Estimando las pérdidas sociales de la tarificación eléctrica plana frente a una tarificación en tiempo real : el caso chileno

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(1)PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA. ESTIMANDO LAS PÉRDIDAS SOCIALES DE LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA PLANA FRENTE A UNA TARIFICACIÓN EN TIEMPO REAL: EL CASO CHILENO.. RICARDO ANDRÉS BIRKE ASPILLAGA. Tesis para optar al grado de Magíster en Ciencias de la Ingeniería. Profesor Supervisor: RICARDO PAREDES MOLINA. Santiago de Chile, Marzo, 2010  2010, Ricardo Birke.

(2) PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA. ESTIMANDO LAS PÉRDIDAS SOCIALES DE UNA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA PLANA FRENTE A UNA TARIFICACIÓN EN TIEMPO REAL: EL CASO CHILENO.. RICARDO ANDRÉS BIRKE ASPILAGA. Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores: RICARDO PAREDES MOLINA ENZO SAUMA SANTIS GUILLERMO PÉREZ DEL RÍO HUGH RUDNICK VAN DE WINGARD. Para completar las exigencias del grado de Magíster en Ciencias de la Ingeniería. Santiago de Chile, Marzo, 2010.

(3) A mis Padres, por su probada paciencia e incondicional apoyo.. iii.

(4) AGRADECIMIENTOS. iv.

(5) INDICE GENERAL Pág. DEDICATORIA..........................................................................................................iii AGRADECIMIENTOS .............................................................................................. iv INDICE DE TABLAS ............................................................................................... vii INDICE DE FIGURAS.............................................................................................viii RESUMEN................................................................................................................... x ABSTRACT ................................................................................................................ xi 1.. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 1 1.1 Motivación ................................................................................................. 1 1.2 Érase una vez: sobre la tarificación plana y RTP....................................... 4 1.3 Objetivos de la tesis.................................................................................... 6 1.4 Estado de la literatura ................................................................................. 6 1.5 Situación actual en Chile.......................................................................... 10 1.6 Contribución de esta tesis......................................................................... 12. 2.. METODOLOGÍA............................................................................................. 15 2.1 Obtención de la curva de oferta................................................................ 15 2.2 Validación de las curvas de oferta estimadas........................................... 17 2.3 Estimación de la demanda........................................................................ 18 2.4 Simulación................................................................................................ 21 2.4.1 Caso 1: Precio fijado es mayor al costo marginal.......................... 23 2.4.2 Caso 2: Precio fijado es menor al costo marginal.......................... 24. 3.. DATOS Y SUPUESTOS.................................................................................. 25. 4.. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ...................................................................... 28 4.2 Beneficio social ........................................................................................ 28 4.3 Cambios en el consumo............................................................................ 32 4.4 Costos ....................................................................................................... 37 v.

(6) 4.5 Precios ...................................................................................................... 38 4.6 RTP en clientes no residenciales .............................................................. 41 4.7 Tarificación basada en costos marginales mensuales .............................. 45 4.8 Tarificación basada en costos marginales mensuales con retardo ........... 46 4.9 Dificultades en la implementación de RTP.............................................. 47 5.. CONCLUSIONES ............................................................................................ 49. BIBLIOGRAFIA........................................................................................................ 50 REFERENCIAS ......................................................................................................... 52 A N E X O S............................................................................................................... 53 Anexo A : RESULTADOS SIMULACIONES ......................................................... 54. vi.

(7) INDICE DE TABLAS Pág.. Tabla 4.1: Resultados con elasticidad al precio -0,1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 Tabla 4.2: Diferencias de excedentes del productor y sociales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Tabla 4.3: Variación de los máximos consumos bajo RTP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Tabla 4.4: Diferencias en los costos medios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Tabla 4.5: Precios medios de la electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 Tabla 4.6: Aumentos porcentuales del precio máximo sobre el precio medio . . . . . . . . . . 40 Tabla 4.7: Clientes y ventas de energía por sector . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Tabla 4.8: Porcentaje de los beneficios con RTP parcial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Tabla 4.9: Porcentaje de las ganancias con RTP mensual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Tabla 4.10: Beneficios de tarificación mensual con retardo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46. vii.

(8) INDICE DE FIGURAS Pág.. Figura 2.1: Precio spot vs. precio de nudo de la energía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Figura 2.2: Validación Curva de Oferta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Figura 2.3: Construcción Curva de Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Figura 2.4: Gráficos de Precio versus Consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Figura 2.5: Gráficos de Precio versus consumos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Figura 4.1: Diferencias en excedentes sociales anuales versus elasticidades-precio de la demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 Figura 4.2: Diferencias en excedentes sociