipación, pero no permiten que el empresario del
transporte aumente sus stocks y acapare combustible.
El precio del combustible permanece fijo ante una restricción de suministro.16
La disminución de suministro es equitativa para todos los combustibles derivados del
petróleo.
No existen combustibles alternativos (diferentes de derivados del petróleo) para operar
los vehículos.
No se realiza medidas de eficiencia energética para hacer rendir de mejor manera el
combustible en momentos de corte de suministro.
Las empresas de transporte pueden contar con stocks propios de combustible.
Un recorte de suministro de combustible de un X% hará que las ton-km transportadas se
reduzcan en la misma proporción, por lo que el ingreso del transportista también lo hará
en el mismo porcentaje.
El consumo de combustible, los costos y los ingresos se considera que se distribuyen
uniformemente a lo largo del año.
15 Este costo no será considerado, a menos que sea cobrado por alguna empresa extranjera. Dentro del país
representa sólo una transferencia pecuniaria entre el transportista y el cliente, no representando un costo a nivel país.
16 Si bien es razonable pensar que el anuncio de un recorte parcial de suministro por un tiempo acotado
modifique los precios de combustible, el evaluar este cambio en el corto plazo requeriría estimar la elasticidad precio de la demanda, lo que puede ameritar un estudio adicional.
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7.3.3 Descripción Analítica General
El costo debido a la falta de suministro para una empresa de transportes “i”, por unidad de
combustible restringido es17:
(
)
[
]
Donde: CFi: Es el costo de falla por unidad de combustible que se deja de suministrar, calculado para la
empresa “i”.
CiN: Son los costos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).
CiF: Son los costos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento con falla.
IiN: Son los ingresos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).
IiF: Son los ingresos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento con falla.
CombiN: Es el consumo del combustible, por la empresa “i”, en un período de funcionamiento
normal (sin falla).
Combi,kF: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento
con falla.
Los ingresos “I” de una empresa, corresponden al pago que efectúa un cliente por el servicio de
transporte. Estos ingresos variarán dependiendo de si la empresa cumple total o parcialmente sus
servicios.
Los costos “C” corresponden al monto que debe desembolsar la empresa por operar. En el caso de
operación normal, estos costos serán:
Costo del combustible utilizado por el vehículo.
Costo de las remuneraciones de los operadores.
Costo de las remuneraciones de personal de apoyo y/o administrativo.
Costo de mantenimiento de las máquinas.
Repuestos o insumos para el funcionamiento.
Otros costos.
17 Se ha omitido el subíndice k utilizado en el sector industrial, ya que para cada modo de transporte existe
un único combustible utilizado.
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De esta forma, la ecuación que permite calcular el costo directo a nivel país para el sector
transporte por unidad de combustible restringido será:
∑
∑
[
]
Donde: CF DirectoTransporte: Es el costo de falla para el transporte.
CFi: Es el costo de falla de la empresa “i”.
CombiN: Es el consumo anual de combustible por parte de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento normal (sin falla).
Esta ecuación es válida tanto para el transporte de carga como el de pasajeros.
7.3.4 Procedimiento de Estimación
Según SCSS [18], el transporte de carga caminero en Chile está conformado por cerca de 140.000
camiones. Datos de CIPRES [19], indican que el universo de empresas de transporte en Chile ronda
las 30.000, de las cuales aproximadamente 14.000 concentran cerca del 95% de las ventas y cerca
de 1.000 el 55%. Esta atomización del sector, sumada a que en general, las empresas de
transporte no manejan estadísticas muy rigurosas de sus operaciones, hace que la realización de
una encuesta pueda no arrojar resultados lo suficientemente confiables. Por esta razón se
propone utilizar valores entregados por las matrices insumo producto para estimar los costos e
ingresos de este sector.
En base a las matrices insumo producto se pueden obtener los ingresos del transporte debido a
sus servicios, desagregado por:
Transporte ferroviario.
Transporte caminero de pasajeros.
Transporte caminero de carga.
Transporte marítimo.
Transporte aéreo.
Estos ingresos se obtienen desde la matriz de utilización total de cada uno de los sectores en los
distintos tipos de transporte.
Los costos de operación para cada uno de los subsectores de transporte se obtienen a partir de la
matriz de utilización intermedia de los subsectores de transporte en los demás subsectores de la
matriz. Además, de la matriz de valor agregado, se obtiene el gasto en remuneraciones.
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De forma paralela, se plantea realizar un número reducido de encuestas que permitan ajustar y/o
corregir la información levantada de las matrices, y sumar información adicional, como la
disponibilidad de stock de combustibles en las empresas del transporte, o el tipo de contrato para
transporte internacional (con el fin de detectar la existencia de multas).
En cuanto a los costos indirectos ocasionados por la falla del sector transporte a los demás
sectores productivos, la matriz insumo producto entrega el valor de los productos que el subsector
X vende a todos los demás subsectores, y al usuario final, lo que constituye el ingreso “I” del
subsector X. Este valor representa lo que X pierde debido a que no puede vender sus productos si
existiese una restricción en el transporte. Debe comprenderse que esto representa una
aproximación, ya que no considera que X bajará su producción, por lo que sobreestima el costo
asociado al transporte.
Sin embargo, la matriz insumo-producto no entrega la información necesaria para estimar los
costos asociados a la falta de insumos debido a que el transporte no fue capaz de movilizarlos.
Esto se debe a que los valores en dinero que el subsector Y paga por los insumos del subsector X,
no representa la importancia que tiene dentro de sus procesos ni dentro del valor final de sus
productos. Este dato sólo es conocido por cada empresa.
7.3.4.1 Descripción analítica del procedimiento de cálculo: Costo Directo
Para el cálculo del costo directo de los distintos subsectores del transporte, se recurrirá a las
matrices insumo-producto. La siguiente tabla presenta los costos que son relevantes18 a cada
subsector del transporte considerado y las fuentes de las informaciones:
18 Se consideran ítems de costo que representen más del 2% de los costos totales.
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Tabla 7.8: Costos a considerar para cada subsector del transporte y la fuente a utilizar.
Transporte
ferroviario
Transporte
pasajeros caminero
Transporte carga
caminero
Transporte
marítimo
Transporte aéreo
Fuente
Ingreso Matriz insumo producto, tabla 6,14, columna S
Costo por remuneraciones Matriz insumo producto, tabla 6,11, fila 19
Costo por combustible Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 46
Costo por neumáticos y gomas
Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 49
Costo por repuestos Matriz insumo producto, tabla 6,9, filas 53 a 57
Costo por productos de aseo Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 48
Costo por servicios conexos al transporte
19
Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 73
Costo por seguros Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 76
Costo por hotelería y comida tripulantes dada por terceros
Matriz insumo producto, tabla 6,9, filas 66 y 67
Costo por comida a bordo Matriz insumo producto, tabla 6,9, filas 15, 18 y 24 a 37
Costo por servicios empresariales
20
Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 78
Costo por servicios financieros
Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 75
Costo por servicios comerciales
21
Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 65
Fuente: elaboración propia
19 Servicios de carga y descarga en terminales, también se considera el servicio de mantenimiento en este
ítem.
20 Servicios contratados a otras empresas
21 Servicios prestados por el sector del comercio.
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La suma de estos costos para cada subsector del transporte corresponde al costo total anual del
subsector.
Para estimar el ingreso en caso de haber restricción de suministro, se considerará la linealidad
entre el combustible disponible y los viajes (tonelada-kilómetro o pasajero-kilómetro) realizados22.
Al mismo tiempo, se realiza el supuesto de linealidad entre la distancia por la carga transportada y
la paga recibida23, por lo que se asume que el pago por esto viajes (ingreso del sector) también
varía linealmente con la disponibilidad de combustible.
A partir de las encuestas que se realizarán a las principales empresas de camiones y buses del país,
se estimará el stock de combustible propio que posee cada subsector de transporte. Este nivel de
stock será considerado al momento de calcular el ingreso con falla de suministro, por lo que la
ecuación de cálculo propuesta por el consultor es:
* (
)+
Donde:
IN: Son los ingresos, en un período de funcionamiento normal (sin falla).
IF: Son los ingresos, en un período de funcionamiento con falla. d: Corresponde a la duración de la falla en días.
p: Corresponde a la profundidad porcentual de la falla.
s: Corresponde al stock promedio en días del subsector, el que se espera obtener de las encuestas
complementarias.
Los costos por su parte, serán calculados en función de si se ven o no afectados por la falla de
suministro. La siguiente tabla muestra cómo se tratarán los distintos costos en función de la
profundidad de falla del suministro. En ella, los costos que no se ven afectados se señalan como
“fijo” y los que varían proporcionalmente a la profundidad de la falla se señalan como “~ a la
profundidad”.
22 Este supuesto no es del todo cierto, es más conveniente trasportar el camión más cargado a una distancia
menor que el vehículo menos cargado a una distancia mayor. El transportista podría sobrecargar el camión para optimizar las ton-km v/s consumo de combustible, Sin embargo, esto, además de no respetar la normativa vigente, acorta la vida útil del camión, por lo que no queda claro el incentivo que el transportista pudiera tener para hacerlo.
23 Este es un supuesto que debe realizarse para simplificar el cálculo y la información requerida, que de otra
forma podría ser muy difícil de obtener. En otro caso, debería conocerse la carga transportada, los puntos le origen destino (km transportados), y la dependencia de los ingresos respecto ambos factores: carga transportada y distancia. Además, debería conocerse las posibilidades que tendría el transportista para realizar aquellos viajes que le reporten mayor ingreso en relación al consumo de combustible.
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Tabla 7.9: Variación de los costos en relación a la profundidad de falla del suministro de combustibles.
Transporte ferroviario
Transporte pasajeros caminero
Transporte de carga caminero
Transporte marítimo
Transporte aéreo
Costo por remuneraciones
fijo fijo 40% ~ a la profundidad
60% fijo24
fijo fijo
Costo por combustible
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
Costo por neumáticos y gomas
~ a la profundidad
~ a la profundidad
Costo por repuestos
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
Costo por productos de aseo
~ a la profundidad
Costo por servicios conexos al transporte
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
~ a la profundidad
Costo por seguros fijo fijo
Costo por hotelería y comida tripulantes dada por terceros
~ a la profundidad
~ a la profundidad
Costo por comida a bordo
~ a la profundidad
Costo por servicios empresariales
fijo fijo fijo fijo
Costo por servicios financieros
fijo
Costo por servicios comerciales
fijo fijo fijo
Fuente: elaboración propia
Las encuestas que se realicen adicionalmente para completar los cálculos aquí presentados, se
realizarán a algunas empresas de transporte carretero interurbano de pasajeros, principales
empresas de transporte caminero de carga (agrupadas en Chiletransporte25) y principales
empresas navieras exportadoras.
Los consumos de combustible de cada subsector serán obtenidos a partir del BNE 2009, el cual
desagrega los consumos por tipo de combustible y por subsector de transporte: caminero,
ferroviario, marítimo y aéreo. Para obtener el consumo desagregado de transporte caminero de
24 ChTAG [20] concluye que cerca de un 40% del sueldo de los conductores de camión es debido a
comisiones.
25 Se menciona a Chiletransportes, ya que es la asociación gremial que reúne a las empresas más
importantes y que son las que, según la experiencia del consultor, podrían tener mejores datos de su operación.
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pasajeros y de carga, se utilizará la misma proporción presentada en el estudio SCSS 2009 [18],
entre el consumo de diesel de buses (38%) y camiones (35%), y el total del diesel consumido por el
subsector.
7.3.4.2 Descripción analítica del procedimiento de cálculo: Costo Indirecto
Dado que los transportistas no conocen el costo que puede representar para su cliente la no
entrega de una carga, se recurrirá a una encuesta que se dirigirá a las mismas empresas que
contesten la encuesta industrial y comercial, para así realizar el cálculo de los costos indirectos
asociados a la falta de transporte que ocasiona en los sectores productivos del país, vinculados con
una falla en el suministro de combustibles en el sector transporte.
Considerando que la disponibilidad del transporte decrece linealmente con la disponibilidad de
combustible y suponiendo que las ventas de una empresa decrecen linealmente con la
disminución del servicio de transporte, la matriz insumo-producto permite estimar la disminución
de ventas de una empresa26 por no contar con suficiente servicio de transporte. Sin embargo, esta
solución no considera que la empresa también pueda reducir su producción debido a la falta de
suministro de combustible (pérdida de producción ya considerada en los costos directos sobre la
empresa). Por esta razón, la manera correcta de abordar este costo, es restando a la pérdida de
ingresos por no poder vender (transportar) lo que se producía de manera normal (información
obtenida de la matriz insumo producto) la pérdida por disminución de producción de la empresa y
el menor gasto en transporte (que la empresa tendría por enviar menor producción)27.
De esta forma, la expresión para el cálculo del costo indirecto sobre los sectores productivos
debido al transporte propuesta por el consultor, es28:
26 De los 73 subsectores incluidos en la matriz, se deberá considerar sólo los sectores que tengan como
producto un bien tangible que requiera ser transportado para su venta.
27 Esto presupone que la empresa que realiza el envío paga el 100% de las veces el transporte. Este supuesto
puede ser cambiado fácilmente y considerar un porcentaje diferente.
28 El operador max( ) se utiliza porque la disminución de producción de las empresas debido a falta de
combustible podría resultar menor que la disminución de capacidad de transporte, caso en el cual la expresión tomaría un valor negativo. En este caso, lo que ocurre en la realidad es que la demanda total por transporte disminuye menos que la oferta total, por lo que se supone que el transporte puede redistribuirse para cubrir esa demanda.
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( ) ∑
( ((
)
(
) )) (
)∑
[ ]
Dónde,
( ) : Es el costo sobre sectores productivos debido menor disponibilidad de transporte.
p: Corresponde a la profundidad de falla del suministro, expresada porcentualmente.
d: Corresponde a la duración de la falla, en días.
: Indica la utilización total del sector “s”, es decir, el total que este sector vende.
: Corresponde a lo que gasta el sector “s” en transporte.
(
)
: Corresponde a la proporción media (promedio ponderado por ventas muestrales de cada
empresa) de disminución de producción.
: Ponderador que toma valores entre 0 y 1, que da cuenta de la amortiguación que puede tener
sobre los costos totales (anuales) en el sector Transporte y en la Industria, un efecto de stock en la
producción, la cual se vende al final del período de restricción, recuperando la venta anual normal
(sin costos asociados).
Cabe mencionar que ( ) quedará desagregado por modo de transporte de carga, ya que
esto permitirá diferenciar el tipo de combustible al momento de sumar todos los consumos
indirectos del transporte.
La siguiente tabla presenta la fuente a utilizar para obtener cada uno de los parámetros
requeridos por la anterior expresión:
Tabla 7.10: Fuentes de información para los parámetros requeridos
Cuadro 6.14, columna S de la matriz insumo-producto
(
)
Muestra de encuestas industriales
Cuadro 6.9, filas 68 a 72 de la matriz insumo-producto
Fuente: elaboración propia
Tal como se indicó anteriormente, el costo obtenido en la ecuación anterior está agregado, y no
discrimina entre tipo de combustible. Para realizar la desagregación y estimar el costo que
ocasiona la restricción de un combustible específico, se recurrirá a la relación entre utilización
intermedia de los sectores productivos y casa sector del transporte. De esta forma, si los sectores
Pérdida por no
poder transportar
Menor costo por contratar
menos transporte
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productivos gastan más dinero en un determinado modo de transporte, se asumirá que este modo
de transporte aporta más al costo indirecto sobre los sectores productivos.
Una vez desagregado por modo de transporte, se realiza la desagregación por tipo de combustible
de acuerdo a la proporción de cada combustible consumido por cada modo, tal como se realiza al
calcular el costo directo.
Así como se señaló anteriormente, la matriz insumo-producto no resulta de especial utilidad para
determinar el costo indirecto asociado a la falta de transporte de insumos para el sector
productivo.
Para determinar el costo que percibe la industria debido a que no recibe los insumos requeridos,
en el anexo a la encuesta industrial, se realizarán consultas adicionales con el fin de cuantificar la
disminución de producción debido a un cierto nivel de carencia de insumos, existencia de posibles
sustitutos y los costos asociados a su uso, existencia de stock de insumos y su capacidad, etc.
Con las respuestas de estas preguntas, se tendrá la disminución de utilidades para la empresa
debido a la indisponibilidad de un cierto insumo. Dado que es probable que varios insumos falten
a la vez, se considerará el insumo al que se asocie la mayor disminución de utilidades.
El efecto de disminución de utilidades debido a falta de combustible no es independiente del
efecto debido a falta de insumos, y se asumirá que uno de los dos representará un “cuello de
botella”, por lo que la disminución de utilidades que percibirá la empresa será la mayor de las dos.
De este modo, el costo indirecto debido a la falta de insumos para la producción por unidad de
combustible consumido29 es determinado de la siguiente manera:
( ) ∑ [ (
) (
) ((
) (
))
(
)] [ ]
∑ [
(
) (
)]
[ ]
Donde,
y
: Corresponden al ingreso y costos, respectivamente, de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento normal (sin falla).
29 Se habla de “falta de insumos” y no de “falta de transporte de insumos”, debido a que, como se explicó
con anterioridad, no se puede diferenciar el efecto de la disminución de producción por parte de empresas ubicadas aguas abajo en la cadena o por indisponibilidad de transporte para su entrega.
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y
: Corresponden al ingreso y costos, respectivamente, de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento con falla, donde se dispone de la totalidad de los insumos.
y
: Corresponden al ingreso y costos, respectivamente, de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento con falla, donde no se dispone de la totalidad del insumo más importante.
s: Stock de insumo más relevante para la producción.
La variación de ingresos y costos de la expresión anterior deberá considerar el uso de insumos
sustitutos y la eventual existencia de stocks. Es decir, si una empresa tiene stock importante de
insumo , entonces este valor será comparable a
(la variación de ingresos se deberá
únicamente a restricciones de producción y no de insumos). Por otra parte, si insumo sustituto es
mucho más caro que el insumo original aumentará.
Debe mencionarse que esta metodología considera dentro del costo calculado tanto los costos
debido a la indisponibilidad de transporte para abastecer de insumos como la posible
indisponibilidad de insumos debido a la baja de producción de los proveedores. Esto se debe a que
las empresas son capaces de indicar su baja de producción debido a la falta de insumos, pero son
incapaces de discriminar las causas de esta falta.
Dado que ( ) es un valor que depende de la muestra de empresas utilizada (o de las
empresas que hayan respondido la encuesta), el valor se debe expandir para poder ser manejado
a nivel país, tal como ( ).
El valor CT es un valor asociado a la muestra encuestada y debe ser expandido para obtener un
valor a nivel nacional. Esta expansión se realiza empresa por empresa, ponderando el costo para
cada empresa por el cociente entre el ingreso total de los sectores productivos a nivel nacional
(obtenido de la matriz insumo producto) y el ingreso total de las empresas consideradas en la
muestra.El CT_PAIS obtenido es desagregado por tipo de combustible de acuerdo a la relación de
consumos de cada combustible dentro del sector transporte.
Al igual que en el caso anterior ( ) quedará desagregado por modo de transporte de
carga y posteriormente por combustible, ya que una vez calculados ( ) y ( )
estos se sumarán y se dividirán por el total del consumo de cada tipo de combustible según el en
el BNE 2009. De este modo, se tendrá que el costo indirecto del transporte por unidad de
combustible consumida (considerando que esto no es tan exacto, según lo señalado en 29),
corresponde a:
( ) ( )
[
]
Donde,
CTind: Es el costo indirecto del transporte
( ): Es el costo indirecto sobre los sectores productivos debido al transporte
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( ): Es el costo indirecto debido a la falta de insumos para la producción
CombTransN: Es el consumo anual de combustible del sector Transporte, en un período de
funcionamiento normal (sin falla).
CombTransF: Es el consumo anual de combustible del sector Transporte, en un período de
funcionamiento con falla.
7.3.5 Resumen de la Metodología
Costo directo:
(
)
[
]
Donde: CFS: Es el costo de falla por unidad de combustible que se deja de suministrar, calculado para el
sector “S”.
CSN: Son los costos del sector “S”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).
CSF: Son los costos del sector “S”, en un período de funcionamiento con falla.
ISN: Son los ingresos del sector “S”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).
ISF: Son los ingresos del sector “S”, en un período de funcionamiento con falla.
CombSN: Es el consumo del combustible, por el sector “S”, en un período de funcionamiento
normal (obtenido del BNE 2009).
CombS,kF: Es el consumo del combustible “k”, por el sector “S”, en un período de funcionamiento
con falla.
A partir de la matriz insumo producto se obtiene el gasto de los distintos sectores de la
economía en transporte. Esto constituye el ingreso del transporte en un período normal
(ISN).
La matriz insumo producto entrega también el gasto que efectúa el sector transporte en
distintos productos y servicios (CSN). Estos gastos pueden ser fijos o variar con la cantidad
de viajes realizados.
Se asume que los viajes realizados varía linealmente con la disponibilidad de combustible y
la paga al sector varía linealmente con los viajes realizados. De esta forma se obtiene IiSF y
CSF.
Se considera stock de combustible estimativo para cada modo de transporte. Se considera
que este valor puede ser mejorado en la medida que exista respuesta de las empresas
transportistas (principalmente navieras y ferroviarias).
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Costo indirecto por imposibilidad de la industria de vender producción
Se presenta cuando la disponibilidad de transporte disminuye más que la capacidad de
producción de un sector productivo. En ese punto, una empresa puede tener productos
para la venta que no puede despachar por falta de transporte.
Se considera el hecho de que al transportar menos, la empresa gasta menos en el ítem
transporte, por lo que sus costos tienden a disminuir
( ) ∑
( ((
)
(
) )) (
)∑
[ ]
Dónde,
( ) : Es el costo en [CLP] que perciben los sectores productivos debido a la menor
disponibilidad de transporte para despacho de sus productos.
p: Corresponde a la profundidad de falla del suministro, expresada porcentualmente.
d: Corresponde a la duración de la falla, en días.
: Indica la utilización total del sector “s”, es decir, el total que este sector vende (dato obtenido
de la matriz insumo producto de utilización total).
: Corresponde a lo que gasta el sector “s” en transporte (dato obtenido de la matriz
insumo producto de utilización intermedia).
(
)
: Corresponde a la proporción media de la disminución de producción de una empresa debido
al menor abastecimiento de combustible (este dato es reportado por las empresas en la encuesta
del sector industrial).
: Ponderador que toma valores entre 0 y 1, que da cuenta de la amortiguación que puede tener
sobre los costos totales (anuales) en el sector Transporte y en la Industria, un efecto de stock en la
producción, la cual se vende al final del período de restricción, recuperando la venta anual normal
(sin costos asociados). 30
Costo indirecto por baja de producción debido a la falta de insumos
Se solicita a las empresas encuestadas indicar cuáles serían sus pérdidas en la
eventualidad que no tuviesen alguno de sus insumos más importantes.
Se solicita indicar el stock de insumos que maneja la empresa.
30 Este factor se ha considerado como 1, ya que no se han recibido respuestas satisfactorias suficientes para
poder realizar una estimación más precisa.
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77
( ) ∑max [0 , IFi I
F i (C
Fi C
F i) (
)]
univ
i
[CLP]31
Donde,
y
: Corresponden al ingreso y costos, respectivamente, de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento normal (sin falla).
y
: Corresponden al ingreso y costos, respectivamente, de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento con falla, donde se dispone de la totalidad de los insumos.
y
: Corresponden al ingreso y costos, respectivamente, de la empresa “i”, en un período de
funcionamiento con falla, donde no se dispone de la totalidad del insumo más importante.
s: Stock de insumo más relevante para la producción.
Se solicita a las empresas indicar el costo de operar la planta en un escenario de
disminución de disponibilidad de insumos. Dado que la mayoría de las empresas no ha
contestado este punto, se decide asumir el supuesto de que ≈
.
El valor CT es ponderando el costo para cada empresa por el cociente entre el ingreso total de los
sectores productivos a nivel nacional (obtenido de la matriz insumo producto) y el ingreso total de
las empresas consideradas en la muestra.El CT_PAIS obtenido es desagregado por tipo de
combustible de acuerdo a la relación de consumos de cada combustible dentro del sector
transporte.
7.3.6 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada
La metodología presentada para el sector transporte se fundamenta en 2 fuentes principales: la
matriz de insumo producto y la información proporcionada por las empresas industriales y de
transporte.
Para establecer la relación entre los flujos de dinero presentados en la matriz insumo producto y
las restricciones de combustible, se deben aceptar supuestos fuertes que modelen la capacidad de
movimiento de carga del sector transporte en relación a la disponibilidad de combustible y las
remuneraciones del sector transporte en relación a su capacidad de movimiento de carga. El
presente modelo asume que ambas relaciones presentan un comportamiento lineal.
31 La función máximo se utiliza para evitar valores negativos. La función mínimo se utiliza debido a que existe
la posibilidad de que el stock expresado en días sea mayor que la falla. De no utilizarse, podría resultar que la empresa utilice stock para producir más de lo que produce normalmente (sin falla de suministro), lo cual no ocurre en la práctica.
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Datos como los stocks de combustible promedios utilizados por los distintos subsectores del
transporte han tenido que ser estimados (se ha asumido 10 días de stock para transporte
marítimo, 5 para transporte ferroviario y aéreo y 0 para terrestre32). Datos más reales de stocks de
combustible pueden ser relevados de las encuestas solicitadas. En la medida que se obtengan
respuestas, se podrá depurar el supuesto de los días de stock de combustible promedio por modo
de transporte.
Respecto a los costos indirectos del transporte sobre otros sectores, este modelo considera
solamente las implicancias sobre los sectores productivos, sobre los que considera los costos
asociados a la imposibilidad de producir a nivel normal debido a la falta de suministro de insumos
y a la imposibilidad de vender a nivel normal debido a la falta de transporte para despacho de
producción.
La principal limitante del modelo al evaluar el costo indirecto ligado a la falta de transporte para
despacho de producción, es que asume la incapacidad de despachar en un cierto período como
una pérdida inmediata, sin considerar que existen productos no perecibles que pueden ser
almacenados y luego de normalizada la situación excepcional, vendidos, sin que esto signifique
una merma en las ventas anuales.33
7.3.7 Fuentes de Información – Sector Transporte
Balance Nacional de Energía 2010.
Cuentas Nacionales de Chile, Compilación de referencia 2003 (Matriz insumo-producto).
Análisis y Desarrollo de una Metodología de Estimación de Consumos Energéticos y Emisiones para el Transporte, elaborado por SCSS para SECTRA, 2009.
Estudio Análisis Económico del Trasporte de Carga Nacional, elaborado por CIPRES para SECTRA, 2009.
Encuestas anexas a encuesta industrial referentes a dependencia de insumos.
Encuestas complementarias para empresas relevantes del rubro de transporte.
32 Este último dato ha podido ser validado en base a algunas encuestas respondidas por empresas de
transporte caminero.
33 En estricto rigor, el modelo considera un factor que da cuenta del efecto mencionado. Este factor debe ser
manejado caso a caso en función del tipo de producto y las capacidades de almacenamiento de la empresa. Por el momento no se ha recibido la suficiente información para considerar este factor, el que sí podría estimarse una vez que se cuenten con mayor cantidad de respuestas.
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7.4 Sector Comercio
El sector comercio abarca a toda actividad comercial que incluye la reventa (sin transformación)
de productos nuevos o usados.
El uso de combustibles en el sector comercial no está relacionado con la elaboración de productos
finales, sino que más bien con el uso de transporte como medio para comercializar o abastecerse
de productos, o bien el uso en el funcionamiento de su actividad por medio de combustible
(Calefacción, motores, etc). Por ello, frente a una interrupción de combustibles, el sector Comercio
se verá afectado en sus actividades de comercialización (ya sea propia o a través de terceros)
como también en sus actividades de abastecimiento (por medios propios o terceros) y de
funcionamiento interno. Lo anterior, será analizado por tanto en dos niveles para evitar una doble
contabilización. Por un lado, en términos de los costos para el sector Comercio asociados a las
dificultades para abastecer o comercializar sus productos producto de una interrupción de
combustibles, será analizado en el capítulo de Transporte. En términos de la sustitución de
combustible a energía eléctrica para el funcionamiento propio de la actividad comercial, será
analizado y estimado en este capítulo.
En primer término, se asume que el Gas Licuado (GLP) es el principal combustible utilizado por el
sector Comercio para su funcionamiento interno, y por tanto, en términos metodológicos se
analizará el costo asociado a una interrupción en la provisión del mismo.
Para el cálculo del costo que significa para el sector Comercio el traslado desde GLP hacia
electricidad para mantener el funcionamiento interno, lo que se hará es seguir la metodología de
Serra y Fierro (1997)34, en la cual se estima el costo de falla eléctrico residencial producto de un
racionamiento (sin impacto de precios)35, mediante la estimación de la pérdida del excedente
producto de la situación de racionamiento. Esto es, se estima una demanda de Comercio por GLP,
y a partir de esto, se estiman la pérdida del excedente producto del racionamiento. Esta pérdida
del excedente bruto (incluido lo que se "ahorra" por no comprar GLP) entrega una medida de
cuánto más estaría dispuesto el sector Comercio a gastar o invertir por consumir en el combustible
alternativo, que en este caso es la electricidad, para lograr el mismo poder calorífico del GLP
racionado,
De este modo, la pérdida del excedente bruto del Comercio por consumo de Combustible (incluido
lo que se "ahorra" por no comprar GLP) puede ser considerada una medida correcta de cuánto
34 Esta metodología sigue a Serra y Fierro (1997), en “Outage costs in Chilean industry”, en Energy
Economics, Vol 19, No. 4.
35 Tal como se señaló en el capítulo 6.3.3, a juicio de los autores la estimación del costo de falla del sector
Comercio sigue la metodología residencial, a partir de que no hay proceso productivo que se vea interrumpido por la falta de combustible, salvo en materia de transporte (analizado en el capítulo correspondiente).
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más estarían dispuesto el sector a gastar o invertir por consumir en el combustible alternativo,
que en este caso es la electricidad, para lograr el mismo poder calorífico del Combustible
racionado, por lo que la sustitución efectiva va a considerar esta restricción de gasto y por lo tanto
va a depender del poder calorífico de la electricidad, del precio de la electricidad y si se tiene o no
los equipos eléctricos para hacer la sustitución.
Como se ha indicado, el sector Comercial sigue una metodología similar al sector Residencial, esto
es, mediante la estimación de una curva de demanda de Gas Licuado, y para ello sigue la misma
metodología y variables que utilizó en Agostini, et al. (2009)36 en la estimación de demanda
residencial de energía eléctrica.
Un importante paso metodológico es el tratamiento de la demanda de Comercio por GLP. La
información del consumo agregado nacional de GLP se encuentra dividido en consumo comercial y
residencial, así como también en consumo de acuerdo al tipo de cilindro de GLP consumido (5
kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel)37.
A efectos de este estudio se agregó la información de consumo de cilindros de 5, 11 y 15 kilos para
estimar una sola ecuación de demanda, tanto para el sector comercial como para el residencial, en
vista de que el consumo de los cilindros de 15 kilos representa las 4/5 partes del consumo
comercial de este tipo de cilindros.
Asimismo, se procedió a agregar el consumo de cilindros de 45 kilos y a granel, en vista que el
consumo a granel representa las 4/5 partes del consumo comercial de este tipo de cilindros.
La información de precios del GLP y de otros combustibles (sustitutos o complementos en el
consumo de GLP), fue extraída de información pública de la CNE, con algunas características en el
tratamiento de la información:
Para este estudio se utilizó como dato de precio el del respectivo cilindro GLP corriente en
la Región Metropolitana.38 Se construyó un precio medio ponderado (por consumo) para
los cilindros de 5, 11 y 15 kilos. Como no se tiene información del precio del GLP granel, se
utilizó el precio del cilindro de 45 kilos en las estimaciones.
El precio del Kerosene doméstico y el precio del Petróleo Diesel, será el precio de la Región
Metropolitana.
El precio de la energía eléctrica corresponde al precio nudo nominal en pesos de un KWh
de energía, vigente para el SIC en cada mes analizado.
36 Agostini, C., Plottier. M.C y Saavedra, E. (2009). La Demanda residencial por energía eléctrica en Chile.
37 Esta información fue entregada por la CNE a los consultores en el marco del presente estudio.
38 La correlación del precio del cilindro GLP corriente entre la Región Metropolitana y el resto de las
Regiones en Chile fue superior al 90% en la mayoría de los casos (salvo en las Regiones extremas de Chile, I, XV y XII, en las que solo fue superior al 70%).
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Los precios anteriores fueron deflactados utilizando el Índice de Precios al Por Mayor
(IPM) que publica el INE en su página web, para cada mes analizado.
Como variable de actividad económica para el sector comercio, se utilizó el “Indice de
Ventas de Comercio al por menor” (IVCM), que publica el INE en su página web para cada
mes analizado.
Como variable de actividad económica para los hogares, se utilizó el Indicador Mensual de
Actividad Económica (IMACEC).
Con la información anterior se estimó, una ecuación de demanda marshalliana isoelástica (o de elasticidades constantes) para el consumo agregado mensual de kilos de GLP en el sector comercial y en el sector residencial. La ecuación de demanda estimada fue la siguiente:
( ) ∑ ( )
∑
∑
∑
∑
∑
Donde es el consumo agregado de kilos GLP en el mes t,
es el precio del GLP en el mes t,
es el precio del kWh de energía eléctrica en el mes t,
es el precio del litro de kerosene en
el mes t,
es el precio de libro de petróleo diesel en el mes t, IA es el índice de actividad
utilizado en el mes t (IVCM en el caso del sector comercio, e IMACEC en el caso del sector
residencial), y Dk son variables dummy mensuales que toman el valor de 1 si la información
corresponde al mes k del año y el valor de cero en caso contrario, que tiene por objeto controlar
cambios en la demanda por razones estacionales.
Las estimaciones se realizaron mediante Mínimos Cuadrados Ordinarios, siguiendo la metodología
de Hendry para estimar modelos de series de tiempo que cumplan estándares mínimos
estadísticos que permitan garantizar que las estimaciones son consistentes y robustas para hacer
proyecciones fuera de muestra (es decir, que se cumplan los requisitos de exogeneidad débil y
fuerte del modelo. Se añade un anexo explicando la metodología. En dicha metodología se van
eliminando aquellas variables que no son estadísticamente significativas al 10% de significancia.
7.4.1 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada
El modelo propuesto presenta las limitaciones propias de la información disponible. Se asume que
el consumo de GLP es el principal combustible utilizado por el sector en actividades no transporte.
Un supuesto fuerte que debe ser trabajado posteriormente, mediante el levantamiento de
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encuesta al sector Comercio, es la sustitución que asume el modelo presentado en este trabajo,
entre GLP y electricidad.
Se asume implícitamente que el costo de falla, es la pérdida del excedente asociado al consumo de
GLP. Pero a lo anterior, se le debe sumar el costo/beneficio de trasladar ese consumo a otro
energético, como puede ser electricidad u otro.
También hay un costo no estimado relacionado a la pérdida de productividad del empleo, y los
impactos que esto tiene sobre el sector comercio.
A pesar de lo anterior, la elasticidad estimada de demanda de GLP por parte del sector Comercio
es una buena aproximación, y metodológicamente sigue líneas de trabajo que se han realizado con
anterioridad.
7.4.2 Fuentes de Información – Sector Comercio
Consumo GLP Comercial y Residencial de acuerdo al tipo de cilindro de GLP consumido (5
kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel): Información entregada por la CNE.
Información de Precio de GLP: Web CNE
Información de Precio del Kerosene doméstico y el precio del Petróleo Diesel: Web CNE
Precio Energía Eléctrica: Web CNE
Índice de Precios al por Mayor (IPM): Web INE
Índice de Ventas de Comercio al por menor: Web INE
Indicador Mensual de Actividad Económica (IMACEC): Web INE
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7.5 Sector Residencial
La interrupción de suministro de combustibles tiene un impacto directo e indirecto sobre los
hogares cuya valoración es compleja.
El primer efecto directo es la disminución del bienestar en los hogares producto del racionamiento
y/o interrupción de gas licuado39. Se identificaron tres usos del gas por los cuales este cambio
transita: alimentación (cocina a gas), calefacción del hogar (estufas a gas, calefacción por caldera,
etc.) y agua caliente sanitaria.
Un segundo efecto directo es la modificación del uso de tiempo cotidiano causado por un cambio
en el medio de transporte. Este aspecto es causado sobre todo por la restricción de combustible
destinado para transporte particular (diesel, gasolina) y se puede caracterizar por mayor tiempo
pasado en el transporte público, lo que implica, entre diversos factores, una reducción del tiempo
de ocio.
A estos dos efectos directos, se suman dos efectos indirectos:
El primer efecto indirecto es una potencial pérdida de productividad en los sectores de la
economía, a causa del mayor tiempo pasado en los transportes por los trabajadores. Sin
embargo, para este estudio, asumiremos la hipótesis de que los trabajadores no
disminuyen horas laborales, y los aumentos en los tiempos de transporte solo afectan las
horas de ocio.
El segundo efecto indirecto es la disminución del ingreso bruto del hogar debido al
impacto de la falta de suministro de combustibles sobre la economía. Por ejemplo, si una
empresa debe reducir su producción por causa de la falta de combustible, puede
compensar esta pérdida bajando el sueldo de sus trabajadores, disminución que se
traduce en el sector hogar por una reducción de ingresos, lo que a su vez, impacta
nuevamente en los sectores mediante disminución de la demanda por bienes y servicios.
Una aproximación a la estimación anterior es extremadamente difícil, y sobrepasa los alcances de
este estudio. En este sentido, la estimación se concentrará en calcular los efectos directos
asociados a la falla en la interrupción de gas licuado, y por otra parte, en los costos asociados al
transporte y pérdida de bienestar por mayores tiempos utilizados en este.
39 El presente estudio aborda la falla de combustibles derivados del petróleo. En este sentido, el suministro
de Gas Natural no se vería afectado.
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7.5.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares
El primero de los efectos directos es posible estimarlo asumiendo como hipótesis una perfecta
sustitución entre gas y algún energético sustituto (electricidad, leña u otro). Es decir, los hogares
que hasta entonces utilizaban GLP como insumo para actividades de alimentación y calefacción, se
trasladarán a algún energético sustituto de modo de mantener la misma frecuencia de uso en las
actividades de alimentación y calefacción (del hogar y el agua)40.
Al igual que en el sector Comercio, el modo de estimar esta variación, será mediante la “pérdida
de bienestar” que significa el mayor uso de electricidad para el funcionamiento cotidiano de la
actividad del hogar. Es decir, se sigue la metodología de Serra y Fierro (1997)41.
En términos económicos, lo que se calcula es el excedente debajo de la curva de la demanda de
mercado que se pierde debido al corte de suministro de Gas Licuado desde un nivel de consumo
inicial. La pérdida del excedente bruto del consumidor de Gas Licuado (incluido lo que se "ahorra"
por no comprar) arroja una medida (proxy) de cuánto más estarían dispuesto los hogares a gastar
o invertir por consumir en el combustible alternativo, que en este caso es la electricidad, para
lograr el mismo poder calorífico del Gas Licuado racionado, por lo que la sustitución efectiva va a
considerar esta restricción de gasto y por lo tanto va a depender del poder calorífico de la
electricidad, del precio de la electricidad y si se tiene o no los equipos eléctricos para hacer la
sustitución.
Para el sector residencial, se estimará la curva de demanda de Gas Licuado utilizando la CASEN
2006, y siguiendo para ello la misma metodología y variables que utilizó en Agostini, et al. (2009)42
en la estimación de demanda residencial de energía eléctrica.
Un importante paso metodológico es el tratamiento de la demanda de los hogares por GLP. En la
encuesta CASEN no se pregunta respecto del gasto (monetario) que incurre el hogar por consumir
GLP, sino la cantidad consumida (en kilos), por lo cual se debe imputar un precio de compra para
cada hogar.
El precio de compra se obtuvo de la información que publica la CNE respecto al nivel de precios en
cada región de un cilindro GLP de 5 kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel. Con esta información,
se construye un precio de referencia del precio de un kilo GLP para cada región y tamaño de
40 Es posible asumir alternativamente, que ante situaciones de interrupción transitoria, los hogares ajusten
sus preferencias de acuerdo a sus necesidades vitales, y disminuyan la frecuencia para calefacción y cocción de alimentos. No obstante, esto es difícil de estimar económicamente, y para simplificar la estimación de los costos sobre hogares de una interrupción de combustible, se optará por asumir que hogares mantienen la misma frecuencia en las actividades de calefacción y cocción.
41 op. cit.
42 Agostini, C., Plottier. M.C y Saavedra, E. (2009). La Demanda residencial por energía eléctrica en Chile.
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cilindro, utilizando el promedio de los precios mensuales del último año anterior a la aplicación de
la encuesta CASEN 2006, es decir, entre Septiembre 2005 y Agosto 2006. Como se explicó en la
sección anterior, para este estudio se utilizó como dato de precio el del respectivo cilindro GLP
corriente en la Región Metropolitana43. A partir de este, se construyó un precio medio ponderado
(por consumo) para los cilindros de 5, 11 y 15 kilos. Como no se tiene información del precio del
GLP granel, se utilizó el precio del cilindro de 45 kilos en las estimaciones.
A partir de lo anterior, se imputó un precio de GLP a cada hogar. De esta manera, para aquellos
consumos menores a 5 kilos mensuales, se imputa el precio por kilo del cilindro de 5 kilos, para
consumos entre 6 y 11 kilos se imputa el precio por kilo del cilindro de 11 kilos, para consumos
entre 12 y 15 kilos se imputa el precio por kilo del cilindro de 15 kilos, y para aquellos consumos
mayores a 15 kilos se imputa el precio por kilo del cilindro de 45 kilos.
Entre las variables utilizadas en Agostini et. al (2009) para el la estimación de la demanda por GLP
y que se replican en esta estimación se encuentran algunos sustitutos del consumo GLP:
Kerosene, para el cual se construyó un precio medio por litro (Pglp), en base a la
información que entrega la CNE para cada región, en base a los precios mensuales
observados entre Septiembre 2005 y Agosto 2006.
Electricidad, para el cual se construyó un precio medio por KWh de energía eléctrica
consumida (Pele), por comuna, en base a la información del año 2006 que entregó la CNE
para este estudio, la cual contenía información anual de los ingresos totales y energía total
vendida de cada distribuidora eléctrica respecto de sus clientes residenciales BT1a.
Gas por red, para lo cual se incorporó tres variables dummy que eran igual a uno si el
hogar declaraba en la CASEN contar con gas natural (dgasnat), con gas de ciudad (dgasciu)
o con gas licuado (dgaslic) distribuido por red, respectivamente44.
Leña, para lo cual se incorporó una variable dummy (dleña) que era igual a uno si el hogar
declaraba en la CASEN ser consumidor de leña.
Con la información anterior se estimó, en primer lugar, una ecuación de demanda marshalliana
isoelástica (o de elasticidades constantes) para el consumo per cápita mensual de kilos de GLP en
el hogar. Es decir, la ecuación de demanda estimada fue la siguiente:
43 La correlación del precio del cilindro GLP corriente entre la Región Metropolitana y el resto de las
Regiones en Chile fue superior al 90% en la mayoría de los casos (salvo en las Regiones extremas de Chile, I, XV y XII, en las que solo fue superior al 70%).
44 En las estimaciones solamente se incorporaron aquellos hogares que declararon realizar un consumo
positivo de kilos de GLP al mes (1 o más), por lo que las variables dummy de gas de red permiten controlar por la existencia de este tipo de distribución de gas condicional a que el hogar ya es consumidor de GLP.
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( ) ∑ ( )
∑
∑
∑
∑
∑
Donde es el consumo agregado de kilos GLP en el mes t,
es el precio del GLP en el mes t,
es el precio del kWh de energía eléctrica en el mes t,
es el precio del litro de kerosene en
el mes t,
es el precio de libro de petróleo diesel en el mes t, IA es el índice de actividad
utilizado en el mes t (IVCM en el caso del sector comercio, e IMACEC en el caso del sector
residencial), y Dk son variables dummy mensuales que toman el valor de 1 si la información
corresponde al mes k del año y el valor de cero en caso contrario, que tiene por objeto controlar
cambios en la demanda por razones estacionales.
Las estimaciones se realizaron mediante Mínimos Cuadrados Ordinarios, siguiendo la metodología
de Hendry para estimar modelos de series de tiempo que cumplan estándares mínimos
estadísticos que permitan garantizar que las estimaciones son consistentes y robustas para hacer
proyecciones fuera de muestra (es decir, que se cumplan los requisitos de exogeneidad débil y
fuerte del modelo. Se añade un anexo explicando la metodología). En dicha metodología se van
eliminando aquellas variables que no son estadísticamente significativas al 10% de significancia.
En base a este modelo, se estimó una elasticidad precio propia para el consumo per cápita del GLP
en cada hogar.
El costo de falla de asociado al consumo per cápita de cada hogar, se lo aproxima mediante la
siguiente ecuación:
( )
Donde x es la profundidad de la falla (5%, 10%, etc.) y es la elasticidad precio propia del GLP,
de largo plazo, calculada en el modelo de demanda. Esta ecuación aproxima el excedente total
bajo de la curva de demanda (en pesos), que el sector comercial o residencial pierde por tener que
restringir su consumo de GLP en x%, menos el precio del kilo de GLP 45.
45 Se asume que el racionamiento es eficiente, es decir, primero se raciona aquel consumo que está
dispuesto a pagar menos por cada kilo de GLP. Los valores calculados, por tanto, constituyen un piso para el verdadero valor del costo de falla.
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Al dividir el Costo de Falla Total por la cantidad de kilos GLP racionados ( ), se obtiene el costo
de falla medio, expresado en pesos por kilo.
7.5.2 Costo de Falla de en el Transporte Particular
En el caso de los costos asociados a la pérdida de bienestar por la pérdida de tiempos de ocio
(aumento de los tiempos de transporte), son difíciles de valorar, ya que constituyen una pérdida
cuyo valor es subjetivo y por lo tanto es difícil de estimar en términos monetarios46.
Existen diversas metodologías para la estimación de esta pérdida de bienestar, tanto por una
aproximación mediante disposición a pagar por los hogares para mantener sus actuales tiempos
de ocio, o bien, por una valoración del ocio mediante un costo alternativo, en este caso, el
trabajo47.
En este caso, se optará por la metodología de estimar el aumento del tiempo de transporte a los
centros laborales, y valorizar este aumento de tiempo en términos de remuneraciones promedio
del país, a modo de estimar un hipotético costo alternativo al ocio.
La metodología específica seguirá las recomendaciones del estudio base “Desarrollo conceptual y
propuesta de metodología para calcular el costo de falta de suministro de hidrocarburos” *2+. Para
esto, se considerará lo siguiente:
El costo de falla de suministro para el transporte del sector residencial se calculará para las
principales ciudades del país, considerándose las ciudades de más de 100.000 habitantes.
El principal supuesto de la metodología utilizada corresponde a que aquellos viajes que se
realizan a diario por medio de transporte privado serán reemplazados por viajes por
medio de transporte público.
La metodología se basa principalmente en la información encontrada en las “Encuesta
Origen-Destino”, de la Secretaría de Planificación de Transporte (Sectra) realizada para las
principales ciudades. Considerando que no todas las ciudades de más de 100.000
habitantes cuentan con esta encuesta, se asumirá que los costos de transporte del sector
residencial son similares para ciudades de similares características (superficie y
habitantes). Las ciudades que cuentan con información son las siguientes:
46 Se asume el ocio como bien económico, que genera bienestar si el ingreso no disminuye cuando el ocio
aumenta.
47 Se asume también que las horas laborales no son disminuidas, y que lo que se ve afectado son las horas
de descanso y ocio de las personas.
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Tabla 7.11: Ciudades que cuentan con Encuesta Origen Destino
Ciudad Región Habitantes (Censo 2002) Superficie [km²] Encuesta O-D
Gran Santiago RM 5.428.590 641,4 si
Gran Concepción VIII 887.831 258,4 si
Gran Valparaíso V 803.683 240,7 si
Gran La Serena IV 296.253 112,7 no
Antofagasta II 285.255 45,6 no
Gran Temuco IX 304.000 55,5 si
Conurbación Rancagua VI 236.363 70,4 no
Gran Iquique II 214.586 39,6 no
Talca VII 201.797 50 si
Arica XV 175.441 41,9 no
Puerto Montt X 175.140 41,2 si
Conurbación Chillán VIII 165.528 53,1 si
Los Ángeles VIII 138.856 32,4 si
Calama II 136.600 22,9 no
Copiapó III 134.531 47,8 no
Osorno X 132.245 31,8 si
Conurbación Quillota V 128.874 54 no
Valdivia XIV 127.750 43,9 si
Punta Arenas XII 116.005 39 si
Conurbación San Antonio V 106.101 52,7 si
Curicó VII 104.124 25,4 si
La metodología para calcular el costo de cada ciudad será la siguiente:
1. Para cada ciudad se recopilará la matriz origen destino para saber la totalidad de viajes
diarios entre las distintas zonas de una ciudad. El total de viajes en una ciudad es:
∑∑
Donde:
: Totalidad de viajes realizados en la ciudad
: Totalidad viajes realizados de la zona “k” a la zona “i”
2. Para cada ciudad se recopilará información sobre la tenencia de vehículos particulares en
cada hogar. Se asumirá que un 85% de los hogares que tiene vehículo lo utilizan para
viajes cotidianos.
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3. De los dos puntos anteriores se obtendrá la cantidad de viajes realizados por vehículos
privados entre las distintas zonas de la ciudad. Estos corresponderán a los viajes que serán
reemplazados por transporte público en caso de crisis.
∑ ∑
Donde:
: Viajes realizados en vehículos particulares en la ciudad
: %Tenencia de vehículos en la zona “k”
: Totalidad viajes realizados de la zona k a la zona “i”
4. Se recopilará la matriz de tiempo de viaje entre distintas zonas de la ciudad, tanto para el
transporte público como para privado. Esto permitirá conocer la diferencia en el tiempo
de viaje al cambiar de transporte privado a público, según la zona de origen y de destino.
5. La diferencia en el tiempo de viaje, por la cantidad de viajes realizados en transporte
privado permitirá conocer el tiempo perdido en viajes por cambiar de transporte privado a
transporte público.
∑∑ ( )
Donde:
: Tiempo perdido en caso de falla del suministro, por cambio de transporte
privado a transporte público
: Viajes realizados en vehículos particulares desde la zona k a la zona i
: Tiempo de viaje en transporte público desde la zona k a la zona i
: Tiempo de viaje en transporte particular desde la zona k a la zona i
6. Se recopilará información sobre los ingresos promedios de cada zona de la ciudad. Este
valor se divide por las horas laborales mensuales (192 horas), para obtener una
valorización del tiempo productivo, por hora. El valor del tiempo no productivo equivale a
un 35% del sueldo48.
7. Se recopila información sobre la distribución del total de viajes, entre viajes realizados por
motivos de trabajo, y viajes realizados por otros motivos.
48 Fuente: “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro
de hidrocarburos” *2+
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8. El costo total del tiempo perdido en caso de falla por ciudad estará dado por la siguiente
expresión:
∑( ) ( )
Donde:
: Costo de falla diario por tiempo perdido en caso de falla del suministro
: Tiempo perdido en la zona k por cambio de transporte privado a público
: % de viajes realizados por motivos productivos (al trabajo)
: Ingreso ponderado por hora en la zona k
: % de viajes realizados por motivos no productivos
9. Finalmente, para calcular el costo diario por litro reducido, por cada ciudad, se asume que
el número de litros reducidos (o restringidos), es el número de litros que se gastan en los
viajes realizados actualmente en vehículos particulares, y que en un escenario de
restricción de suministro de combustible, se realizarían en transporte público.
⁄
(∑ ∑ )
Donde:
⁄ : Costo de falla diario por litro de combustible reducido.
: Costo de falla diario por tiempo perdido en caso de falla de suministro
: Viajes realizados en vehículos particulares desde la zona k a la zona i
: Tiempo de viaje en transporte particular desde la zona k a la zona i
: Velocidad media vehículos. Esta velocidad es de 19,5 km/h. Fuente:
Construcción de planes estratégicos de desarrollo del STU del Gran
Valparaíso, Primera etapa.
: Rendimiento medio vehículos, por tipo de combustible.
Este costo corresponderá al valor asociado a la falla del total de combustibles utilizados por
particulares. De la metodología presentada se deduce que el costo es lineal con respecto a la
profundidad y a la duración de la falla, por lo que el costo en los distintos escenarios se calculan
directamente a partir de esta metodología.
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7.5.3 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada
Al igual que el módulo Comercio, el modelo propuesto presenta las limitaciones propias de la
información disponible. De la Encuesta CASEN se obtiene el consumo en Kilos de GLP, pero no el
gasto asociado a este consumo, lo cual significa estimar a través de precios promedios, y por tanto
es una aproximación al gasto realizado por los hogares.
Un supuesto fuerte que debe ser trabajado posteriormente, mediante el levantamiento de
encuesta al sector Residencial, es la sustitución que asume el modelo presentado en este trabajo,
entre GLP y electricidad.
Se asume implícitamente que el costo de falla, es la pérdida del excedente asociado al consumo de
GLP. Pero a lo anterior, se le debe sumar el costo/beneficio de trasladar ese consumo a otro
energético, como puede ser electricidad u otro.
A pesar de lo anterior, la elasticidad estimada de demanda de GLP por parte del sector Residencial
es una buena aproximación, y metodológicamente sigue líneas de trabajo que se han realizado con
anterioridad.
En cuanto a la metodología para el transporte residencial, ésta presenta las siguientes
limitaciones.
El cálculo de costo de falla se basa en el supuesto que en caso de falla los usuarios de
transporte residencial particular deberán reemplazar su modo de desplazamiento habitual
por transporte público. Esto asume que en caso de falla se generará un plan de
contingencia que reforzará el transporte público (al privilegiar la distribución de
combustibles al transporte público por sobre el transporte privado). El costo no considera
el caso en que el usuario deba movilizarse a pie por falta de suministro de combustibles
incluso para el transporte público.
El cálculo del costo de falla considera únicamente el valor del tiempo perdido por el
usuario de transporte particular al verse en la necesidad de cambiar a transporte público.
No considera el ahorro en la compra de combustibles ni el costo del transporte público.
El costo se calcula únicamente considerando las grandes ciudades de Chile, es decir,
ciudades da más de 100.000 habitantes. Dado que es principalmente en estas ciudades
donde el transporte particular puede ser reemplazado con transporte público.
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7.5.4 Fuentes de Información – Sector Residencial
Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía
Encuesta CASEN 2006
Precio mensual regional de combustibles líquidos (SERNAC) – CNE
Costos de electricidad para clientes regulados – Empresas distribuidoras varias
Encuesta Origen Destino – SECTRA
Consumo GLP Comercial y Residencial de acuerdo al tipo de cilindro de GLP consumido (5
kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel): Información entregada por la CNE.
Información de Precio de GLP: Web CNE
Información de Precio del Kerosene doméstico y el precio del Petróleo Diesel: Web CNE
Precio Energía Eléctrica: Web CNE
Índice de Precios al por Mayor (IPM): Web INE
Índice de Ventas de Comercio al por menor: Web INE
Indicador Mensual de Actividad Económica (IMACEC): Web INE
7.6 Comparación entre las Metodologías utilizadas para los Sectores
Sector Industrial
Sector Transporte Sector Comercial
Sector Residencial
Análisis por Tipo de Combustible
Sí Sí Sí Sí
Combustibles Analizados
- Diesel - Gasolina - Petróleo Crudo - Gas Licuado - Kerosene - Petróleo Combustible - Gas de Refinería
- Diesel - Petróleo Combustible - Kerosene Aviación
- Gas Licuado - Gas Licuado - Gasolina - Diesel
¿Análisis de Subsectores?
Subsectores según el BNE
Transporte de carga terrestre,
aéreo y marítimo, y Transporte de
pasajeros interurbano
Sólo Gran Comercio
Sector Residencial Urbano
Metodología de obtención de la información
Encuesta Modelo de estimación y
encuesta
Modelo de estimación
Modelo de estimación
¿Utiliza matriz insumo producto?
No Si, en el modelo No No
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7.7 Costo total sobre la economía
7.7.1 Metodología para agregar los datos obtenidos
La información obtenida para los diferentes sectores, utilizando diferentes metodologías
(encuestas, modelos matemáticos, disposición a pagar, etc.), para cada uno de los escenarios
propuestos, corresponderá al “costo de falla de combustibles”, la cual será expresada en unidades
de $/lt de combustible, por lo cual se debe establecer una metodología que vaya agrupando toda
la información levantada para llegar a un valor de “costo de falla país para cada uno de los
escenarios propuestos”.
Esta metodología debe ser válida para agrupar datos dentro de un mismo subsector (agregando
diferentes encuestas49), como para agregar resultados entre subsectores. El equipo consultor
considera que la metodología adecuada para agregar resultados es mediante la ponderación
según el consumo energético, es decir, que los resultados obtenidos de una encuesta que tiene un
consumo neto de combustible mayor, tiene un peso mayor a cuando se agrega información de una
industria que tiene un consumo neto de combustible menor (promedio ponderado)50. Esto último
también apoya el enfoque de encuestar aquellas industrias que concentren un porcentaje
importante del consumo de combustible de cada subsector (80% a 90% del consumo de
combustible del subsector), debido a que, a pesar que puede haber un número importante de
industrias que queden fuera de la muestra, su ponderación será relativamente baja al momento
de agregar la información levantada.
49 Considerando solamente las encuestas validadas correctamente.
50 Como se dijo anteriormente, esta metodología aplica tanto para agregar información entre encuestas
como para agregar datos entre diferentes sectores de la economía.
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8 Valorización Sectorial del Costo de Interrupción
8.1 Sector Industrial
A la fecha de entrega del presente informe, se ha podido encuestar y procesar exitosamente a un
total de 38 empresas, sobre un universo de 110 empresas. El desglose por subsector de estas 38
empresas se desglosa a continuación:
Cobre : 12
Hierro : 1
Papel y Celulosa : 13
Petroquímica : 2
Cemento : 2
Industrias Varias : 7
Minas Varias : 1
De este total de 38 empresas, según la información relevada de la encuesta, 8 de ellas no se verían
afectadas directamente51 por una falla en el suministro de combustibles derivados del petróleo,
debido a que sus procesos dependen exclusivamente de otras fuentes energéticas, como la
Electricidad o el Gas Natural.
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Sector Industrial se
resumen en la Tabla 8.1, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para los diferentes
combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.
51 En la metodología del Sector Industrial y del Sector Transporte, se indica que los costos indirectos de la
industria serán asignados al Sector Transporte.
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Tabla 8.1: Costo de Falla Para el Sector Industrial.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% 13.143 - - 160 2.582 11.411 209
30 días, 60% 16.037 - - 44.861 2.969 13.993 175
30 días, 100% 16.897 - - 41.068 3.124 13.167 161
60 días, 30% 16.615 - - 45.478 2.588 13.477 209
60 días, 60% 18.636 - - 46.047 3.017 14.131 175
60 días, 100% 18.391 - - 42.367 3.188 13.012 161
90 días, 30% 17.114 - - 46.314 2.589 13.968 209
90 días, 60% 19.024 - - 46.496 3.033 14.235 175
90 días, 100% 19.031 - - 42.959 3.210 13.501 161
Fuente: Elaboración Propia
Pérdidas Monetarias del Sector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector
Industrial, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos monetarios, dados
por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que se vería restringido
en cada caso de falla.
Tabla 8.2: Costos Monetarios Para el Sector Industrial en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% 779,8 - - 1,1 2,9 200,8 1,3
30 días, 60% 1.903,0 - - 604,3 6,6 492,4 2,2
30 días, 100% 3.341,6 - - 922,0 11,6 772,3 3,5
60 días, 30% 1.971,5 - - 612,6 5,7 474,3 2,7
60 días, 60% 4.422,7 - - 1.240,6 13,4 994,6 4,5
60 días, 100% 7.274,2 - - 1.902,4 23,6 1.526,4 6,9
90 días, 30% 3.046,2 - - 935,8 8,6 737,4 4,0
90 días, 60% 6.772,3 - - 1.879,0 20,2 1.502,9 6,7
90 días, 100% 11.291,3 - - 2.893,4 35,7 2.375,7 10,4
Fuente: Elaboración Propia
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Costo de Falla Esperado para el Sector Industrial
Realizando el cálculo de la esperanza del Costo de Falla para el Sector Industrial, utilizando los
valores obtenidos de la Tabla 8.1, y de las probabilidades de ocurrencia de cada uno de los
escenarios, presentadas en el punto 7.1.4, se obtiene la Tabla 8.3:
Tabla 8.3: Esperanza del Costo de Falla Para el Sector Industrial.
Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
14.418 - - 14.697 2.677 12.165 201
Fuente: Elaboración Propia
8.1.1 Resultados Subsector de la Industria del Cobre
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector de la Industria
del Cobre se pude resumir en la Tabla 8.4, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para
los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.
Tabla 8.4: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Cobre.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% 21.909 - - - 12.884 12.952 -
30 días, 60% 25.807 - - 1.449 14.814 16.330 -
30 días, 100% 26.658 - - 1.738 15.584 17.428 -
60 días, 30% 25.853 - - 3.863 12.910 16.799 -
60 días, 60% 27.906 - - 3.380 15.053 18.246 -
60 días, 100% 27.400 - - 2.318 15.907 17.995 -
90 días, 30% 25.880 - - 3.863 12.918 16.807 -
90 días, 60% 27.968 - - 3.380 15.132 18.251 -
90 días, 100% 27.647 - - 2.511 16.015 18.189 -
Fuente: Elaboración Propia
Debe hacerse hincapié en que el costo de falla presentado es unitario, por litro de combustible (o
por kilo, según se indica). Los altos costos calculados se respaldan en que las empresas del sector
tienen un valor considerable de ventas anuales, y frente a cualquier escenario de falla de
combustibles, dado el alto volumen de producción y consumos energéticos, no permite el
almacenamiento de insumos, productos ni combustibles, con lo cual una baja en sus combustibles
se traduce inmediatamente en pérdidas de producción.
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Adicionalmente, se debe considerar que en la elaboración de los productos a la venta, se ven
involucrados todos los combustibles listados a lo largo de la línea de producción, con lo cual una
disminución en el suministro de cualquier combustible tiene el mismo efecto monetario en las
ventas.
Como consecuencia de lo anterior, si el efecto monetario en la reducción de las ventas para dos
combustibles es exactamente el mismo, dado que el costo de falla se calcula como el cociente
entre la reducción de las ventas y la cantidad de combustible no suministrado, entonces el costo
de falla será mayor para aquel combustible que se utiliza en menor cantidad (explicando los altos
costos para la Gasolina, el Gas Licuado y el Kerosene).
Pérdidas Monetarias del Subsector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector de la
Industria del Cobre, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos
monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que
se vería restringido en cada caso de falla.
Tabla 8.5: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria Cobre en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% 631 - - - 2,9 51 -
30 días, 60% 1.486 - - 0,3 6,6 127 -
30 días, 100% 2.559 - - 0,6 11,6 227 -
60 días, 30% 1.489 - - 0,8 5,7 131 -
60 días, 60% 3.214 - - 1,3 13,4 285 -
60 días, 100% 5.260 - - 1,5 23,6 468 -
90 días, 30% 2.236 - - 1,2 8,6 197 -
90 días, 60% 4.832 - - 2,0 20,2 427 -
90 días, 100% 7.961 - - 2,5 35,6 710 -
Fuente: Elaboración Propia
Representatividad de la Muestra en el Subsector
En la Tabla 8.6 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la
muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.
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Tabla 8.6: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Cobre.
Combustible Muestra BNE 2009
Diesel 142.896,3 m3 1.167,88 miles m3
Gasolina - m3 - miles m3
Petróleo Crudo - m3 - miles m3
Gas Licuado 309,7 Ton 4,05 miles Ton
Kerosene 1.012,2 m3 9,02 miles m3
Petróleo Combustible 17.619,2 Ton 158,32 miles Ton
Gas de Refinería - m3 - miles m3
Fuente: Elaboración Propia
Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para
todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 1.506 Tcal,
mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 12.486 Tcal, con lo cual representa
un 12,1% del consumo total.
8.1.2 Resultados Subsector de la Industria del Hierro
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector de la Industria
del Hierro se pude resumir en la Tabla 8.7, donde se presenta los resultados del Costo de Falla
para los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.
Tabla 8.7: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Hierro.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% 218,75 - - - - - -
30 días, 60% 218,75 - - - - - -
30 días, 100% 218,75 - - - - - -
60 días, 30% 218,75 - - - - - -
60 días, 60% 218,75 - - - - - -
60 días, 100% 218,75 - - - - - -
90 días, 30% 218,75 - - - - - -
90 días, 60% 218,75 - - - - - -
90 días, 100% 218,75 - - - - - -
Fuente: Elaboración Propia
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Pérdidas Monetarias del Subsector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector de la
Industria del Hierro, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos
monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que
se vería restringido en cada caso de falla.
Tabla 8.8: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria Hierro en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% 0,16 - - - - - -
30 días, 60% 0,32 - - - - - -
30 días, 100% 0,54 - - - - - -
60 días, 30% 0,32 - - - - - -
60 días, 60% 0,64 - - - - - -
60 días, 100% 1,07 - - - - - -
90 días, 30% 0,48 - - - - - -
90 días, 60% 0,97 - - - - - -
90 días, 100% 1,61 - - - - - -
Fuente: Elaboración Propia
Representatividad de la Muestra en el Subsector
En la Tabla 8.9 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la
muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.
Tabla 8.9: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Hierro.
Combustible Muestra BNE 2009
Diesel 29.847,85 m3 29,85 miles m3
Gasolina - m3 - miles m3
Petróleo Crudo - m3 - miles m3
Gas Licuado - Ton 0,15 miles Ton
Kerosene - m3 - miles m3
Petróleo Combustible - Ton 2,75 miles Ton
Gas de Refinería - m3 - miles m3
Fuente: Elaboración Propia
Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para
todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 273,3 Tcal,
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mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 304,0 Tcal, con lo cual representa
un 89,9% del consumo total.
8.1.3 Resultados Subsector de la Industria del Papel y la Celulosa
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector de la Industria
del Papel y la Celulosa se pude resumir en la Tabla 8.10, donde se presenta los resultados del
Costo de Falla para los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como
análisis.
Tabla 8.10: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Papel y la Celulosa.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% 295.288 - - - - 22.771 -
30 días, 60% 295.634 - - 985.209 - 22.837 -
30 días, 100% 273.938 - - 901.485 - 20.808 -
60 días, 30% 298.826 - - 998.002 - 22.831 -
60 días, 60% 300.732 - - 1.010.714 - 22.878 -
60 días, 100% 279.649 - - 929.924 - 20.843 -
90 días, 30% 302.927 - - 1.016.428 - 23.125 -
90 días, 60% 302.431 - - 1.020.608 - 22.892 -
90 días, 100% 282.427 - - 942.906 - 20.936 -
Fuente: Elaboración Propia
Pérdidas Monetarias del Subsector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector de la
Industria del Papel y la Celulosa, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los
costos monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el
combustible que se vería restringido en cada caso de falla.
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Tabla 8.11: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria del Papel y la Celulosa en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% 84,4 - - - - 129,7 -
30 días, 60% 169,0 - - 572,0 - 260,2 -
30 días, 100% 261,0 - - 872,3 - 395,1 -
60 días, 30% 170,9 - - 579,4 - 260,1 -
60 días, 60% 343,9 - - 1.173,6 - 521,3 -
60 días, 100% 533,0 - - 1.799,6 - 791,6 -
90 días, 30% 259,8 - - 885,2 - 395,2 -
90 días, 60% 518,8 - - 1.777,6 - 782,5 -
90 días, 100% 807,4 - - 2.737,1 - 1.192,7 -
Fuente: Elaboración Propia
Representatividad Sectorial de la Muestra
En la Tabla 8.12 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la
muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.
Tabla 8.12: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Papel y la Celulosa.
Combustible Muestra BNE 2009
Diesel 3.925,06 m3 11,59 miles m3
Gasolina - m3 - miles m3
Petróleo Crudo - m3 - miles m3
Gas Licuado 979,43 Ton 11,77 miles Ton
Kerosene - m3 - miles m3
Petróleo Combustible 41.729,00 Ton 231,03 miles Ton
Gas de Refinería - m3 - miles m3
Fuente: Elaboración Propia
Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para
todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 485,9 Tcal,
mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 2.674 Tcal, con lo cual representa
un 18,2% del total.
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102
8.1.4 Resultados Subsector de la Industria Petroquímica
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector de la Industria
Petroquímica se pude resumir en la Tabla 8.13, donde se presenta los resultados del Costo de Falla
para los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.
Tabla 8.13: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria Petroquímica.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% - - - - - - 208,67
30 días, 60% - - - - - - 174,68
30 días, 100% - - - - - - 161,24
60 días, 30% - - - - - - 208,67
60 días, 60% - - - - - - 174,68
60 días, 100% - - - - - - 161,24
90 días, 30% - - - - - - 208,67
90 días, 60% - - - - - - 174,68
90 días, 100% - - - - - - 161,24
Fuente: Elaboración Propia
Pérdidas Monetarias del Subsector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector de la
Industria Petroquímica, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos
monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que
se vería restringido en cada caso de falla.
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103
Tabla 8.14: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria Petroquímica en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% - - - - - - 1,342
30 días, 60% - - - - - - 2,247
30 días, 100% - - - - - - 3,457
60 días, 30% - - - - - - 2,684
60 días, 60% - - - - - - 4,494
60 días, 100% - - - - - - 6,914
90 días, 30% - - - - - - 4,026
90 días, 60% - - - - - - 6,741
90 días, 100% - - - - - - 10,371
Fuente: Elaboración Propia
Representatividad Sectorial de la Muestra
En la Tabla 8.15 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la
muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.
Tabla 8.15: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria Petroquímica.
Combustible Muestra BNE 2009
Diesel 8,21 m3 0,15 miles m3
Gasolina 3,38 m3 - miles m3
Petróleo Crudo - m3 - miles m3
Gas Licuado 6,20 Ton 0,55 miles Ton
Kerosene - m3 - miles m3
Petróleo Combustible - Ton - miles Ton
Gas de Refinería 260.840,00 m3 260,84 miles m3
Fuente: Elaboración Propia
Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para
todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 1,3 Tcal,
mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 9,2 Tcal, con lo cual representa un
14,1% del total.
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104
8.1.5 Resultados Subsector de la Industria del Cemento
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector de la Industria
del Cemento se pude resumir en la Tabla 8.16, donde se presenta los resultados del Costo de Falla
para los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.
Tabla 8.16: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Cemento.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% - - - - - 477,81 -
30 días, 60% - - - - - 477,81 -
30 días, 100% - - - - - 406,14 -
60 días, 30% - - - - - 477,81 -
60 días, 60% - - - - - 477,81 -
60 días, 100% - - - - - 406,14 -
90 días, 30% - - - - - 451,26 -
90 días, 60% - - - - - 451,26 -
90 días, 100% - - - - - 398,17 -
Fuente: Elaboración Propia
Pérdidas Monetarias del Subsector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector de la
Industria del Papel y la Celulosa, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los
costos monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el
combustible que se vería restringido en cada caso de falla.
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105
Tabla 8.17: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria del Cemento en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% - - - - - 0,93 -
30 días, 60% - - - - - 1,86 -
30 días, 100% - - - - - 2,63 -
60 días, 30% - - - - - 1,86 -
60 días, 60% - - - - - 3,72 -
60 días, 100% - - - - - 5,27 -
90 días, 30% - - - - - 2,63 -
90 días, 60% - - - - - 5,27 -
90 días, 100% - - - - - 7,74 -
Fuente: Elaboración Propia
Representatividad Sectorial de la Muestra
En la Tabla 8.18 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la
muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.
Tabla 8.18: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Cemento.
Combustible Muestra BNE 2009
Diesel - m3 11,17 miles m3
Gasolina - m3 - miles m3
Petróleo Crudo - m3 - miles m3
Gas Licuado - Ton 0,57 miles Ton
Kerosene - m3 - miles m3
Petróleo Combustible 78.869,00 Ton 78,87 miles Ton
Gas de Refinería - m3 - miles m3
Fuente: Elaboración Propia
Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para
todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 828,1 Tcal,
mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 937,2 Tcal, con lo cual representa
un 88,4% del total.
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8.1.6 Resultados Subsector Industrias Varias
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector Industrias Varias
se pude resumir en la Tabla 8.19, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para los
diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.
Tabla 8.19: Costo de Falla Para el Subsector Industrias Varias.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% 226 - - - - - -
30 días, 60% 3.221 - - - - 8.430 -
30 días, 100% 4.953 - - - - 6.647 -
60 días, 30% 4.948 - - - - 5.408 -
60 días, 60% 8.092 - - - - 6.800 -
60 días, 100% 8.459 - - - - 5.183 -
90 días, 30% 6.443 - - - - 7.285 -
90 días, 60% 9.211 - - - - 7.291 -
90 días, 100% 10.072 - - - - 7.164 -
Fuente: Elaboración Propia
Pérdidas Monetarias del Subsector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector
Industrias Varias, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos monetarios,
dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que se vería
restringido en cada caso de falla.
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Tabla 8.20: Costos Monetarios Para el Sector Industrias Varias en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% 4,0 - - - - - -
30 días, 60% 114,9 - - - - 56,7 -
30 días, 100% 294,6 - - - - 74,5 -
60 días, 30% 176,6 - - - - 36,4 -
60 días, 60% 577,5 - - - - 91,4 -
60 días, 100% 1.006,2 - - - - 116,1 -
90 días, 30% 344,9 - - - - 73,5 -
90 días, 60% 986,0 - - - - 147,0 -
90 días, 100% 1.797,1 - - - - 240,8 -
Fuente: Elaboración Propia
Representatividad Sectorial de la Muestra
En la Tabla 8.21 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la
muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.
Tabla 8.21: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industrias Varias.
Combustible Muestra BNE 2009
Diesel 2.587,38 m3 723,59 miles m3
Gasolina - m3 - miles m3
Petróleo Crudo - m3 - miles m3
Gas Licuado 7.236,35 Ton 240,31 miles Ton
Kerosene - m3 29,56 miles m3
Petróleo Combustible 6.020,08 Ton 136,31 miles Ton
Gas de Refinería - m3 - miles m3
Fuente: Elaboración Propia
Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para
todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 135,1 Tcal,
mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 11.230,0 Tcal, con lo cual
representa un 1,2% del total.
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8.1.7 Resultados Subsector Minas Varias
Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector Minas Varias se
pude resumir en la Tabla 8.22, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para los
diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.
Tabla 8.22: Costo de Falla Para el Subsector Minas Varias.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt
30 días, 30% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
30 días, 60% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
30 días, 100% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
60 días, 30% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
60 días, 60% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
60 días, 100% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
90 días, 30% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
90 días, 60% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
90 días, 100% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -
Fuente: Elaboración Propia
Pérdidas Monetarias del Subsector
Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector de la
Industria del Papel y la Celulosa, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los
costos monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el
combustible que se vería restringido en cada caso de falla.
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Tabla 8.23: Costos Monetarios Para el Sector Minas Varias en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
30 días, 30% 33,1 - - 1,0 - 4,0 -
30 días, 60% 66,3 - - 2,1 - 8,0 -
30 días, 100% 110,5 - - 3,4 - 13,3 -
60 días, 30% 66,3 - - 2,1 - 8,0 -
60 días, 60% 132,6 - - 4,1 - 16,0 -
60 días, 100% 221,0 - - 6,8 - 26,6 -
90 días, 30% 99,4 - - 3,1 - 12,0 -
90 días, 60% 198,9 - - 6,2 - 24,0 -
90 días, 100% 331,4 - - 10,3 - 40,0 -
Fuente: Elaboración Propia
Representatividad Sectorial de la Muestra
En la Tabla 8.24 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la
muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.
Tabla 8.24: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Minas Varias.
Combustible Muestra BNE 2009
Diesel 5.641,22 m3 378,39 miles m3
Gasolina - m3 - miles m3
Petróleo Crudo - m3 - miles m3
Gas Licuado 1.133,42 Ton 2,20 miles Ton
Kerosene - m3 6,42 miles m3
Petróleo Combustible 6.477,70 Ton 50,94 miles Ton
Gas de Refinería - m3 - miles m3
Fuente: Elaboración Propia
Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para
todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 127,2 Tcal,
mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 4.083,7 Tcal, con lo cual representa
un 3,1% del total.
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8.2 Sector Transporte
8.2.1 Costo directo del sector transporte
Los costos de falla directos en $/litros de combustibles asociados al sector transporte son
calculados de acuerdo a la metodología propuesta.
Se consideran los consumos de combustibles presentados en el BNE 2009. Para realizar la
desagregación del consumo del sector Caminero Buses con el sector Caminero Camiones, se utiliza
[18].
Se considera que los transportes Ferroviario, Caminero Buses y Caminero Carga consumen diesel;
el sector de transporte Naviero consume petróleo combustible y diesel y el sector transporte
Aéreo consumo kerosene de aviación.
La siguiente tabla muestra el costo de falla por unidad de combustible que se deja de abastecer a
cada uno de los subsectores.
Tabla 8.25: Costo de falla en [CLP/l] de combustible que se deja de suministrar a los subsectores del transporte.
Ferroviario Caminero Buses
Caminero Camiones
Navieros (diesel)
Navieros (p. combustible)
Aéreo
CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 868,8 938,7 744,5 0 0 635,3
30 días, 60% 1411,7 938,7 744,5 920,2 293,2 774,5
30 días, 100% 1628,9 938,7 744,5 1380,4 439,8 804,5
60 días, 30% 1411,7 938,7 744,5 920,2 293,2 774,5
60 días, 60% 1683,2 938,7 744,5 1495,4 476,4 811,9
60 días, 100% 1791,8 938,7 744,5 1725,5 549,7 826,9
90 días, 30% 1592,7 938,7 744,5 1303,7 415,3 799,5
90 días, 60% 1773,7 938,7 744,5 1687,1 537,5 824,4
90 días, 100% 1846,1 938,7 744,5 1840,5 586,3 834,4
Del cuadro anterior se aprecia que para el caso del transporte caminero, el costo de falla por litro
de combustible es constante para los distintos escenarios. Esto se produce debido a que en éste
subsector los costos variables son predominantes frente a los costos fijos.
Agregando los costos de falla por combustible, se obtienen los siguientes costos directos de falla
para cada unos de los tres combustibles mayoritarios consumidos por el sector transporte para
cada uno de los escenarios considerados.
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Tabla 8.26: Costo de falla directo en [CLP/l] de combustible que se deja de suministrar al sector transporte.
Costo de falla directo
Diesel Petróleo comb. Kerosene aviación
CLP / lt CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 748 0 635,3
30 días, 60% 862,4 293,2 774,5
30 días, 100% 918,7 439,8 804,5
60 días, 30% 862,4 293,2 774,5
60 días, 60% 932,8 476,4 811,9
60 días, 100% 960,9 549,7 826,9
90 días, 30% 909,3 415,3 799,5
90 días, 60% 956,3 537,5 824,4
90 días, 100% 975 586,3 834,4
Este costo es obtenido a nivel país, y resulta complejo el desagregarlo a nivel geográfico debido a
la naturaleza móvil de los consumos del sector transporte. Si bien, una empresa de transporte,
teóricamente se puede localizar geográficamente, sus máquinas pueden encontrarse en otra zona
geográfica al momento de la restricción.
8.2.2 Costo indirecto del sector transporte
Como ya fue indicado, el costo indirecto del sector transporte se descompone en dos costos
independientes: el costo que sufren las empresas por no poder vender lo que han producido y el
costo que implica para las empresas el no poder producir debido a falta de insumos
La siguiente tabla muestra el costo de falla a nivel país producto de no poder vender la producción
debido a la falta de disponibilidad.
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112
Tabla 8.27: Costos de falla indirectos [CLP/l] provocados por la falta de transporte para la venta de la producción de los sectores productivos
Diesel Petróleo combustible Kerosene aviación
CLP/l CLP/l CLP/l
30 días, 30% 29,9 3,3 11,3
30 días, 60% 46,6 5,2 17,6
30 días, 100% 25,4 2,8 9,6
60 días, 30% 31,6 3,5 11,9
60 días, 60% 30,5 3,4 11,5
60 días, 100% 44,2 5,0 16,7
90 días, 30% 46,2 5,2 17,4
90 días, 60% 42,5 4,8 16,0
90 días, 100% 60,6 6,8 22,8
La siguiente tabla muestra el costo de falla a nivel país producto de no poder producir debido a la
falta de insumos, provocada por la disminución de disponibilidad de transporte.
Tabla 8.28: Costos de falla indirectos [CLP/l] provocados por la falta de transporte para los insumos de los sectores productivos
Diesel Petróleo combustible Kerosene aviación
CLP/l CLP/l CLP/l
30 días, 30% 39,8 4,5 14,8
30 días, 60% 51,6 5,8 19,2
30 días, 100% 74,3 8,3 27,7
60 días, 30% 43,4 4,9 16,2
60 días, 60% 60,3 6,7 22,5
60 días, 100% 98,1 11,0 36,6
90 días, 30% 59,2 6,6 22,1
90 días, 60% 80,6 9,0 30,1
90 días, 100% 99,3 11,1 37,0
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113
8.3 Sector Comercial
A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo de cilindros de 5,
11 y 15 kilos, para el sector Comercial (LQ0515 corresponde al logaritmo del consumo de los
cilindros de 5, 11 y 15 kilos; LP0515R corresponde al logaritmo del precio ponderado de los
cilindros de 5, 11 y 15 kilos; LPELER corresponde al logaritmo del precio de la energía eléctrica;
LIVCM corresponde al logaritmo del IVCM; D1 a D10 corresponden a variables dummies
mensuales; C es la constante).
Dependent Variable: LQ0515 Method: Least Squares
Date: 12/21/11 Time: 16:11
Sample (adjusted): 2007M05 2011M04
Included observations: 48 after adjustments HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed
bandwidth = 4.0000) Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 8.192288 0.487708 16.79754 0.0000
LP0515R(-3) -0.798818 0.212369 -3.761470 0.0007
LP0515R(-4) 0.533497 0.175749 3.035568 0.0047 LPELER(-1) -0.287894 0.063182 -4.556557 0.0001
LIVCM 0.648390 0.081673 7.938895 0.0000
D1 0.122148 0.034687 3.521472 0.0013
D2 0.144918 0.044784 3.235936 0.0028 D3 0.144072 0.035662 4.039875 0.0003
D4 0.189762 0.034827 5.448715 0.0000
D5 0.336891 0.034874 9.660335 0.0000
D6 0.402863 0.039726 10.14114 0.0000 D7 0.466907 0.036438 12.81384 0.0000
D8 0.427377 0.038760 11.02611 0.0000
D9 0.230622 0.033257 6.934536 0.0000
D10 0.175685 0.026858 6.541214 0.0000 R-squared 0.958183 Mean dependent var 8.701445
Adjusted R-squared 0.940443 S.D. dependent var 0.158197
S.E. of regression 0.038607 Akaike info criterion -3.420464 Sum squared resid 0.049186 Schwarz criterion -2.835714
Log likelihood 97.09114 Hannan-Quinn criter. -3.199486
F-statistic 54.01128 Durbin-Watson stat 1.807026
Prob(F-statistic) 0.000000
Como se puede apreciar, todas las variables estimadas son estadísticamente significativas al 5%.
El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de -0.7988 +
0.5334 = -0.2654. De acuerdo a este modelo, la electricidad es un bien complementario al
consumo de GLP señalado en el sector comercial. Asimismo, el consumo de GLP señalado
aumenta mientras mayor es la actividad económica del sector comercial.
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114
A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo a granel y de
cilindros de 45 kilos, para el sector Comercial (LQ45GR corresponde al logaritmo del consumo de
los cilindros de 45 kilos y granel; LP45R corresponde al logaritmo del precio de los cilindros de 45
kilos; LPKERR corresponde al logaritmo del precio del litro de kerosene; D1 a D10 corresponden a
variables dummies mensuales; C es la constante).
Dependent Variable: LQ45GR Method: Least Squares
Date: 12/21/11 Time: 11:54
Sample (adjusted): 2007M04 2011M04
Included observations: 49 after adjustments HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed
bandwidth = 4.0000) Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 7.180062 1.091116 6.580478 0.0000
LQ45GR(-1) 0.443329 0.089072 4.977176 0.0000
LP45R(-3) -0.633279 0.169328 -3.739964 0.0006 LPKERR(-1) -0.435793 0.196580 -2.216876 0.0329
LPKERR(-2) 0.767671 0.242176 3.169883 0.0031
D1 -0.066522 0.018296 -3.635839 0.0008
D3 0.183766 0.020587 8.926393 0.0000 D5 0.184028 0.031770 5.792590 0.0000
D6 0.226498 0.055531 4.078773 0.0002
D7 0.199093 0.042825 4.648994 0.0000
D8 0.095006 0.058366 1.627760 0.1121 D11 -0.112911 0.029755 -3.794663 0.0005
R-squared 0.890632 Mean dependent var 9.142692
Adjusted R-squared 0.858118 S.D. dependent var 0.178718 S.E. of regression 0.067318 Akaike info criterion -2.349884
Sum squared resid 0.167674 Schwarz criterion -1.886581
Log likelihood 69.57215 Hannan-Quinn criter. -2.174107
F-statistic 27.39169 Durbin-Watson stat 1.784807 Prob(F-statistic) 0.000000
Como se puede apreciar, todas las variables estimadas son estadísticamente significativas al 5%
(salvo D8). El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de -
0.6332 / (1 – 0.4433 ) = -1.1374. De acuerdo a este modelo, el kerosene es un bien sustituto (en el
largo plazo) al consumo de GLP señalado en el sector comercial.52
52 La elasticidad precio del Kerosene en el largo plazo es igual a ( -0.4357 + 0.7676 ) / (1 – 0.4433 ) = 0.5962.
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115
8.3.1 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Comercial
Cilindros Elasticidad Precio Consumo
(kilos) Largo Plazo (pesos/Kilo) (tons)
05 - 11 - 15 -0,2654 812,7 6.640,4
45 - granel -1,1374 768,9 9.086,6
Cilindros COSTO FALLA TOTAL (pesos) COSTO FALLA MEDIO (pesos / Kilo)
(kilos) 30% 60% 100% 30% 60% 100%
05 - 11 - 15 915.022.966 3.660.091.863 10.166.921.843 459 919 1.531
45 - granel 276.405.330 1.105.621.318 3.071.170.328 101 203 338
OBS (1): Corresponde al precio promedio de los meses de Mayo 2010 a Abril 2011 utilizados en las estimaciones. OBS (2): Corresponde al consumo promedio mensual de los meses de Mayor 2010 a Abril 2011.
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8.4 Sector Residencial
En la siguiente tabla se muestran los costos de falla totales para el sector residencial.
Tabla 8.29: Costo de Falla Para el Sector Residencial.
Escenario Diesel Gasolina Gas Licuado
CLP / lt CLP / lt CLP / kg
30 días, 30% 324,72 240,96 171,27
30 días, 60% 649,44 481,92 342,17
30 días, 100% 1.082,40 803,21 570,18
60 días, 30% 324,72 240,96 171,27
60 días, 60% 649,44 481,92 342,17
60 días, 100% 1.082,40 803,21 570,18
90 días, 30% 324,72 240,96 171,27
90 días, 60% 649,44 481,92 342,17
90 días, 100% 1.082,40 803,21 570,18
Fuente: Elaboración Propia
8.4.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares
A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo de cilindros de 5,
11 y 15 kilos, para el sector Residencial (LQ0515RES corresponde al logaritmo del consumo de los
cilindros de 5, 11 y 15 kilos en el sector residencial; LP0515RES corresponde al logaritmo del precio
ponderado de los cilindros de 5, 11 y 15 kilos para el sector residencial; LPKERR corresponde al
logaritmo del precio del litro de kerosene; LPELER corresponde al logaritmo del precio del KWh de
energía eléctrica; LPPETR corresponde al logaritmo del precio del litro de petróleo combustible;
D1 a D10 corresponden a variables dummies mensuales; C es la constante).
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Dependent Variable: LQ0515RES
Method: Least Squares
Date: 12/21/11 Time: 21:03 Sample (adjusted): 2007M05 2011M04
Included observations: 48 after adjustments
HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed
bandwidth = 4.0000) Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 9.228545 1.704812 5.413233 0.0000
LQ0515RES(-1) -0.297355 0.100298 -2.964721 0.0057
LQ0515RES(-3) 0.313693 0.090963 3.448574 0.0016
LQ0515RES(-4) 0.409365 0.134786 3.037157 0.0047
LP0515RES(-1) -0.349495 0.162600 -2.149412 0.0393 LPKERR(-1) -0.565269 0.141598 -3.992073 0.0004
LPELER(-3) -0.221729 0.051785 -4.281699 0.0002
LPPETR(-1) 0.519214 0.184278 2.817562 0.0082
D3 0.255469 0.047461 5.382700 0.0000 D4 0.417270 0.044329 9.413010 0.0000
D5 0.738024 0.050386 14.64751 0.0000
D6 0.867808 0.071404 12.15348 0.0000
D7 0.826198 0.068316 12.09372 0.0000 D8 0.615893 0.073026 8.433921 0.0000
D9 0.212449 0.043935 4.835480 0.0000
D11 -0.142764 0.029872 -4.779187 0.0000 R-squared 0.976374 Mean dependent var 10.60426
Adjusted R-squared 0.965299 S.D. dependent var 0.238797
S.E. of regression 0.044484 Akaike info criterion -3.126195
Sum squared resid 0.063321 Schwarz criterion -2.502461 Log likelihood 91.02867 Hannan-Quinn criter. -2.890485
F-statistic 88.16240 Durbin-Watson stat 1.819387
Prob(F-statistic) 0.000000
Como se puede apreciar, todas las variables estimadas son estadísticamente significativas al 5%.
El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de -0.3495 / (1 +
0.2973 – 0.3136 – 0.4093 ) = -0.6085. De acuerdo a este modelo, el kerosene y la electricidad son
bienes complementarios en el consumo de GLP en el sector residencial, en cambio que el petróleo
diesel es un bien sustituto.
A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo a granel y de
cilindros de 45 kilos, para el sector Residencial (LQ45GRRES corresponde al logaritmo del consumo
de los cilindros de 45 kilos y granel para el sector residencial; LP45R corresponde al logaritmo del
precio de los cilindros de 45 kilos; LPELER corresponde al logaritmo del precio del KWh de energía
eléctrica; LPPETR corresponde al logaritmo del precio del litro de petróleo combustible; LIMAC
corresponde al logaritmo del IMACEC; D1 a D10 corresponden a variables dummies mensuales; C
es la constante).
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Dependent Variable: LQ45GRRES
Method: Least Squares
Date: 12/21/11 Time: 20:55 Sample (adjusted): 2007M06 2011M04
Included observations: 47 after adjustments
HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed
bandwidth = 4.0000) Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 14.82673 1.496853 9.905273 0.0000
LQ45GRRES(-4) 0.152647 0.085123 1.793241 0.0827
LQ45GRRES(-5) -0.531394 0.103734 -5.122675 0.0000
LP45R(-2) 0.547110 0.276050 1.981925 0.0564
LP45R(-3) -1.196842 0.372673 -3.211508 0.0031 LPELER(-1) -0.407144 0.109106 -3.731650 0.0008
LPPETR(-3) 0.315584 0.130612 2.416190 0.0218
LIMAC 0.561895 0.319202 1.760314 0.0882
D2 -0.175960 0.049118 -3.582405 0.0011 D4 -0.158173 0.047797 -3.309265 0.0024
D5 0.122536 0.066398 1.845471 0.0745
D6 0.109531 0.046745 2.343170 0.0257
D7 0.090698 0.043261 2.096536 0.0443 D8 0.227219 0.044311 5.127799 0.0000
D10 0.103490 0.033406 3.097965 0.0041
D11 -0.076855 0.022775 -3.374470 0.0020 R-squared 0.920470 Mean dependent var 9.914882
Adjusted R-squared 0.881988 S.D. dependent var 0.187359
S.E. of regression 0.064363 Akaike info criterion -2.383865
Sum squared resid 0.128420 Schwarz criterion -1.754028 Log likelihood 72.02083 Hannan-Quinn criter. -2.146853
F-statistic 23.91944 Durbin-Watson stat 2.043042
Prob(F-statistic) 0.000000
Como se puede apreciar, todas las variables estimadas son estadísticamente significativas al 10%.
El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de (0.5471 –
1.1968 ) / (1 + 0.1526 – 0.5313 ) = -1.0457. De acuerdo a este modelo, la electricidad es un bien
complementario al consumo de GLP señalado en el sector residencial y el petróleo diesel es
sustituto. A medida que aumenta la actividad económica, el consumo del GLP señalado aumenta.
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8.4.2 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Residencial
Cilindros Elasticidad Precio Consumo
(kilos) Largo Plazo (pesos/Kilo) (tons)
05 - 11 - 15 -0,6085 809,5 43.408,4
45 - granel -1,0457 768,9 20.357,7
Cilindros COSTO FALLA TOTAL (pesos) COSTO FALLA MEDIO (pesos / Kilo)
(kilos) 30% 60% 100% 30% 60% 100%
05 - 11 - 15 2.598.884.118 10.395.536.471 28.876.490.198 200 399 665
45 - granel 673.568.427 2.694.273.708 7.484.093.634 110 221 368
NOTA (1): Corresponde al precio promedio de los meses de Mayo 2010 a Abril 2011 utilizados en las estimaciones. NOTA (2): Corresponde al consumo promedio mensual de los meses de Mayo 2010 a Abril 2011.
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120
8.4.3 Costo de Falla de en el Transporte Particular
Utilizando la metodología descrita en la Sección 7.5.2, se obtienen los siguientes costos para cada
ciudad:
Tabla 8.30: Costo de falla diario por ciudad.
Ciudad Costos diario de falla [$]
Gran Santiago 3.205.928.316
Gran Concepción 78.266.000
Gran Valparaíso 150.139.147
Gran La Serena Sin información
Antofagasta Sin información
Gran Temuco 57.131.262
Conurbación Rancagua Sin Información
Gran Iquique Sin información
Talca 26.343.646
Arica Sin información
Puerto Montt 29.863.831
Conurbación Chillán 34.041.276
Los Ángeles 17.792.657
Calama Sin información
Copiapó Sin información
Osorno 25.686.948
Conurbación Quillota Sin información
Valdivia 23.625.111
Punta Arenas 28.882.693
Conurbación San Antonio 5.821.657
Curicó 11.998.519
Fuente: Elaboración Propia
Para las ciudades de las que no se dispone información a partir de la Encuesta Origen-Destino se
asume un costo a partir del tiempo perdido promedio entre ciudades de características similares y
de los ingresos de cada ciudad. Con esto, se obtiene la Tabla 8.31.
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Tabla 8.31: Costo diario de falla.
Ciudad Costo diario de falla [$]
Gran Santiago 3.205.928.316
Gran Concepción 78.266.000
Gran Valparaíso 150.139.147
Gran La Serena 127.870.136
Antofagasta 66.581.345
Gran Temuco 57.131.262
Conurbación Rancagua 24.576.329
Gran Iquique 39.090.270
Talca 26.343.646
Arica 16.993.086
Puerto Montt 29.863.831
Conurbación Chillán 34.041.276
Los Ángeles 17.792.657
Calama 10.261.976
Copiapó 14.139.404
Osorno 25.686.948
Conurbación Quillota 11.189.973
Valdivia 23.625.111
Punta Arenas 28.882.693
Conurbación San Antonio 5.821.657
Curicó 11.998.519
Fuente: Elaboración Propia
Considerando la participación de combustibles diesel por cada región y el rendimiento promedio
de los vehículos diesel y de los vehículos a gasolina53, se obtiene el costo por litro de combustible,
presentado en la tabla Tabla 8.29.
53 Información presente en el estudio “Análisis y Desarrollo de una Metodología de Estimación de Consumos
Energéticos y Emisiones para el Transporte” elaborado por SCSS para SECTRA, 2010.
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122
8.5 Resultados Obtenidos por Macrozona
8.5.1 Norte Grande Tabla 8.32: Costo de Falla para el Norte Grande.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
Kerosene de
Aviación
CLP / lt
CLP / lt CLP / lt CLP / kg
CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 2.403,4 17,5 - 659,1 - 135,9 - 650,1
30 días, 60% 2.917,6 35,0 - 832,7 105,4 380,1 - 793,7
30 días, 100% 3.034,4 58,3 - 1.063,9 147,5 503,8 - 832,2
60 días, 30% 2.523,6 17,5 - 659,1 30,9 379,4 - 790,7
60 días, 60% 3.023,3 35,0 - 832,7 392,6 532,8 - 834,4
60 días, 100% 3.126,3 58,3 - 1.063,9 537,3 597,2 - 863,5
90 días, 30% 2.580,9 17,5 - 659,1 41,2 482,0 - 821,6
90 días, 60% 3.071,2 35,0 - 832,7 488,4 585,4 - 854,5
90 días, 100% 3.152,1 58,3 - 1.063,9 667,3 627,6 - 871,4
Fuente: Elaboración Propia
8.5.2 Norte Chico Tabla 8.33: Costo de Falla para el Norte Chico.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
Kerosene de
Aviación
CLP / lt
CLP / lt CLP / lt CLP / kg
CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 4.402,0 22,7 - 177,9 - 32,6 - 650,1
30 días, 60% 5.403,1 45,4 - 521,1 - 773,9 - 793,7
30 días, 100% 5.604,4 75,7 - 791,1 - 1.018,1 - 832,2
60 días, 30% 6.437,5 22,7 - 619,0 - 1.506,5 - 790,7
60 días, 60% 6.462,4 45,4 - 741,6 - 1.540,7 - 834,4
60 días, 100% 5.975,9 75,7 - 857,2 - 1.295,0 - 863,5
90 días, 30% 6.485,8 22,7 - 619,0 - 1.616,1 - 821,6
90 días, 60% 6.508,5 45,4 - 741,6 - 1.597,0 - 854,5
90 días, 100% 6.094,3 75,7 - 879,3 - 1.388,4 - 871,4
Fuente: Elaboración Propia
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8.5.3 Zona Central Tabla 8.34: Costo de Falla para la Zona Centro.
Escenario Diesel Gasolina
Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene
Petróleo Combustibl
e
Gas de Refinerí
a
Kerosene de
Aviación
CLP / lt CLP / lt
CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 22.153,9 201,1 - 44,2 32.857,6 16.968,9 208,7 650,1
30 días, 60% 24.764,9 402,3 - 34.531,7 37.557,2 19.599,9 174,7 793,7
30 días, 100%
25.860,8 670,4 - 31.663,6 39.430,5 20.183,6 161,2 832,2
60 días, 30% 22.785,1 201,1 - 34.934,8 32.857,6 17.342,5 208,7 790,7
60 días, 60% 25.390,0 402,3 - 35.423,4 37.557,2 19.566,2 174,7 834,4
60 días, 100%
26.320,6 670,4 - 32.657,8 39.430,5 20.119,8 161,2 863,5
90 días, 30% 23.007,2 201,1 - 35.579,0 32.857,6 17.526,8 208,7 821,6
90 días, 60% 25.551,7 402,3 - 35.769,3 37.557,2 19.653,3 174,7 854,5
90 días, 100%
26.522,3 670,4 - 33.111,7 39.430,5 20.222,6 161,2 871,4
Fuente: Elaboración Propia
8.5.4 Zona Sur Tabla 8.35: Costo de Falla para la Zona Sur.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
Kerosene de
Aviación
CLP / lt
CLP / lt CLP / lt CLP / kg
CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 679,5 140,0 - 46,5 - 4,0 - 650,1
30 días, 60% 787,7 280,1 - 93,1 - 8.811,6 - 793,7
30 días, 100% 855,9 466,8 - 155,1 - 7.135,1 - 832,2
60 días, 30% 780,0 140,0 - 46,5 - 5.746,5 - 790,7
60 días, 60% 855,1 280,1 - 93,1 - 7.321,4 - 834,4
60 días, 100% 912,1 466,8 - 155,1 - 5.750,6 - 863,5
90 días, 30% 833,4 140,0 - 46,5 - 7.759,2 - 821,6
90 días, 60% 892,4 280,1 - 93,1 - 7.875,0 - 854,5
90 días, 100% 925,2 466,8 - 155,1 - 7.790,9 - 871,4
Fuente: Elaboración Propia
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8.5.5 Zona Austral Tabla 8.36: Costo de Falla para la Zona Austral.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
Kerosene de
Aviación
CLP / lt
CLP / lt CLP / lt CLP / kg
CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 787,6 197,9 - 187,3 - 4,5 - 650,1
30 días, 60% 913,8 395,9 - 374,4 - 299,0 - 793,7
30 días, 100% 993,0 659,8 - 623,9 - 448,1 - 832,2
60 días, 30% 905,5 197,9 - 187,3 - 298,1 - 790,7
60 días, 60% 992,9 395,9 - 374,4 - 483,1 - 834,4
60 días, 100% 1.058,9 659,8 - 623,9 - 560,7 - 863,5
90 días, 30% 968,2 197,9 - 187,3 - 421,9 - 821,6
90 días, 60% 1.036,7 395,9 - 374,4 - 546,5 - 854,5
90 días, 100% 1.074,2 659,8 - 623,9 - 597,4 - 871,4
Fuente: Elaboración Propia
8.6 Resultados a Nivel País
Tabla 8.37: Costo de Falla a Nivel Nacional, por tipo de combustible, duración y profundidad de falla.
Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo
Gas Licuado
Kerosene Petróleo Combustible
Gas de Refinería
Kerosene de
Aviación
CLP / lt
CLP / lt CLP / lt CLP / kg
CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt
30 días, 30% 5.064 185 - 166 2.582 4.708 209 650
30 días, 60% 6.160 369 - 34.833 2.969 5.945 175 794
30 días, 100% 6.523 616 - 31.951 3.124 5.693 161 832
60 días, 30% 6.344 185 - 35.269 2.588 5.733 209 791
60 días, 60% 7.112 369 - 35.752 3.017 6.111 175 834
60 días, 100% 7.083 616 - 32.957 3.188 5.695 161 864
90 días, 30% 6.556 185 - 35.916 2.589 6.008 209 822
90 días, 60% 7.273 369 - 36.099 3.033 6.191 175 855
90 días, 100% 7.315 616 - 33.416 3.210 5.918 161 871
Fuente: Elaboración Propia
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9 Levantamiento y Análisis de Vulnerabilidad de Instalaciones
Existentes
9.1 Aspectos Metodológicos
Se ha realizado una búsqueda de información referente a instalaciones de sistemas de
almacenamiento de combustibles, terminales y oleoductos; encontrándose principalmente las
siguientes tres fuentes de información
Mapa de infraestructura energética, del Ministerio de Energía [21]. Actualizado el 2009
Estudio “Análisis de opciones para reservas de seguridad de combustibles líquidos”,
elaborado por Gamma ingenieros para el Ministerio de Energía [22]. Actualizado el 2011.
Estudio “Elaboración de bases de estudio sobre riesgo del sector energía”, elaborado por
la Fundación para la transferencia tecnológica para el Ministerio de Energía [23].
Actualizado el 2010.
La información presente en estas fuentes fue revisada, cruzada y ordenada en planillas que
permitan vincular los distintos ítems relevantes para un análisis de vulnerabilidad. Cabe destacar
que se presentaron diferencias entre las 3 fuentes de datos. Las diferencias y la forma de
enfrentarlas fueron las siguientes:
Diferencias asociadas a la existencia de instalaciones: algunas instalaciones se señalaban
en una fuente y en otra no. Ante esto se utilizó de forma complementaria la información
presente en cada documento, creando así una nueva planilla que incluye todas las
instalaciones levantadas en cada fuente.
Diferencias asociadas a los datos señalados por cada instalación: si bien todas las fuentes
presentaban información sobre las capacidades de las instalaciones, cada fuente
presentaba adicionalmente otro tipo de datos. Esto permitió, en muchos casos,
complementar la información asociada a las instalaciones.
Diferencias en las capacidades indicadas para cada instalación: uno de los principales
problemas encontrados durante el levantamiento de información, correspondió a la
existencia de diferencias en las capacidades indicadas para las instalaciones. En caso de
ser diferencias mayores al 20%, se ha priorizado según los siguientes dos criterios:
o En caso que dos fuentes presenten información similar y una sea distinta,
entonces se utiliza la información presente en dos fuentes de información.
o En caso que las tres fuentes de información sean distintas, o una fuente no
presente información, se ordenan las fuentes dando prioridad a los documentos
actualizados más recientemente.
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Toda la información levantada fue organizada en planillas que integran la información presente en
cada una de las fuentes revisadas y que permita visualizar las principales características y las
relaciones entre las distintas instalaciones. A partir de esta información se crearon los diagramas
de flujo de combustible, que permiten visualizar la cadena de suministro de cada región y
macrozona.
Con el objetivo de analizar la capacidad de almacenar y distribuir combustibles de cada región
acorde a su demanda, se recopila información sobre la demanda mensual de cada combustible por
cada región.
De esta forma, la información presentada en las planillas es la siguiente:
Plantas con almacenamiento de combustible
o Código identificador
o Nombre
o Operador
o Combustible almacenado (Combustibles líquidos, GLP, Petróleo crudo)
o Tipos de combustibles líquidos almacenados
o Capacidad para combustibles líquidos (m3)
o Capacidad para GLP (m3)
o Capacidad para petróleo crudo (m3)
o Modo de aprovisionamiento (Camión, barco, Oleoducto)
o Nivel de distribución (0 en caso de ser refinería o terminal, o número de plantas
por las que pasa antes el combustible)
o Planta de aprovisionamiento (0 en caso de ser refinería o terminal, código en caso
de ser otra planta)
o Modo de despacho (Camión, barco, Oleoducto)
o Conectado a Oleoducto (Código oleoducto)
o Terminales cercanos (Código terminal)
o Ubicación geográfica (Región)
o Ubicación geográfica (provincia, comuna)
o RCA (Código de la resolución)
Oleoductos
o Código identificador
o Operador
o Origen del ducto (código de planta o terminal)
o Destino del ducto (código de planta o terminal)
o Combustible transportado (Productos limpios, GLP)
o Tipos de productos limpios transportados
o Longitud productos limpios (km)
o Diámetro productos limpios (pulgadas)
o Flujo productos limpios (m3/h)
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o Longitud GLP (km)
o Diámetro GLP (pulgadas)
o Flujo GLP (m3/h)
o Año de instalación
o Ubicación geográfica origen (Región)
o Ubicación geográfica origen (provincia, comuna)
o Ubicación geográfica destino (Región)
o Ubicación geográfica destino (provincia, comuna)
o RCA (Código de la resolución)
Terminales
o Código identificador
o Nombre
o Propietario
o Tipo terminal
o Combustibles manejados
o Planta cercana
o Oleoducto despacho
o Ubicación geográfica (Región)
o Ubicación geográfica (provincia, comuna)
o RCA (Código de la resolución)
Regiones
o Código región
o Demanda mensual por combustible (m3/mes)
o Capacidad de almacenamiento por combustible (m3)
o Capacidad flujo vía oleoducto por combustible (m3/h)
o Calificación vulnerabilidad (alta, media, baja)
Las planillas con el detalle indicado se presentan en los Anexos.
9.2 Resultados de levantamiento de información
A continuación se presenta tablas que resumen los principales aspectos de la información
levantada. Para un mayor nivel de detalle se presentan las planillas completas en los Anexos.
Se levantó información de un total de 74 plantas con capacidad de almacenamiento (Anexo 3) de
combustibles cuyas capacidades por Región y macrozona se presentan en la siguiente tabla:
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Tabla 9.1 Resumen de información de levantamiento de instalaciones con almacenamiento de combustibles
Región Total plantas
Capacidad final (m3) CL
Capacidad total (m3) CL
Capacidad final (m3) GLP
Capacidad total (m3) GLP
Capacidad final (m3) PC
Capacidad total (m3) PC
XV Region de Arica y Parinacota
3 18120 18.120 606 606 0 0
I Region de Tarapaca
2 72887 72.887 530 530 0 0
II Region de Antofagasta
7 217400 217.400 631 631 0 0
TOTAL NORTE GRANDE
12 308.407 308.407 1.767 1.767 0 0
III Region de Atacama
6 64.159 64.159 1.020 1.020 0 0
IV Region de Coquimbo
3 31.117 31.117 1.036 1.036 0 0
TOTAL NORTE CHICO
9 95.276 95.276 2.056 2.056 0 0
V Region de Valparaiso
13 99.300 1.609.590 9.650 124.210 0 635.000
Region Metropolitana
8 262.894 262.894 58.673 58.673 0 0
VI Region del Libertador General Bernardo O'Higgins
2 98.791 98.791 742 742 400 400
VII Region del Maule
2 24.581 24.581 2.855 2.855 0 0
VIII Region del Bio - Bio
6 812.700 889.700 2.461 43.069 0 154.804
TOTAL ZONA CENTRO
31 1.298.266 2.885.556 74.381 229.549 400 790.204
IX Region de la Araucania
3 858 858 807 807 0 0
X Region de los Lagos
6 160.704 160.704 10.005 10.005 0 0
TOTAL ZONA SUR
9 161.562 161.562 10.812 10.812 0 0
XI Region de Aysen
5 10.468 10.468 1.288 1.288 0 0
XII Region de Magallanes y la Antartica Chilena
8 280.306 306.962 54.327 128.687 99.982 168.437
TOTAL ZONA AUSTRAL
13 290.774 317.430 55.615 129.975 99.982 168.437
Fuente: Elaboración propia
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Se levantó además la información de 21 oleoductos (Anexo 4) cuyas capacidades de flujo de cada
combustible por cada macrozona se presenta en la siguiente tabla:
Tabla 9.2: Resumen de información de levantamiento de oleoductos existentes
Macrozona Total Ductos Capacidad Flujo (m3/hora) Combustibles Líquidos (CL)
Capacidad Flujo (m3/hora) Gas Licuado Petróleo (GLP)
Norte Grande 1 1.500 800
Zona Centro 13 4.427 1.325
Zona Sur 1 180 0
Zona Austral 6 442 210
Fuente: Elaboración propia
Finalmente, se levantó información de 31 terminales marítimos (Anexo 5) que se distribuyen por
Región acorde a lo indicado en la siguiente tabla:
Tabla 9.3 : Resumen de información de levantamiento de terminales marítimos existentes.
Región Total terminales marítimos
I Región de Tarapacá 2
II Región de Antofagasta 5
III Región de Atacama 3
IV Región de Coquimbo 1
V Región de Valparaíso 5
VIII Región del Bío - Bio 3
X Región de los Lagos 4
XI Región de Aysén 2
XII Región de Magallanes y la Antártica chilena
5
XV Región de Arica y Parinacota
1
Fuente: Elaboración propia
También se levantó información sobre las demandas mensuales promedio de cada Región, en base
al informe estadístico de la SEC del año 2010, presentándose los siguientes resultados:
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130
Tabla 9.4: Demanda mensual promedio de combustibles por región
Combustibles Limpios (CL) [m3/mes]
Gas Licuado (GLP) [m3/mes]
XV Región de Arica y Parinacota 12.946 1.252
I Región de Tarapacá 57.364 1.216
II Región de Antofagasta 181.167 4.072
III Región de Atacama 45.174 1.429
IV Región de Coquimbo 43.334 3.111
V Región de Valparaíso 169.236 9.350
Región Metropolitana 337.129 46.102
VI Región del Libertador General Bernardo O'Higgins 45.234 6.531
VII Región del Maule 51.493 4.790
VIII Región del Bío - Bio 124.025 8.394
IX Región de la Araucanía 33.635 3.538
X Región de los Lagos 46.674 4.087
XIV Región Los ríos 20.572 1.488
XI Región de Aysén 9.025 798
XII Región de Magallanes y la Antártica Chilena 11.200 166
Fuente: Elaboración propia en base a SEC 2010 [24]
La información presentada corresponde a la base de los análisis presentados en las secciones
siguientes.
9.3 Análisis por macrozona
Se compararon en primer lugar las capacidades de almacenamiento de cada macrozona con sus
respectivas demandas de combustible, obteniéndose la Tabla 9.5. Los meses cubiertos, asociados
a la capacidad de almacenamiento por cada mes se estiman a partir de la capacidad final de la
zona, es decir sólo a nivel de plantas de distribución de combustible (sin considerar las
capacidades de almacenamiento aguas arriba).
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Tabla 9.5 Capacidad de almacenar la demanda de combustibles por macrozona
Capacidad final zona
Capacidad total zona
Demanda zona Meses cubiertos
CL [m3] GLP [m3]
CL [m3] GLP [m3]
CL [m3/mes]
GLP [m3/mes]
CL GLP
Norte grande
308.407 1.767 308.407 1.767 251.477 6.540 1,23 0,27
Norte chico 95.276 2.056 95.276 2.056 88.508 4.540 1,08 0,45
Centro 1.298.266 74.381 2.885.556 229.549 727.117 75.167 1,79 0,99
Sur 161.562 10.812 161.562 10.812 100.881 9.113 1,60 1,19
Austral 290.774 55.615 317.430 128.687 20.225 964 14,38 57,69
PAIS 2.154.285 144.631 3.768.231 372.871 1.188.208 96.324 1,81 1,50
Fuente: Elaboración propia
Con esta consideración se tiene un promedio país de 43 días (considerando almacenamiento lleno)
para combustibles líquidos y de 80 días para el GLP. Si se considera la capacidad total, es decir,
capacidad a nivel de distribución más capacidad aguas arriba se tiene una capacidad de
almacenamiento de 97 días para combustibles líquidos y de 150 días para GLP. Si se considera sólo
la capacidad aguas arriba se tiene una capacidad de almacenamiento de 55 días para combustibles
líquidos y de 71 días para GLP. Es importante mencionar que estos valores se presentan solo como
referencia, pues consideran una utilización del 100% de la capacidad de almacenamiento y
considera además el total país, el cual se ve distorsionado por la gran capacidad de las plantas
existentes en la zona central. No obstante lo anterior, los valores presentados dan cuenta de una
capacidad de almacenamiento mayor a 25 días, lo que corresponde a la cifra oficial. En capítulos
posteriores se comparará la capacidad de almacenamiento con los requerimientos de reservas
estipulados para los países miembros de la AIE.
En términos de vulnerabilidad, no es de utilidad hacer un análisis de nivel de país, pues aún si las
capacidades de almacenamiento son altas, se considera vulnerable si esta capacidad se encuentra
concentrada en una sola zona. Por lo tanto, un análisis por región es necesario para comprender
las capacidades y vulnerabilidades de cada zona, por lo cual a continuación se describe la cadena
de suministro de combustibles de cada macrozona.
9.3.1 Zona Norte Grande
La siguiente figura muestra el flujo del suministro de combustible en cada región de la zona Norte
Grande. La llegada de combustibles líquidos a la región se da principalmente por medio de
terminales marítimos, y siendo menor la capacidad asociada al suministro por medio de camiones,
la capacidad de almacenamiento de CL es equivalente a 37 días de demanda de estos
combustibles. En el caso del GLP, el suministro a la región se distribuye entre terminales marítimos
y camiones, y su capacidad de almacenamiento equivale a la demanda de GLP de sólo 8 días.
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No existen en la región refinerías, y existe únicamente un oleoducto de sólo 2 km. de longitud, que
une el terminal marítimo Interacid con la planta Copec de Iquique.
Figura 9.1 Flujo de suministro de combustible. Zona Norte Grande
Planta Comap Arica
CL: 18.000 m3
GLP: 190 m3
CL - GLP
Terminal Comap Arica
Planta Arica
Lipigas
GLP: 486 m3
CL - GLP
CL
Región XV de Parinacota
Capacidad final total
CL: 18.120 m3
GLP: 606 m3
Planta Copec Iquique
CL: 44.987 m3
GLP: 530 m3
CL - GLP
Terminal Copec Iquique
Planta Esso Iquique
CL: 27.900 m3
Región II de Tarapacá
Capacidad final total
CL: 72.887 m3
GLP: 530 m3CL
Terminal Esso Iquique
Planta Mejillones
CL: 61.468 m3
CL
Complejo Portuario Mejillones
Oleoducto
Región II de Antofagasta
Capacidad final total
CL: 217.400 m3
GLP: 631 m3
CL - GLP
CL
CL
Terminal Interacid
CL
Planta Tocopilla
CL: 23.867 m3
CL
Puerto Tocopilla Electroandina
CL
Planta Corpesca
CL: 120 m3
CL
GLP CL - GLP
Pta Esso Antofagasta
CL: 89.265 m3
GLP: 265 m3
CL - GLP
Terminal Esso Antofagasta
CL - GLP
Planta Shell
Antofagasta
CL: 39.300 m3
CL
Terminal Shell Antofagasta
CL
Planta Calama
GLP: 326 m3GLP
Planta Gasoducto
Norandino
CL: 3.500 m3
CL
Centro Distribución
Antofagasta
GLP: 40 m3
GLP
GLP
CL
GLP
Fuente: Elaboración propia
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9.3.2 Zona Norte Chico
La siguiente figura muestra el flujo del suministro de combustible en cada región de la zona Norte
Chico. La llegada de combustibles líquidos a la región se da principalmente por medio de
terminales marítimos, y sólo la planta Rocas Negras tiene suministro de combustibles líquidos por
medio de camiones. La capacidad de almacenamiento de CL es equivalente a 32 días de demanda
de estos combustibles. En el caso del GLP, el suministro a la región se da principalmente por medio
de camiones, recibiendo sólo la planta Guayacán de Copec GLP por medio del terminal marítimo.
La capacidad de almacenamiento equivale a la demanda de GLP de 14 días.
No existen en la región refinerías y ni oleoductos.
Figura 9.2 Flujo de suministro de combustible zona norte
Región III de Atacama
Capacidad final total
CL: 64.159 m3
GLP: 1.020 m3
Planta Huasco
CL: 27.970 m3
CL
Puerto Huasco - Guacolda
CL
Planta Chañaral
CL: 14.906 m3
CL
Terminal Barquito
CL
Planta Rocas Negras
Caldera
CL: 21.283 m3
CL
Terminal Rocas NegrasCL
Planta Abastible
Copiapó
GLP: 340 m3
GLP
Planta Lipigas
Copiapó
GLP: 625 m3
GLP
Centro Distribución
Copiapó
GLP: 55 m3
GLP
GLP
GLP
GLP
CL
Región IV de Coquimbo
Capacidad final total
CL: 31.117 m3
GLP: 1.036 m3
Planta Guayacán
Copec
CL: 31.117 m3
GLP: 680
CL - GLP
Terminal Copec GuayacánCL - GLP
Planta El Peñón
GLP: 290 m3GLP
Centro Distribución
Coquimbo:
GLP: 66 m3
GLP
GLP
GLP
GLP
Fuente: Elaboración propia
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9.3.3 Zona Centro
La Zona Centro es una de las más complejas, pues en ella se encuentran dos de las tres refinerías
existentes en el país: Refinería Aconcagua y Refinería Bío Bío. Se presentan dos diagramas de flujo
de suministro de combustible, uno correspondiente a las regiones V y RM, y otro correspondiente
a las regiones VI, VII y VIII.
La refinería Aconcagua, ubicada en Concón, recibe tanto combustibles líquidos como GLP por
medio de un oleoducto que lo conecta al terminal Quintero, el cual recibe CL y GLP que es
almacenado en las plantas de Puerto Ventanas, Gasmar, Planta terminal Quintero y Planta Copec,
antes de ser enviado por oleoducto a la refinería. Los productos de la refinería son enviados por
medio de oleoductos a otras plantas, para luego ser distribuidos. También son enviados de vuelta
al terminal Quintero para cabotaje, y también son enviados por medio de un oleoducto a la Región
Metropolitana.
La refinería Aconcagua corresponde a la principal fuente de suministro de combustibles para la
Zona Norte y la Región Metropolitana, por lo que su vulnerabilidad se asocia no sólo a la V región
sino también a estas otras zonas.
Muy distinto es el caso de la región metropolitana, cuyo suministro de combustibles depende
principalmente del oleoducto que conecta la comuna de Concón a la comuna de Maipú, siendo
utilizado el suministro vía camiones sólo en algunas plantas y para el GLP. Parte del combustible
que llega vía oleoducto desde Concón es enviado por medio de oleoductos a el Aeropuerto y a San
Fernando (VI región) respectivamente.
La VI región recibe combustible líquidos únicamente por medio de la planta DAO de San Fernando
quien recibe éstos por medio de oleoductos desde la planta San Vicente, en la VIII región y desde
Maipú, en la región Metropolitana. El GLP se recibe por medio de camiones y desde San Vicente
por medio del mismo oleoducto que suministra combustibles líquidos. Muy similar es el caso de la
VII región, que recibe combustibles líquidos únicamente en la planta DAO de Linares por medio del
oleoducto proveniente de San Vicente (y que luego continúa a San Fernando).
La refinería de Bío Bío, ubicada en Talcahuano, recibe combustibles desde el Terminal San Vicente,
por medio de un oleoducto de 6 km. El combustible de la refinería se distribuye por medio del
oleoducto a San Fernando (que también se alimenta de otras plantas), y que suministra a ciudades
intermedias como Chillán y Linares. Distribuye además por medio de camiones y de cabotaje
desde el mismo terminal San Vicente. La refinería de Bío Bío suministra tanto a la zona centro
como la zona sur del país, siendo la principal fuente de suministro de esta última.
Debido a la existencia de los dos complejos industriales asociados a las refinerías de Aconcagua y
Bío Bío respectivamente, en su totalidad, la zona centro presenta altas diferencias entre la
capacidad de almacenamiento final, a nivel de distribución, y la capacidad de almacenamiento
total, considerando las capacidades aguas arriba. La capacidad final, a nivel de distribución de la
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zona centro, para combustibles líquidos equivale a la demanda de 64 días, y para GLP equivale a la
demanda de 194 días. Estos valores son altos debido a la existencia de un gran número de plantas
en la región.
Figura 9.3 Flujo de suministro de combustible Zona Centro, parte 1.
Región V de
Valparaíso
Capacidad final
total
CL: 99.300 m3
GLP: 9.650 m3
Capacidad total
(con capacidad
aguas arriba)
CL: 1.609.590 m3
GLP: 124.210 m3
PC: 635.000 m3
CLComplejo
Industrial
Refinería
Aconcagua
CL:1.089.037 m3
GLP: 14.960 m3
PC: 120.000 m3
Planta Abastible Concon
GLP: 484 m3GLP
GLP
Planta Belloto Norte
GLP: 681 m3GLP
GLP
Planta Curimon
GLP: 379 m3GLP
GLP
Pta. Terquim S. Antonio
CL: 18.300 m3CL
CLTerminal Terquim S.
Antonio
Planta Puerto
Ventanas
CL: 102.551 m3
CLPuerto Ventanas
Oleoducto
CL - GLPTerminal Quintero
Planta Gasmar
GLP: 96.600 m3
Oleoducto
Planta Terminal
Quintero
CL: 240.653 m3
GLP: 3.000 m3
PC: 515.000 m3
Planta Oxiquim
Quintero
CL: 26.565 m3
Planta Copec
Quintero
CL: 78.049 m3 Oleoducto
CL
CL
CLPuerto Ventanas
OleoductoCL - GLP
Terminal Quintero
Oleoducto
Planta Copec
Concon
CL: 40.935 m3
Oleoducto
GLP
Planta Lipigas
Concon
GLP: 8.106 m3
Oleoducto
Oleoducto
Ducto a Maipú RM
CLTerminal Shell Quintero
CL
GLP
CL
Oleoducto
Ducto desde Con
Con, V regiónPlanta Copec – Shell Maipú
CL: 56.221 m3CL
Planta DAO Maipú
CL: 167.407 m3
GLP: 5.208 m3
CL - GLP
Planta Esso Maipú
CL: 26.300 m3CL
Planta Gasco Maipú
GLP: 5.198 m3GLP
Planta Gasmar Maipú
GLP: 45.000 m3 GLP
Planta JLC Maipú
CL: 4.000 m3 CL
Planta Maipú Lipigas
GLP: 3.267 m3GLP
OleoductoPlanta SIAV
CL: 8.966 m3CL
OleoductoDucto a San Fernando,
VI región
Región
Metropolitana
Capacidad final
total
CL: 262.894 m3
GLP: 58.673 m3
Ducto a
Termoeléctrica
San Isidro
Oleoducto Etapa II TP1 Bunker
CL: 13.500 m3Ducto a
Termoeléctrica
Quintero
Fuente: Elaboración propia
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Figura 9.4 Flujo de suministro de combustible Zona Centro, parte 2.
Región VIII de Bío
Bío
Capacidad final
total:
CL: 812.700 m3
GLP: 2.461 m3
Capacidad total
(con capacidad
aguas arriba)
CL: 889.700 m3
GLP: 43.069 m3
PC: 154.804 m3
Planta Gasco y Petrox
Talcahuano
GLP: 608 m3
Planta Copec Chillán
CL: 16.769 m3 CL
CL - GLPTerminal San Vicente
Oleoducto
Ducto desde
Maipú, RM
Planta DAO San Fernando
CL: 98.791 m3
GLP: 687 m3
PC: 400 m3
CL - GLP
Región VI de
O’higgins
Capacidad final
total
CL: 98.791 m3
GLP: 742 m3
PC: 400 m3
Oleoducto
GLP
OleoductoDucto desde San
Vicente, VIII
región
Centro Dist. Rancagua
GLP: 55 m3GLP
GLP
CL - GLPRegión VII del
Maule
Capacidad final
total:
CL: 24.581 m3
GLP: 2.855 m3
Oleoducto
Ducto desde San
Vicente, VIII
región
Planta Talca
GLP: 927 m3GLP
GLP
Planta DAO Linares
CL: 24.581 m3
GLP: 1.928 m3Oleoducto Ducto desde San Vicente,
VIII Región; a San Fernando,
VI región
Complejo Industrial
Refinería Bío Bío
CL: 754.261 m3
GLP: 2.461 m3
PC: 154.804 m3
Oleoducto
Ducto a San Fernando,
VI región
Oleoducto
CL - GLP
OleoductoCL –
GLP - PC
Terminal San Vicente
Oleoducto
Ducto a Temuco,
IX región
Planta Abastible Hualpén
CL: 77.000 m3
GLP: 40.000 m3
CL - GLP
Terminal San Vicente
Abastible
Planta Escuadrón
CL: 26.670 m3CL
CLTerminal Escuadrón
CL
Planta Esso Chillán
CL: 15.000 m3CL
CL
Fuente: Elaboración propia Nota: El ducto a Temuco no se encuentra construido a la fecha
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9.3.4 Zona Sur
La siguiente figura muestra el flujo del suministro de combustible en cada región de la Zona Sur. La
llegada de combustibles líquidos a la zona se da únicamente por medio de camiones para el caso
de la región de la Araucanía y por medio de terminales marítimos en el caso de la región de Los
Lagos. La capacidad de almacenamiento de CL es equivalente a 48 días de la demanda de esta
zona.
Figura 9.5 Flujo de suministro de combustible zona sur
Región IX de la Araucanía
Capacidad final total
CL: 858 m3
GLP: 807 m3
Planta Temuco
CL: 858 m3
GLP: 288
CL - GLP
Planta Temuco
Lipigas
GLP: 454 m3
GLP
Centro Distribución
Temuco:
GLP: 65 m3
GLP
GLP
GLP
CL - GLP
Oleoducto
Ducto a Refinería Bío Bío
(Zona Centro, VIII región)
Región X de Los Lagos
Capacidad final total
CL: 160.704 m3
GLP: 10.005 m3
Planta Comap Puerto
Montt
CL: 26.204 m3
CL
Terminal Esso Puerto Montt
CL
Planta Pargua
CL: 52.500 m3
GLP: 8.000 m3
CL - GLP
Terminal Pargua
CL - GLP
Planta Pureo
CL: 67.000 m3
CL
Terminal San José
CL
Planta Osorno
GLP: 1.965 m3GLP
Centro Distribución
Puerto Montt
GLP: 40 m3
GLP
GLP
GLP
Planta Chincui
CL: 15.000 m3
CL
Terminal Chincui
CL
Fuente: Elaboración propia Nota: El ducto a Temuco no se encuentra construido a la fecha
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En el caso del GLP el suministro a la región se da principalmente por medio de camiones,
recibiendo GLP por medio marítimo sólo la planta Pargua. La capacidad de almacenamiento
equivale a la demanda de GLP de 36 días.
No existen en la región refinerías y ni oleoductos. Sin embargo se encuentra en estudio la
construcción de un oleoducto desde San Vicente a Temuco, en la IX región. No se encuentran
plantas en la región de Los Ríos.
9.3.5 Zona Austral
En la zona austral se encuentra la refinería Gregorio en la región de Magallanes, lo que genera
importantes diferencias entre esta región y la región de Aysén. La zona es además la única del país
que presenta puntos de extracción de petróleo.
En el caso de la región de Aysén, existen 2 plantas conectadas a terminales marítimos que son las
que reciben combustibles líquidos y plantas menores que reciben GLP por medio de camiones
para luego ser distribuidos en la región.
La refinería Gregorio recibe combustibles por medio de oleoductos que lo conectan a las plantas
de Daniel Central y Cabo negro, que a su vez reciben desde terminales marítimos desde Argentina
y desde la Batería de Recepción Posesión. También recibe combustibles directamente desde el
terminal Gregorio. Los combustibles producidos en la refinería son distribuidos por medio de
camiones y de cabotaje desde el mismo terminal Gregorio.
La capacidad de almacenamiento de combustibles líquidos a nivel de distribución equivale a la
demanda regional de 24 días, y en el caso de GLP equivale a la demanda regional de 35 días.
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Figura 9.6 Flujo de suministro de combustible. Zona Austral
Región XI de Aysén
Capacidad final total
CL: 10.468 m3
GLP: 1.288 m3
Planta Comaco Shell
CL: 3.700 m3
CL
Terminal Comaco Shell
CL
Planta Copec Pto.
Chacabuco
CL: 6.768 m3
GLP: 436 m3
CL - GLP
Terminal Copec Pto. Chacabuco
CL - GLP
Planta Coyhaique
Lipigas
GLP: 466 m3
GLP
Planta Coyhaique
Gasco
GLP: 95 m3
GLP
GLP
GLP
Planta Coyhaique
Abastible
GLP: 291 m3
GLPGLP
Planta Cabo
Negro
CL: 26.656 m3
GLP: 72.390 m3
CL - GLP
Terminal Bahia Laredo
Región XII de
Magallanes
Capacidad final
total
CL: 280.306 m3
GLP: 54.327 m3
PC: 99.982 m3
Capacidad total
(con capacidad
aguas arriba)
CL: 306.962 m3
GLP: 128.687 m3
PC: 168.437 m3
CL - GLP
Terminal Cabo Negro
CL -GLP
CL
Terminal Gregorio
Planta Puerto
Williams
CL: 170 m3
CL
Puerto Williams
CL
Planta Clarencia
PC: 60.697 m3
PC
Terminal Clarencia
PC
Planta Daniel Central
y Daniel Este
PC: 32.800
Ducto PC desde Argentina
Oleoducto
Oleoducto
Oleoducto
Complejo
Industrial
Refinería
Gregorio
CL: 280.136 m3
GLP: 54.327 m3
PC: 39.285 m3
CL-PC
Terminal
Gregorio
Oleoducto
Planta Cullén
PC: 7.950 m3
GLP: 1.970
PC
Oleoducto
Ducto GLP desde Argentina
Batería de recepción
Catalina (BRC)
PC: 15.705 m3
Batería de recepción
Posesión (BRP)
PC: 12.000 m3De
sd
e
pla
tafo
rma
De
sd
e
pla
tafo
rma
Fuente: Elaboración propia
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9.4 Fuentes de vulnerabilidad de suministro de combustible
9.4.1 Contingencia a Nivel de Importaciones
Los principales eventos que han afectado el suministro de combustibles se presentan en la
siguiente tabla.
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Tabla 9.6 Principales eventos que han provocado un déficit de suministro
Periodo de Falta de Suministro Duración (meses)
Déficit bruto promedio (millones de barriles por día)
Déficit bruto máximo (millones de barriles por día)
Motivo de la Interrupción de Suministro
Marzo 1951 - Octubre 1954 44 0,7 Campos petrolíferos iranís nacionalizados, meses de paros y manifestaciones en la
región de Abadan
Noviembre 1956 - Marzo 1957 4 2 2 Crisis del Canal de Suez
Diciembre 1966 - Marzo 1967 3 0,7 2 Conflicto sirio sobre la tarifa de transporte
Junio 1967 - Agosto 1967 2 2 Guerra de los Seis Días
Mayo 1970 - Enero 1971 9 1,3 Controversia de los precios en Libia; daños operacionales del Tapline
Abril 1971 - Agosto 1971 5 0,6 Lucha franco-argelina de nacionalización de las reservas de hidrocarburos
Marzo 1973 - Mayo 1973 2 0,5 Disturbios en el Líbano ; daños de la infraestructura de transporte
Octubre 1973 - Marzo 1974 6 2,6 4,3 Guerra arabo-israelí y embargo del petróleo árabe
Abril 1976 - Mayo 1976 2 0,3 Guerra civil en Líbano; interrupción de las exportaciones iraquís
Mayo 1977 1 0,7 Daños en los campos petrolíferos saudís
Noviembre 1978 - Abril 1979 6 3,5 5,6 Revolución iraní
Octubre 1980 - Diciembre 1980 3 3,3 4,1 Inicio de la guerra Irán-Iraq
Agosto 1990 - Enero 1991 6 4,3 Invasión iraquí de Kuwait
Junio 2001 - Julio 2001 2 2,1 Suspensión de las exportaciones de petróleo iraquí
Diciembre 2002 - Febrero 2003 3 2,1 2,6 Huelgas en Venezuela
Marzo 2003 - Octubre 2003 6 0,3 Disturbios en Nigeria
Marzo 2003 - Septiembre 2004 19 1 2,3 Guerra de Iraq
Septiembre 2005 1 1,5 Huracanes Katrina y Rita
Fuente: UNTEC 2010 [25]
En caso de contingencia a nivel de las importaciones, es decir, falta de suministro a nivel de
llegada internacional en los terminales marítimos, la vulnerabilidad estará dada principalmente
por la capacidad de almacenamiento total, es decir considerando la capacidad aguas arriba de los
puntos de distribución de combustibles. En caso de corte de las importaciones, se deberán llenar
las capacidades de almacenamiento totales nacionales.
9.4.2 Contingencia a Nivel de Refinería
El año 2010 la tasa de utilización de las Refinerías fue del 68,8% y la disponibilidad de plantas del
96,6% (promedio de las Refinerías Aconcagua y Bío Bio). El valor anterior considera sólo las fallas,
y no se ve afectado por el terremoto del 2010. Por su parte, el terremoto del 27 de Febrero del
2010, generó que las refinerías pararan por 2 semanas. Los mayores impactos del terremoto en la
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refinería de Bío Bio (más cercana al epicentro) se produjeron en bocatoma y en el sistema de
tratamiento de efluentes; en estructuras soportantes de diversas plantas, especialmente en las
unidades de Topping y Vacío y en la caída de una chimenea de la Unidad Hidrodesulfurizadora de
Diesel (HDS II). Adicionalmente, fue fuertemente impactado el Complejo Petropower que provee a
la Refinería de vapor, agua y energía eléctrica, y cuyas unidades de proceso presentaron
importantes deterioros en sus equipos y estructuras [26].
En caso de contingencia a nivel de refinería la vulnerabilidad está dada principalmente por la
capacidad de almacenamiento a nivel de distribución.
9.4.3 Contingencia a Nivel de Distribución
A nivel de distribución la vulnerabilidad está dada principalmente por la forma de distribución. Si
se ve afectada la distribución por vías terrestres, se priorizaría la distribución por medio de
cabotaje (en caso de zonas costeras) y de oleoductos. Y de la misma forma si se ven afectados los
oleoductos, la distribución se daría principalmente por camiones (no se considera cabotaje pues
los oleoductos conectan principalmente zonas costeras con zonas interiores. Por esta razón una
distribución correctamente repartida entre distintos medios implicará una menor vulnerabilidad
en cada zona. Particulares en este sentido son los casos de la zona norte, cuya distribución de GLP
depende principalmente de la llegada de camiones desde el centro del país; y el caso de las
regiones RM, VI y VII de la zona centro, cuya llegada de combustibles depende principalmente del
oleoducto a Maipú. Cabe mencionar que una contingencia a nivel de distribución se podría
generar sólo a nivel de zonas específicas, siendo poco probable la ocurrencia de este evento a
nivel nacional.
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10 Capacidad Actual de Almacenamiento y Valorización del Costo de
Aumentar las Reservas del País a 90 días
10.1 Capacidad para cumplir requerimientos de la AIE y requerimientos
de demanda
Los requerimientos de reservas estratégicas de la AIE dictan: “La utilización de las reservas es el
elemento central de la acción de la AIE. Los países miembros deben mantener un nivel de reservas
equivalente, como mínimo, a 90 días de importaciones netas del año anterior”. Las importaciones
netas están dadas por la siguiente expresión:
Las importaciones netas de hidrocarburos del año 2010, se presentan en la siguiente tabla.
Petróleo crudo importado 2010 8.367 mil m3
Derivados petróleo importados 2010 8.967 mil m3
Derivados petróleo exportados 2010 696 mil m3
Imp. netas anuales 2010 16.638 mil m3/año
Imp. netas 90 días 4.159.573 m3/90 días
Fuente: Elaboración propia en base a Balance de Energía 2010 [1]
Por lo tanto la capacidad de almacenamiento debe ser igual o mayor al valor de las importaciones
netas en 90 días. La capacidad total de almacenamiento del país es de 5.101.031 m3, es decir cubre
un total de 110 días de importaciones netas. Sin embargo este valor considera una capacidad
utilizada al 100% y sin considerar desagregación entre combustibles líquidos y GLP. Para extender
el análisis se presentan la capacidad de cubrir 90 días de importaciones netas en distintos
escenarios de utilización de la capacidad de almacenamiento y considerando tanto el total, como
la desagregación entre GLP y combustibles líquidos.
Total Solo CL Solo GLP
Cap total 100% utilización [m3] 5.101.031 3.768.231 374.159
% de las Imp. netas 123% 99% 108%
Cap total 90% utilización [m3] 4.590.928 3.391.408 336.743
% de las Imp. netas 110% 89% 97%
Cap total 60% utilización [m3] 3.060.618 2.260.938 224.495
% de las Imp. netas 74% 59% 65%
Cap total 40% utilización [m3] 2.040.412 1.507.292 149.664
% de las Imp. netas 49% 40% 43%
Fuente: Elaboración propia
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Cabe mencionar que actualmente el porcentaje de utilización de la capacidad existente es cercano
al 40%, por lo tanto a medida que la crisis de suministro sea avisada con menos tiempo de
anticipación, la capacidad real será más similar a las presentadas para un 40% de utilización. Para
complementar el análisis anterior, se compara la capacidad de almacenamiento actual con la
demanda de cada zona.
% de la demanda de 90 días en la zona
90% llenado 60% llenado 40% llenado
CL GLP CL GLP CL GLP
Norte grande 37% 8% 25% 5% 16% 4%
Norte chico 32% 14% 22% 9% 14% 6%
Centro 119% 92% 79% 61% 53% 41%
Sur 48% 36% 32% 24% 21% 16%
Austral >200% >200% >200% >200% >200% >200%
PAIS 95% 116% 63% 77% 42% 52%
Fuente: Elaboración propia
Si bien los la capacidad a nivel país de abastecer la demanda por 90 días es similar a la capacidad
de almacenamiento el país respecto a las importaciones netas por 90 días, estos valores se
justifican principalmente en la gran capacidad de la zona austral respecto a su demanda,
encontrándose las otras zonas mucho más limitadas. Aún cuando los requisitos de la AIE hacen
referencia al total del país, este punto no es de menor relevancia, dadas las condiciones
geográficas del país y la consecuente distancia entre las distintas zonas.
10.2 Estimación de costos de almacenamiento requerido para cumplir los
requerimientos de stock
La estimación de costos por m3 tomará como base el estudio realizado por Gamma Ingenieros
“Estudio análisis de opciones para reservas de seguridad de combustibles líquidos” publicado en
Mayo del presente año. El estudio citado tiene por objetivo “Elaborar y evaluar propuestas sobre
las opciones que tiene el país para cumplir con las Reservas de Seguridad exigidas por la
Agencia Internacional de la Energía, AIE.”, contexto en el cual establece los costos de plantas de
almacenamiento de combustibles líquidos y de GLP para distintos tamaños.
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El estudio estima los costos de almacenamiento de combustibles líquidos siguiendo las siguientes
consideraciones:
Se cotizan plantas de distintas capacidades, considerando combinaciones de estanques54
de 25.000 m3 y 50.000 m3, los cuales son más utilizados para proyectos de grandes
almacenamientos. Se considera que se deberá contar con estanques de techo flotante
para almacenar crudo y gasolinas, y con estanques de techo fijo para otros combustibles
líquidos.
Se estima el terreno necesario considerando una distancia de seguridad de 520 m desde el
borde de los estanques exteriores hasta el deslinde del sitio. Se estima un precio del
terreno promedio en 6 US$/m2.
Se estiman los costos de inversión, considerando las variables de costos y capacidad. El
costo de inversión estará dado por:
o ∑( ) ( )
o Donde: es el costo de un estanque tipo i y el número de estanques.
Inclusión de costos de mantención y operación anuales de aproximadamente un 2,5% de
la inversión inicial. Se considera una proyección a 20 años.
Capacidad [m3]
TipoEstanques (50.000 m3)
Costo Inversión
[US$]
Costo O & M (% de Inv.
Inicial/año)
Valor PresenteO&M (20 Años, 10%)
Inversión+ValorPresente O&M [US$]
200.000 Techo Fijo 73.310.057 2,5% 21,3% 88.913.303
250.000 Techo Fijo 87.188.368 2,5% 21,3% 105.745.461
400.000 Techo Fijo 126.630.400 2,5% 21,3% 153.582.300
525.000 Techo Fijo (*) 158.235.208 2,5% 21,3% 191.913.846
1.200.000 Techo Flotante 359.086.734 2,5% 21,3% 435.514.429
Fuente: Gamma 2011 [22]
El estudio citado estima los costos de almacenamiento de GLP siguiendo las siguientes
consideraciones.
Se cotizan plantas de distintas capacidades, considerando combinaciones de estanque
refrigerado de 35.000 m3, por ser este el estándar más económico y con distancias de
54 Tanques verticales de superficie, con protección contra el fuego y dique de contención de derrames
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riesgo menor55, más estanques a presión horizontales de 30.000 galones para recepción y
despacho, de acuerdo a los diseños más utilizados.
Se estima el terreno necesario considerando una distancia de seguridad de 500 m desde el
borde de los estanques exteriores hasta el deslinde del sitio. Se estima un precio del
terreno promedio en 6 US$/m2.
Se estiman los costos de inversión, considerando las variables de costos y capacidad. El
costo de inversión estará dado por:
o ( )
Inclusión de costos de mantención y operación anuales de aproximadamente un 2,8% a
3,8% de la inversión inicial. Se considera una proyección a 20 años.
Se obtienen los siguientes costos de almacenamiento para GLP:
Capacidad [m3]
Costo Inversión [US$]
Costo O & M [% de Inv.
Inicial/año]
Valor PresenteO&M [20 Años, 10%]
Inversión+ValorPresente
[US$]
280.000,000 $ 192.702.103 2,80% 24,30% $ 239.458.442
210.000,000 $ 149.882.482 2,90% 24,70% $ 186.928.952
140.000,000 $ 106.492.587 3,10% 26,10% $ 134.334.921
105.000,000 $ 89.448.660 3,20% 27,40% $ 113.937.599
35.000,000 $ 40.847.617 3,80% 32,60% $ 54.153.662
25.000,000 $ 37.500.000 3,80% 32,60% $ 49.715.564
Fuente: Gamma 2011 [22]
De acuerdo a las estimaciones de la sección anterior, los volúmenes faltantes de almacenamiento
para cada escenario son los siguientes:
Capacidad faltante [m3]
CL GLP
Escenario 90% utilización 420.558 10.864
Escenario 60% de utilización 1.551.028 123.112
Escenario 40% de utilización 2.304.674 197.944
Fuente: Elaboración propia
55 Se elige este por sobre los estanques de esfera de 5.000 m
3 y por sobre los tanques horizontales de
superficie de 60.000 Galones U.S.
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La distribución de las instalaciones faltantes se hará de modo de aumentar la capacidad de forma
proporcional a las necesidades de demanda de cada zona. La distribución por zona propuesta para
las instalaciones faltantes, para cada escenario, se presenta en la siguiente tabla:
90% llenado 60% llenado 40% llenado
CL GLP CL GLP CL GLP
Norte grande [m3] 145.366 3.976 482.635 38.726 653.434 57.160
Norte chico [m3] 155.709 3.739 501.808 37.229 669.049 55.715
Centro [m3] 0 363 131.927 15.934 367.828 35.152
Sur [m3] 119.484 2.787 434.657 31.223 614.363 49.916
Austral [m3] 0 0 0 0 0 0
PAIS 420.558 10.864 1.551.028 123.112 2.304.674 197.944
Fuente: Elaboración propia
Se considera una planta por zona, y se aproximan las necesidades de capacidad a múltiplos de
35.000 m3 en el caso de GLP y a múltiplos de 50.000 m3 o 25.000 m3 en el caso de combustibles
líquidos. De esta forma se obtienen los siguientes costos por zona y totales.
90% llenado 60% llenado 40% llenado
CL GLP CL GLP CL GLP
Norte grande [US$]
71.371.797 52.336.559 184.072.216 52.336.559 228.409.739 84.257.410
Norte chico [US$] 71.371.797 0 184.072.216 52.336.559 236.051.476 84.257.410
Centro [US$] 0 0 62.594.918 52.336.559 146.212.689 52.336.559
Sur [US$] 62.594.918 0 161.681.480 52.336.559 213.781.632 52.336.559
Austral [US$] 0 0 0 0 0 0
PAIS 205.338.512 52.336.559 592.420.830 209.346.235 824.455.536 273.187.937
Fuente: Elaboración propia
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11 Referencias
[1] “Balance Nacional de Energía año 2009”, Ministerio de Energía, 2010.
*2+ “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro
de hidrocarburos”, Centro de Energía y Centro de Modelamiento Matemático, Universidad de
Chile, 2010.
[3] “Energy security policies in EU-25: The expected cost of oil supply disruptions”. Hedenus, F.,
Azar, C. , Johansson, D. (2009). Energy Policy 38 (2010), 1241-1250.
[4] “Oil price shocks and the macro economy: what has been learned since 1996”. Jones, D.W.,
Leiby, P.N., Paik, I.K. (2004). The Energy Journal 25 (2), 1-31.
[5+ “Oil Supply Insecurity: Control versus Damage Costs”, Ahthony D Owen. School of Economics,
The University of New South Wales, Sydney, 2004.
*6+ “Social Costs of Energy Disruptions”, Valeria Constantini and Francesco Gracceva. IEM –
International Energy Markets. September 2004.
[7] “Shares, gaps and the economy s response to oil disruptions”. Huntington, H. (2004). Energy
Economics 26 (2004), 415– 424.
[8] “Impactos Económicos y Sociales de Shocks Energéticos en Chile: un Análisis de Equilibrio
General”. O´Ryan , R., De Miguel, C., Pereira, M., Lagos, C. (2008). Working Papers N° 466. Banco
Central de Chile.
[9] “Energy Security in APEC, assessing the costs of energy supply disruptions and the impacts of
alternative energy security strategies”, Lindsay Hogan, Lindsay Fairhead y Andrew Gurney, ABARE
Research Report 05.2 for the APEC Energy Working Group, 2005.
*10+ “Costo de interrupción del servicio de gas combustible – CI, documento CREG-059”, Comisión
de Regulación de Energía y Gas, Colombia, 2004.
*11+ “Power Interruption Cost to Industrial and Commercial Consumers of Electricity”, Michael J.
Sullivan, Terry Vardell, and Mark Johnson, IEEE, 1997.
*12+ “An Assessment of Oil Market Disru ption Risks”, Hillard G. Huntington, Energy
Modeling Forum, Stanford University, 2005.
*13+ “Estudio De Costo De Falla De Larga Duración en Los Sistemas SIC Y SING”, Fundación para la
Transferencia Tecnológica, 2006.
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[14] “Análisis económico del transporte de carga nacional” elaborado para el Ministerio de
transportes y telecomunicaciones.
[15] “Encuestas de opinión empresarial del sector industrial en América Latina”, Mauricio Gallardo
A, Michael Pedersen, Serie estudios estadísticos y prospectivos, División de Estadística y
Proyecciones Económicas, CEPAL, 2008.
[16] “Business Tendency Surveys.A Handbook”, OECD (2003).
[17] “Sampling Techniques”, Cochran W.G. (1977), John Wiley and Sons, New York, 3ra edición,
1977.
[18] “Análisis y Desarrollo de una Metodología de Estimación de Consumos Energéticos y Emisiones para el Transporte”, elaborado por SCSS para SECTRA, 2009.
[19] “Análisis Económico del Trasporte de Carga Nacional”, elaborado por CIPRES para SECTRA,
2009.
[20] “Estudio Sectorial de Remuneraciones en Empresas de Transporte de Carga por Carretera”,
elaborado por la Asociación Chilena de la Industria del Transporte de Carga por Carretera A.G.
(ChTAG), 2010.
[21] Mapa de infraestructura energética, del Ministerio de Energía, 2009.
[22] Estudio “Análisis de opciones para reservas de seguridad de combustibles líquidos”, elaborado
por Gamma ingenieros para el Ministerio de Energía, 2011.
[23]Estudio “Elaboración de bases de estudio sobre riesgo del sector energía”, elaborado por la
Fundación para la transferencia tecnológica para el Ministerio de Energía, 2010.
[24] Informe estadístico SEC, 2010
[25] Elaboración de Bases de Estudio sobre Riesgo del Sector Energía, UNTEC 2010
[26] Memoria Anual ENAP 2010
[27] “Economic, security and environmental aspects of energy supply: a conceptual framework for
strategic analysis of fossil fuels”, Razarvi, H., Commissioned by the Pacific Asia Regional Energy
Security (PARES) Project, 1997.
[28] “The Costs of Energy Supply Security”, Hans-Holger Rogner, Lucille M. Langlois, Alan
McDonald, Daniel Weisser, Mark Howells. International Atomic Energy Agency, Planning and
Economic Studies Section. 27 December 2006.
[29] “Transmission System Expansion Planning Considering Outage Cost”, Jaeseok Choi,
Gyeongsang National Uni., Jinju, Korea.
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[30] “Analysis of the cost of infrastructure failures in a developing economy: The case of the
electricity sector in Nigeria”, Adeola Adenikinju, Univeristy of Ibadan, African Economic Research
Consortium, 2005.
[31] “Interruption Costs, Customer Satisfaction and Expectations for Service Reliability”, Michael J.
Sullivan, IEEE, 1996.
[32] “The cost of power outages in Zimbabwe’s mining sector”, Nyasha Kaseke, Nelson Mandela
Metropolitan University, 2010.
[33] “Estimates of the Value of Uninterrupted Service for The Mid-West Independent System
Operator”, Paul Centolella, SAIC.
[34] “Planning for natural gas disruptions“, Chicago Metropolitan Area, Critical Infrastructure
Protection Program, 2002.
[35] “The Cost of the U.S. Oil Dependency”, Ian W.H. Parry and Joel Darmstadter, 2003.
[36]” Disruption management: framework, models and applications”, Gang Yu, Xiangtong Qi.
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ANEXOS
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Anexo 1: Literatura Internacional
Se ha hecho una revisión de la literatura especializada en lo que respecta tanto en el costo de falta
de suministro de combustible para el usuario final, en los impactos de la falta de suministro a nivel
nacional, así como también la necesidad de reservas para cada nación.
A continuación se presenta un extracto de los elementos más importantes presentados en cada
documento, que pueden o no aplicarse a la metodología utilizada en el presente estudio:
A1.1 “Oil Supply Insecurity: Control versus Damage Costs” [5]
En el presente documento, el autor analiza los diferentes costos que tiene la seguridad de
suministro de combustible para un país, apuntando a hacer la diferencia entre el “control cost”, el
cual puede entenderse como el costo que tiene el tener las instalaciones apropiadas para
enfrentar una crisis de forma “aceptable”, contra el “damage cost”, que puede entenderse como
aceptar la crisis como tal y cuantificar los daños causados por ésta.
En este sentido, se critica la metodología de estimar indirectamente los “costos por daño” (o
“costo de falla”, en este caso), mediante el cálculo de “costos de control”, dado que ambas
metodologías de estimación son completamente diferentes, y sólo se “supone” que ambos
resultados son iguales en un punto de equilibrio, lo cual no siempre es así.
Adicionalmente, argumenta que los “costos de control” son siempre menores que el costo de falla,
dado que el costo de falla, aparte de los costos propios, tienen costos indirectos, cuyos alcances
en la cadena de producción y cadena externalidades sociales es generalmente difícil de cuantificar
en su totalidad, y con precisión.
Aunque este documento se centra en el objetivo de reducir emisiones de CO2 mediante la
masificación de vehículos a hidrógeno, lo cual escapa a los alcances del presente proyecto,
también se hace un análisis en cuanto a la seguridad de suministro de combustible, indicando:
Existe una marcada asimetría entre el valor de una unidad de energía entregada al consumidor y el
valor de la misma unidad no entregada a causa de una interrupción no deseada del suministro.
Más aún, las interrupciones, o amenazas de interrupciones, pueden provocar una rápida
perturbación general, dado lo difícil y costoso que es almacenar energía. La robustez de los
sistemas de energía a los eventos extremos es un problema importante que debe enfrentar la
sociedad industrializada.
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La "inseguridad" energética se refleja en el nivel de riesgo de interrupción física en el suministro ya
sea real o imaginaria. La reacción del mercado a una potencial interrupción, sería un aumento
repentino de los precios durante el período de espera del impacto de la interrupción. Un período
prolongado de precios altos e inestables, por lo tanto, normalmente son síntoma de altos niveles
de inseguridad. Las interrupciones en el suministro también pueden provenir de los shocks
inesperados en el sistema energético, como actos deliberados de sabotaje o fallas inesperadas en
la tecnología de suministro de energía. Hay también una dimensión temporal a la seguridad
energética, que van desde lo inmediato (por ejemplo, falla de una generadora eléctrica) hasta el
futuro (por ejemplo, medidas de reducción de emisiones de carbono).
Es posible definir dos categorías de riesgo en el contexto de la seguridad energética: riesgos
estratégicos y riesgos del sistema interno. Los riesgos estratégicos a menudo implican el riesgo de
interrupciones en el suministro de combustibles importados. El origen del problema puede ser el
poder de mercado, la inestabilidad política, o la insuficiente inversión en la infraestructura de las
naciones exportadoras de combustibles. Involucran eventos y circunstancias externas. Riesgos
internos del sistema se derivan de una inversión insuficiente o inadecuada en la infraestructura
nacional de energía, a partir de un fallo técnico, el terrorismo, o las perturbaciones sociales en el
mercado (por ejemplo, huelgas).
La seguridad energética es ampliamente percibida como un bien público que debe ser
proporcionada por los gobiernos. Sin esta intervención, se puede argumentar que las
imperfecciones del mercado llevarían a una seguridad nacional insuficiente. Sin embargo, el riesgo
es un factor intrínseco en todos los mercados y los precios en general deben incorporar la
disponibilidad a pagar de los consumidores por los diferentes niveles de exposición al riesgo. El
mercado de la energía no debe ser una excepción.
Estimación de los costos por daños
El costo de la interrupción del suministro es generalmente evaluado en términos de la disminución
potencial del Producto Interno Bruto de un país (PIB), como resultado de interrupciones en el
suministro de petróleo crudo en el mercado internacional. Entonces se asume que esta alteración
provoca un aumento repentino en el precio del petróleo, que a su vez causa una reducción
correspondiente en el PIB. La magnitud de la resultante "pérdida" se relaciona positivamente con el
grado de dependencia del país del petróleo importado y sus derivados. Estimación del costo
económico de interrupción del suministro involucra seguir los siguientes pasos (Razavi (1997)):
Formulación de los escenarios de interrupción del suministro. Cada escenario se refiere a
un evento político probable, y se refleja en la reducción del suministro de petróleo en una
cantidad específica, por un período de tiempo específico.
Evaluación del impacto de cada una interrupción en la trayectoria del precio del petróleo.
Evaluación del impacto del aumento del precio del petróleo en el PIB.
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Esto último requiere una estimación de la elasticidad del PIB con respecto al precio del crudo. Cabe
señalar que esta pérdida económica se presenta debido a un aumento repentino de los precios, en
lugar de un aumento gradual. Esto se debe a que la economía no se puede ajustar de inmediato a
los precios del petróleo. En cambio, una interrupción en el suministro de petróleo provoca un
mayor desempleo y un menor PIB que el caso donde no hay interrupción. Estimación del impacto
económico requieren un amplio análisis de reacciones macro y micro económicas a los aumentos
de precios del petróleo y derivados. En los Estados Unidos, que es dependiente de las
importaciones de petróleo en un 40 por ciento de su consumo, y cuenta con alrededor de 150 días
de inventarios de petróleo, la elasticidad del PIB a un aumento repentino en los precios del petróleo
se estima en -0,2556. Así, un aumento del 10 por ciento en el precio del petróleo se traduciría en
una disminución del 2,5 por ciento en el PIB (ceteris paribus). En el caso de Japón, donde la
dependencia a las importaciones es de casi el 100 por ciento, y sus inventarios de petróleo también
se encuentran cerca de los 150 días de consumo, la elasticidad puede ser tan alta como -1,0.
A1.2 “The Costs of Energy Supply Security” [28]
El presente documento analiza los costos de la seguridad del suministro de energía, cuestionando
la “costo-efectividad” de invertir en la seguridad de suministro frente a cualquier adversidad,
además considerando medidas complementarias al energético bajo restricción, tales como la
implementación de eficiencia energética, o el reemplazo por otros energéticos con mayor
seguridad, como la energía nuclear (los autores pertenecen a la agencia internacional de energía
nuclear). Entre los aspectos abordados en este documento, se destaca:
Las reservas estratégicas permiten acumular combustible y ser utilizadas para combatir las
circunstancias extraordinarias, o amortiguar variaciones extremas en los precios. Reservas
comerciales convencionales de casi cualquier producto están en manos de los comerciantes y la
industria como parte de las operaciones normales, para proporcionar flexibilidad, y enfrentar
circunstancias que podrían retrasar los suministros y por lo tanto, afectar aguas abajo las
actividades. Algunos países, como Suecia, tuvieron un sistema obligatorio de reservas para un
número de bienes de vital importancia (de importación) durante la guerra fría.
En la industria del petróleo, las empresas comerciales manejan unos 125 millones de m3 de
capacidad de almacenamiento, o un 10% de la capacidad de almacenamiento del mercado
mundial total de petróleo. Los terminales comerciales manejan alrededor del 10% del flujo mundial
total, estimado en unos 8 a 10 millones barriles/día (bbl/d) en comparación con 85 millones de
bbl/d en todo el mundo.
56 Razavi (1997) [27].
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Los almacenamientos estratégicos, por el contrario se llevan a cabo por los gobiernos o por orden
suya para proporcionar una amortiguamiento para los consumidores domésticos en el caso de una
interrupción del suministro o tal vez para un alza de precios temporales. Generalmente están
diseñados para extender el suministro de algunos 90 a 120 días.
Los almacenamientos estratégicos pueden ser de propiedad privada o bajo el control del gobierno,
para la asignación y distribución en las condiciones de crisis mencionadas. En tales casos, el éxito
de la intervención estará limitado por los recursos comprometidos en el esfuerzo, la credibilidad de
la intervención, por las especulaciones del mercado en cuanto a la duración de las condiciones
relevante, incluyendo el deseo y la oportunidad para obtener ganancias. La construcción de
reservas es una proposición muy costosa, y las intervenciones en las reservas son en general
operaciones engorrosas que requieren una respuesta rápida, el conocimiento de los precios
adecuados, los costos marginales y el comportamiento del mercado, el momento adecuado y la
integridad objetiva, así como un equilibrio entre los intereses de los agentes del mercado.
Cooperación multilateral para la Seguridad de suministro - Experiencia IEA
El ejemplo más conocido de un enfoque multilateral de la seguridad energética es Probablemente
la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y sus programas de seguridad energética. La AIE fue
creada en 1974 a raíz de la Guerra de Yom Kippur y la “primera crisis del petróleo",
específicamente para preparar mejor a los países de la OCDE para las interrupciones de suministro
de petróleo, y como un contrapeso a la OPEP.
El acuerdo por el cual se estableció la AIE se llama el Programa Internacional de la Energía (PIE). Su
objetivo principal era reducir la dependencia de las importaciones mediante el establecimiento
obligatorio de almacenamiento de petróleo para amortiguación57, medidas de restricción de la
demanda, desarrollo de recursos alternativos, y un Programa de Distribución entre los países
miembros, para compartir el “impacto” de un déficit de petróleo en partes iguales entre los países
miembros. El sistema es probado regularmente, pero hasta la fecha el sistema se ha activado sólo
en 1974, 1991 y 2005, una acción coordinada de la AIE para llevar reservas en el mercado. Por
tanto, no es claro cuán costo efectivas son las reservas estratégicas - diseñado para interrupciones
de 90 días - para asegurar la seguridad del suministro en el contexto de un fuerte crecimiento a
largo plazo de la demanda (y por tanto una mayor competencia) para un petróleo cada vez más
escaso y costoso.
57 La UE también impone obligaciones de almacenamiento, con requisitos ligeramente diferentes, creando
cierta superposición. La diferencia más grande, es el requisito de la UE para almacenar 90 días de consumo, en vez de 90 días de importaciones netas. La UE tenía reservas estratégicas de petróleo a partir de la década de 1960 (después de Suez), incluso antes de la IEA en 1973.
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Tanto la reducción de la demanda y la diversificación de la matriz de combustibles se recomiendan
para implementación nacional; el almacenamiento es obligatorio, y presume un reparto
multilateral entre las reservas estratégicas en caso que la AIE declare una emergencia. Los
almacenamientos deben contemplar un mínimo de 90 días de las importaciones netas del año
anterior, y puede ser liberado en tiempos de crisis, tal como se define por acuerdo de los países
miembros de la AIE. Las reservas actuales bajo el programa de la AIE son de alrededor a 3 millones
de barriles de petróleo, es decir, unos 45 días de la demanda mundial de petróleo.
El interés en reservas estratégicas de petróleo se encontraba anclado en varios hechos. El petróleo
se ha convertido en una materia prima altamente política. Los actuales actores dominantes en el
mercado mundial del petróleo son los productores que controlan alrededor del 50% de la oferta y
cuyos suministros se consideran vulnerables a interrupciones por acontecimientos políticos y no
políticos. Contra este riesgo, los consumidores con poder político de la OCDE han entrado en mayor
o menor grado en un pacto mutuo de protección al consumidor con el objetivo de tener una mayor
influencia en el precio y cantidad del petróleo. La OCDE representa alrededor del 60% de la
demanda mundial de petróleo (el mismo tipo de desproporción, de hecho, se aplica a la energía
nuclear, con los pocos proveedores de tecnología nuclear dominando el mercado).
Hay costos considerables involucrados en mantener las reservas de petróleo, los dos principales
costos son el almacenamiento y el financiamiento. Los costos totales para el almacenamiento, el
financiamiento y el aseguramiento del petróleo dependerá del tipo de almacenamiento (un
almacenamiento subterráneo para el petróleo crudo es el modo de almacenamiento más barato, el
almacenamiento de gasolina en nuevos tanques convencional es el más caro) y, sin necesidad de
decirlo, en el volumen total almacenado. Estos costos también dependen de los productos
almacenados, sean productos en bruto o refinados (gasolina, combustible, petróleo, etc), y
también sobre la posibilidad de almacenamiento bilateral con otro país, si esto es más barato. El
almacenamiento de petróleo crudo, es normalmente más barato que el de productos refinados.
Las estimaciones aproximadas varían considerablemente. Expertos de la AIE utilizan costos típicos
solo para el almacenamiento (al 2005), en alrededor de US$ 3-4 por m3 por año para el petróleo
crudo almacenado bajo tierra, y alrededor de US$ 10-20 por m3 por año para el almacenamiento
de productos refinados en los tanques de petróleo convencional. Estos costos de almacenamiento
no son más que una pequeña fracción del total. Si se agregan otros costos relacionados
(financiamiento, seguros, costos de operación, gastos generales, análisis de muestras, restauración
de la de productos, etc), los costos estimados serían alrededor de US$ 18 por m3 por año de crudo
almacenado bajo tierra (o $ 20 por tonelada), y unos US$ 27-35 por m3 por año de productos
refinados (o US$ 30-40 por tonelada). Ningún conjunto de estimaciones incluye los costos de
adquisición.
El FMI estima que el costo de las reservas de petróleo es de alrededor de US$ 1.500 millones para
100 millones de barriles (14 millones de toneladas). Cuando este costo se traspasa a los
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consumidores de productos del petróleo, los costos de almacenamiento son en promedio de
alrededor de medio centavo de dólar o la mitad de un céntimo de euro por litro.
El Instituto CATO estima que el costo es mucho mayor (Taylor et al., 2005). El costo del programa
nacional de almacenamiento en los EE.UU. solamente, estimando que es uno de los más baratos,
es de unos US$ 41.000-51.000 millones (US$ al 2004), o unos US$ 409-503 por cada m3 de petróleo
almacenado. Esta cifra incluye la compra de petróleo, y por lo tanto no es directamente
comparable a las cifras de la AIE. La compra de petróleo es aproximadamente tres cuartas partes
del total. Estos costos tampoco son acumulativos por año, dado el crecimiento de reservas
estratégicas de petróleo (SPR). Como resultado de la reserva estratégica de petróleo, cumplir las
normativas puede haber aumentado los precios del petróleo en aproximadamente US$ 5-8 por m3
en abril de 200558. De acuerdo con el Instituto CATO, una visión histórica y en el contexto de las
respuestas del mercado, el valor del programa como una cobertura contra la interrupción del
suministro puede ser sobreestimado. Dado que algunas reservas son utilizadas como reemplazo y
no como complemento a las reservas de la industria privada, no aumenten las reservas totales. Por
otra parte, a menos que las reservas sean entregadas en forma pronta y rápida, su efecto
moderador en el precio sería muy pequeño; EE.UU. ha sido en general lento para entregar sus
reservas. Concluyen específicamente que "los costos asociados con las SPR han sido mayores que
los beneficios hasta ahora".
A1.3 “Social Costs of Energy Disruptions” [6]
El presente documento hace un análisis macroeconómico del impacto del desabastecimiento de
petróleo en el mercado internacional. Basa sus resultados en variados estudios previos, que han
analizado el impacto de crisis específicas del petróleo con el PIB, tanto de los países importadores
como los importadores de petróleo, además de los efectos inflacionarios en las economías locales,
así como en el desempleo:
Mirando al pasado, después de las principales crisis de petróleo, los países de la OCDE y el mundo
fueron afectados por una alta inflación, desequilibrio en el comercio y los pagos, alto desempleo y
una baja confianza entre negociantes y consumidores. En términos generales, un aumento de los
precios del petróleo conduce a una transferencia de ingresos desde los países importadores a los
países exportadores a través de un cambio en los términos de intercambio. Para los países
importadores de petróleo, un incremento en el precio del petróleo, reduce directamente el ingreso
neto nacional, porque el gasto en petróleo aumenta, y reduce el ingreso nacional disponible para
gastar en otros bienes. Para aquellos países exportadores de petróleo, un incremento en el precio,
incrementa directamente el ingreso neto nacional, a través de mayores ingresos por exportación.
58 Esto equivale a US$ 0.75-1.24 por barril, o US$ 0,018-0,03 por galón, o US$ 0,005-0,008 por litro
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El impulso al crecimiento económico en países exportadores de petróleo proporcionado por mayor
precio del petróleo, es generalmente menor que la pérdida de crecimiento económico en los países
importadores, de manera que el efecto neto sobre la economía global es negativo.
Interrupciones en el suministro de petróleo han ocurrido con cierta frecuencia: sobre la segunda
mitad del siglo pasado, ha habido al menos 14 interrupciones relevantes que supongan una
pérdida de 0,5 millones de barriles por día (mb/d), o más de petróleo crudo. La mayoría de estas
interrupciones se relacionaron con levantamientos políticos o militares, especialmente en el Medio
Oriente. Desde 1973, las cuatro mayores crisis - la guerra árabe-israelí en 1973, la revolución iraní
en 1978-1989, la guerra entre Irán e Irak en 1980 y la guerra del Golfo en 1990-91 - dio lugar a un
déficit inicial de entre 4,0 y 5,6 mb/d. Prácticamente todas las interrupciones de petróleo
anteriores habían sido cortas, generalmente con una duración máxima de nueve meses.
Basado en la literatura más relevante sobre el tema (AIE, 2001a; Toman, 2002), las interrupciones
relacionadas a levantamientos políticos se pueden agrupar en dos categorías:
Perturbaciones aleatorias, disturbios internos causados en los países de la OPEP, como la
revolución iraní de 1978-1979, la guerra civil nigeriana de 1967-1970 o la guerra Irán-Irak y
la invasión de 1990 Iraq de Kuwait.
Perturbaciones estratégicas relacionadas con ejercer el poder de mercado por los países
productores de petróleo del Medio Oriente, tales como el embargo petrolero árabe de
1957, 1967 y 1973-74.
Efectos macroeconómicos
Usando valores límite para caracterizar las crisis anteriores, varios estudios han tratado de
establecer si hay o no relación entre las crisis del petróleo (mayores precios del petróleo) y la
reducción de las tasas de crecimiento económico. Al principio, se creía ampliamente que la recesión
de 1974-75 y la aparición de la "estanflación" - una combinación de inflación y el aumento del
desempleo - en los países industrializados fue causada principalmente por el aumento del precio
del petróleo de 1973-74. Pero no hay un acuerdo general sobre la magnitud de los efectos
negativos de una crisis del petróleo en la economía general.
En este sentido, por un lado, hay estudios como Huntington (1998), donde se ha demostrado una
relación asimétrica, en que una reducción en los precios del petróleo no necesariamente conduce al
crecimiento del producto interno, mientras que un aumento puede tener un efecto negativo
impacto en el crecimiento de la producción. Por otra parte, las interrupciones en el mercado del
petróleo no sólo dan lugar a precios más altos, sino también aumentar la volatilidad del precio del
petróleo (Ferderer, 1996). Chaudhuri (2001) descubrió recientemente que los precios no
estacionarios de los productos básicos se puede atribuir a la no estacionalidad de los precios del
petróleo. En otras palabras, ya que los precios reales del petróleo y los precios reales de los
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productos están co-integradas, las crisis del petróleo tienen un impacto negativo sobre el
desempeño económico.
Otros estudios, concentrados más en el papel de la política fiscal y monetaria, sugieren que las
recesiones en los países importadores de petróleo eran en menor medida como resultado directo
de los precios más altos y más la consecuencia de las políticas económicas adoptadas para aliviar
las crisis de los precios (AIE, 2001b). En cualquier caso, mirando los datos reales, países
importadores de petróleo han experimentado importantes efectos económicos producto de las
crisis del petróleo.
Destacar algunos factores que son ampliamente aceptados, los shocks de la oferta aparecen en el
sistema económico como variaciones autónomas de los costos de materias primas importadas, con
efectos externos (en el plano internacional) y efectos internos (a nivel nacional).
Efectos externos, globales
El principal efecto de un shock externo es la redistribución del ingreso, tanto entre países
importadores y exportadores, como también dentro de los países importadores. Con respecto a los
países importadores, un incremento en el precio del petróleo reduce directamente el PIB, debido a
que el aumento de los gastos de importación de petróleo reduce el ingreso disponible para otros
bienes y servicios. Dentro de los países exportadores, sin embargo, un aumento del precio del
petróleo (exportado), produce directamente un crecimiento del PIB, debido al aumento de los
ingresos derivados de las exportaciones. No obstante, crecimiento positivo del PIB para los países
exportadores generalmente se considera menor a la reducción del crecimiento en los países
importadores. Por lo tanto, el efecto total sobre la economía global es negativa (Birol, 1998).
Además, la redistribución del ingreso entre los países importadores se deriva de la diferente
capacidad que tiene cada país para sustituir las importaciones de energía con otros proveedores de
energía (o de sustituir la energía con otros insumos).
Efectos internos, locales
Los efectos internos de un corte en el suministro están relacionadas con las típicas variables de
políticas económicas (Pireddu, 1990), incluyendo:
El nivel de actividad y la tasa de empleo relacionada
La tasa de inflación y su relación con la distribución del ingreso entre los salarios y
beneficios, que son determinantes para la acumulación de capital y la competitividad a
nivel nacional
El equilibrio de la balanza comercial y el nivel de correlación del tipo de cambio
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Para los países que importan petróleo, un aumento del precio del petróleo en el mercado mundial
tiene tres principales efectos visibles (y directos) sobre sus economías, que son los siguientes:
Un efecto directo sobre la actividad económica, debido a que un mayor gasto se destinará
a los costos de energía
Un efecto financiero debido al aumento de la inflación y las tasas de interés
Un efecto comercial en relación a un aumento en el pago a las importaciones de petróleo,
lo cual empeora la balanza comercial
Aparte de las pérdidas en el PIB y la balanza de pagos, otros efectos macroeconómicos indirectos,
vinculados a los anteriores, pueden incluir los siguientes:
Una caída en los ingresos fiscales relacionados con las rigideces en el gasto público, que
puede producir un aumento en el déficit presupuestario y, eventualmente aumentar las
tasas de interés
Debido a la resistencia a la disminución real de los salarios, un aumento del precio del
petróleo por lo general conduce a la presión al alza sobre los niveles de salario nominal,
junto con la reducción de la demanda, las presiones salariales a su vez pueden conducir a
un aumento del desempleo; estos efectos se magnifican por la rapidez del aumento de los
precios y la inflexibilidad del mercado laboral (y podría ser aún mayor por el impacto de los
precios del petróleo sobre la confianza de los comerciantes y los consumidores)
Una disminución de las exportaciones debido al aumento de los precios internos, lo que
reduce la competitividad de los productos nacionales
Por lo tanto, el aumento de las tasas de inflación y de desempleo son las principales características
macroeconómicas de los costos sociales, mientras que otros factores como la pérdida de PIB y la
balanza de pagos son más difíciles de distribuir entre sus componentes privados y sociales.
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Anexo 2: Otros Documentos de Experiencia Internacional
A2.1 Otros Documentos - Costo de Falla en el Sector Eléctrico
“Transmission System Expansion Planning Considering Outage Cost” [29]
Este documento hace alusión al costo de falla en el mercado eléctrico, relacionado con la
planificación de la expansión de los sistemas de transmisión. Se minimiza el costo de expansión del
sistema de transmisión considerando el costo de falla. Podría resultar de utilidad la analogía para
calcular la expansión de los centros de almacenamiento considerando el costo de falla de
combustibles, pero en un principio los supuestos no son los mismos y la metodología no se puede
aplicar directamente.
“Analysis of the cost of infrastructure failures in a developing economy: The case of the
electricity sector in Nigeria” [30]
Analiza el caso de otros países para calcular el costo de un corte de suministro de la energía
eléctrica y la necesidad de aumentar los costos de inversión. Este texto muestra el procedimiento
utilizado en Nigeria, considerado la experiencia internacional.
“Interruption Costs, Customer Satisfaction and Expectations for Service Reliability” [31]
Estima el costo de falla eléctrico para los clientes. Utiliza una metodología que está basada en la
aplicación de encuestas y de la aplicación de regresión lineal para con los datos que se obtienen.
“The cost of power outages in Zimbabwe’s mining sector” [32]
Calcula el costo de falla de la electricidad en el sector minero en Zimbawe, en función de
encuestas, para luego aplicar regresión lineal.
“Estimates of the Value of Uninterrupted Service for The Mid-West Independent System
Operator” [33]
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Estima el valor del costo de falla considerando varias variables cualitativas en el caso del medio
oeste en U.S.A. Hace análisis por separado para el caso de los consumidores residenciales y los
industriales.
A2.2 Otros Documentos - Tópicos Sobre Combustibles
“Planning for natural gas disruptions” [34]
Guía desarrollada en Chicago que da cuenta de los procedimientos que se deben seguir en caso
de una interrupción del abastecimiento de gas natural.
“The Cost of the U.S. Oil Dependency” [35]
En el capítulo 3.2 del documento se describen los costos que implican el corte de suministro de
petróleo en U.S.A. Estos efectos son que se incrementan los costos de importación y los costos de
un ajuste macroeconómico. A grandes rasgos en este texto se describen los efectos en la
macroeconomía de U.S.A. de una interrupción el suministro de petróleo desde el exterior y que
tan dependiente son de las importaciones.
“Disruption management: framework, models and applications” [36]
Habla de cómo manejar los cortes de suministro de combustible en el caso de la flota de aviones,
para así hacer frente a la situación y encontrar una solución al ruteo de aviones con los recursos
que se encuentran disponibles. No se habla de costos de falla de combustibles, sino que más bien
como se debe adecuar los grafos que describen el ruteo de los aviones para hacer frente a esta
situación de contingencia.
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Anexo 3: Modelación econométrica mediante Metodología para
Series de Tiempo
Para las series temporales para cada tipo de demanda se estimará una ecuación reducida de
demanda que sea consistente con la teoría económica, en la cual se deben incluir variables de
ingreso, precios y escala. Siguiendo la metodología desarrollada por Hendry, utilizada en varios
procesos tarifarios en Chile (por ejemplo, para modelar el tráfico por línea en los procesos
tarifarios de empresas de Telecomunicación), se debe partir de una modelación general de la
ecuación de demanda que explique la estructura y dinámica de la demanda de tráfico estimada.
Posteriormente el modelo general estimado se debe ir reduciendo, eliminando aquellas variables
no significativas, de tal manera de conseguir un mayor nivel de eficiencia en la estimación sin
perder las propiedades estadísticas iniciales del modelo general.
Para aplicar esta metodología, es deseable contar con datos temporales de baja frecuencia para
un gran periodo de tiempo (por ejemplo, datos mensuales o por trimestre para todos los años,
tanto de la demanda como de los precios y demás variables explicativas).
El modelo general a estimar tiene la siguiente estructura:
0 1 1... ...t t q t q t p t p ty x x y y (1)
donde yt representa la variable dependiente que queremos modelar (logaritmo del demanda de
consumo de GLP, por ejemplo), xt-k representa un vector con variables explicativas (como el
ingreso y precios) exógenas que se introducen en la ecuación de manera contemporánea o
rezagadas (k 0,…, q), kes el vector de parámetros asociados a cada rezago de las variables
explicativas exógenas, yt-j (j 1,…, p) son los rezagos de la variable dependiente,j (j 1,…,p) son los
parámetros asociados a cada rezago de la variable dependiente, y t es un error aleatorio i.i.d. El
modelo especificado es lineal y se conoce en la literatura de series de tiempo como un modelo AR-
X(p).
Desde un punto de vista estadístico esta forma de modelar corresponde a una estimación de la
distribución condicional de la demanda (condicional en las variables independientes), por lo que
en términos de proyección se espera que tenga un mayor poder predictivo que los modelos que
estiman la distribución marginal basados solamente en la inercia temporal de la serie (como los
modelos ARIMA).
A continuación se enumerará algunos aspectos importantes que se deben considerar en cada paso
de la estimación de los modelos de series de tiempo mediante la metodología de Hendry.
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A3.1 Análisis de las Series. Raíz Unitaria.
En primer lugar, hay que recordar que toda la teoría econométrica convencional de tests de
hipótesis se basa en el supuesto de que las variables son estacionarias en covarianzas o en
tendencia, es decir, no presentan raíz unitaria. Si se viola este supuesto, todos los tests de
hipótesis que se realicen serán inválidos. Debido a esto en primer lugar hay que realizar un
chequeo de cada una de las series para constatar si cumplen con el supuesto de estacionariedad
para determinar la forma en que éstas serán modeladas.
Existen varios tests de raíz unitaria disponibles, como por ejemplo:
Dickey-Fuller: es el más común y el de menor poder para distinguir una raíz unitaria de
otras posibles explicaciones (quiebres, presencia de heterocedasticidad o autocorrelación,
etc.).
Dickey-Fuller aumentado: al incluir rezagos de la variable en el testeo corrige por la
presencia de autocorrelación, pero tiene la desventaja de que hay que incluir suficientes
rezagos para hacer que el error sea i.i.d.
Phillips-Perron: realiza un testeo utilizando una matriz de varianzas y covarianzas
consistente con heterocedasticidad y autocorrelación, por lo que no es necesario
introducir rezagos de la variable dependiente en el testeo, por lo que su uso es más
recomendable que los Dickey - Fuller.
Kwiatkowski, Phillips, Schmidt, and Shin (KPSS), es un test LM que utiliza una estimación
del espectro de frecuencia cero de los residuos. Asume que la variable dependiente es
estacionaria en tendencia bajo la hipótesis nula.
Elliot, Rothenberg, and Stock Point Optimal (ERS), basado en una regresión de cuasi
diferencias de la variable dependiente y también utiliza una estimación del espectro de
frecuencia cero de los residuos. Este test tiene mejor poder para discriminar la hipótesis
de una raíz unitaria cuando la serie de tiempo tiene una media o una tendencia lineal
desconocida.
Para cada test, existen valores críticos para contrastar los estadísticos que resultan de cada serie y
realizar tests de hipótesis con el 1, 5 o 10% de significancia estadística. En los primeros tres casos,
si el estadístico que resulta de la serie es menor, en valor absoluto, a los valores críticos, entonces
no se puede rechazar la hipótesis de que la serie presenta raíz unitaria. En el caso del test KPSS, si
el estadístico que resulta es menor a los valores críticos, entonces no se puede rechazar la
hipótesis de que la serie es estacionaria en tendencia. En el caso del test ERS, si el estadístico que
resulta es mayor a los valores críticos, entonces no se puede rechazar la hipótesis de que la serie
presenta raíz unitaria.
Como es conocido, los tres primeros tests tienen un muy bajo poder para discriminar la hipótesis
nula de presencia de raíz unitaria (es decir, aceptan la hipótesis nula de que existe raíz unitaria en
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muchas más ocasiones de las que en realidad existen). No obstante esta propiedad puede
utilizarse a favor de la modelación, puesto que si alguno de estos tests (en especial el de Phillips-
Perron) rechaza la existencia de raíz unitaria en la serie, entonces se puede estar relativamente
seguro de que no la presenta.
Los resultados del test de Phillips y Perron para las series modeladas mediante la metodología AR-
X y VAR-X se presentan en el Anexo 1. Se puede observar que todas las series, salvo las del tráfico
de Salida LDI y a Internet Conmutado, no presenta evidencia de raíz unitaria al 5% de significancia,
cuando en el testeo se incluye una constante y una tendencia lineal (en varios de los casos, con la
sola inclusión de una constante es suficiente para rechazar la presencia de raíz unitaria).
Si para alguna de las variables (tanto dependiente como explicativa) no se puede rechazar la
presencia de una raíz unitaria, entonces se debe incluir, en el modelo econométrico, la variable en
diferencias, es decir,
∆zt = zt – zt-1
Si zt es una variable en niveles, entonces ∆zt representa un cambio en el nivel. Si zt es una
variable en logaritmos, entonces ∆zt representa un cambio porcentual de la misma variable pero
en niveles. Esto debe ser considerado al momento de interpretar los coeficientes estimados de la
variable.
Una vez hechas las consideraciones anteriores, se puede proceder a estimar o inferir el modelo
econométrico.
A3.2 Estimación e Inferencia
Para estimar el modelo indicado se siguió la metodología para estimar series de tiempo
desarrollada por Hendry. Esta metodología parte por estimar un modelo AR-X sobredimensionado
que cumpla con dos requisitos básicos en los errores estimados: que se distribuyan normalmente
(lo cual se testea mediante un tests de Jarque-Bera en los residuos), y que no presenten
autocorrelación serial de ningún orden (lo cual se testea mediante tests LM o Ljung-Box sobre los
residuos, para todos los rezagos comprendidos entre uno y un número suficiente grande,
generalmente doce). Lo anterior es necesario porque un requisito de consistencia de los
parámetros estimados es que los errores sean independientes temporalmente.
Además, se puede testear que los errores no presenten heterocedasticidad tipo ARCH (mediante
un test de Ljung-Box para los residuos al cuadrado o un test LM) para verificar que los errores se
distribuyan idénticamente, aunque la heterocedasticidad no incide en la consistencia de los
parámetros estimados pero sí en la eficiencia (varianza) de los estimadores.
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Una vez que se tiene el modelo sobredimensionado que cumple estos requisitos se inicia un
proceso de eliminación de las variables que no sean significativas, generalmente hasta en un 10 o
15% (lo cual se observa en los p-values que aparecen asociados a cada parámetro estimado),
eliminándolas una por una, en primer lugar las menos significativas. Cada vez que se elimina una
variable no significativa es necesario volver a realizar los tests de hipótesis de normalidad y
Autocorrelación. Este chequeo es necesario puesto que tanto el proceso de eliminación como el
modelo final reducido al que se quiere llegar se basan en tests de hipótesis que requieren
independencia en la distribución de los errores.
No obstante lo anterior, es recomendable realizar el proceso de eliminación utilizando siempre
una matriz de covarianzas consistente con autocorrelación, como la propuesta por Newey-West
(el paquete E-Views, por ejemplo, la permite utilizar en estimaciones mediante OLS).
Una vez que se tiene el modelo reducido (hasta que la última variable tenga una significancia o p-
value menor a un 10 o 15%) se realiza el último chequeo de normalidad y no autocorrelación
sobre los errores, y si éstos cumplen estos requisitos entonces se tiene el modelo final estimado.
También es recomendable realizar algún test de especificación. Un test de especificación permite
testear si el modelo no presenta variables relevantes omitidas (lo cual hace que los parámetros
estimados sean inconsistentes), tiene una forma funcional incorrecta (si el supuesto de linealidad
del modelo se cumple o no), o si existe correlación entre las variables explicativas y el error (lo cual
invalida la hipótesis de estimación del OLS). El test que generalmente se utiliza para estos casos es
el test de Ramsey.
Adicionalmente, con el modelo final estimado se pueden realizar tests de hipótesis para un
conjunto de los parámetros estimados, los cuales pueden hacerse mediante los estadísticos Wald.
A3.3 Proyección
Como uno de los propósitos de la estimación de demanda para los procesos de tarificación es que
sea capaz de realizar proyecciones fuera de muestra, es necesario realizar lo siguiente:
1. En primer lugar, es necesario realizar tests de estabilidad de parámetros a los modelos
estimados para saber si cumplen los requisitos mínimos para ser utilizados en proyección.
Un test de estabilidad de parámetros permite verificar que los parámetros que hemos
estimados no han cambiado de manera brusca a lo largo del tiempo. Esta estabilidad es
necesaria si se quiere utilizar toda la historia de la muestra para realizar inferencia que
sirva para realizar proyecciones a futuro.
Primer Cálculo del Costo de Interrupción en el Suministro de Combustibles para Chile
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Rebeca Matte 79, Santiago, Chile, Tel. (56-2) 978 2387 – 978-2077, Fax (56-2) 978-2581
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Entre los tests de estabilidad de parámetros, existen dos tests que se pueden utilizar en
conjunto: el test CUSUM y el test CUSUM-cuadrado, que testean estabilidad mediante los
residuos. Los gráficos muestran los resultados de ambos tests en E-Views para un modelo
AR-X estimado. Como se puede apreciar, la línea azul del estadístico se encuentra siempre
dentro de la banda de color rojo punteado que representa los valores críticos del test. En
ambos casos se acepta la hipótesis nula de que los parámetros estimados son estables. En
caso de que uno o ambos tests de hipótesis mostraran a la línea azul fuera del intervalo de
confianza en algún lugar, entonces se rechaza la hipótesis nula de estabilidad de
parámetros.59
59 En caso de que los tests rechacen estabilidad de los parámetros, si se desea saber cuál es el parámetro
problemático se puede realizar un test de coeficientes recursivos en E-Views y observar cuál es el coeficiente que presenta el cambio más pronunciado.
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
01M01 01M07 02M01 02M07 03M01 03M07
CUSUM 5% Significance
-0.4
0.0
0.4
0.8
1.2
1.6
01M01 01M07 02M01 02M07 03M01 03M07
CUSUM of Squares 5% Significance
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Es deseable que solo aquellos modelos estimados que pasen ambos tests de estabilidad de
parámetros sean utilizados para realizar proyecciones.
2. Si se tienen varios modelos estimados bien especificados capaces de realizar proyecciones
se puede verificar cuál es el mejor modelo para realizar proyecciones fuera de muestra.
Se elige entonces aquel que ofrezca el menor error de predicción, utilizando algún criterio
estadístico.
En este punto vale la pena destacar que un modelo estimado con buen ajuste o R2 elevado
no necesariamente es bueno para realizar proyecciones. Esto se debe al fenómeno del
overfitting, debido a que un modelo estimado con un alto ajuste no solo recoge la
dinámica de mediano y largo plazo que existe entre las variables sino también recoge la
dinámica coyuntural de corto plazo, la cual por lo general es poco probable que vuelva a
repetirse en el futuro. Por otro lado, un modelo estimado con un bajo ajuste tampoco es
de gran ayuda para proyectar fuera de muestra debido a que puede no ser capaz de
reconocer la correlación entre las variables de interés.
Para ver cuál modelo estimado elegir es necesario realizar tests adicionales que nos
permitan discriminar entre varios candidatos. Para realizar esto es necesario estimar el
modelo, manteniendo su misma estructura, con un número menor de observaciones,
dejando algunas observaciones libres al final de la muestra, y realizar con el modelo una
proyección de dichos valores. Al comparar estas proyecciones con los datos reales se
pueden obtener errores de proyección que servirán para construir algunos estadísticos.
Entre los estadísticos que se puede construir y utilizar están: el error cuadrático medio de
la proyección, y el estadístico U de Theil (ambos estadísticos se pueden obtener de E-
Views manipulando correctamente el tamaño de la muestra y utilizando la opción
“Forecast” dinámico). Aquel modelo con el menor error cuadrático medio de proyección y
el menor U de Theil puede considerarse como el mejor modelo, entre los candidatos, para
realizar proyecciones fuera de muestra.
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Anexo 4: Levantamiento de Plantas con Almacenamiento de
Combustibles
Se adjunta el presente anexo en CD en formato digital.
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Anexo 5: Levantamiento de Oleoductos
Se adjunta el presente anexo en CD en formato digital.
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Anexo 6: Levantamiento de Terminales Marítimos
Se adjunta el presente anexo en CD en formato digital.
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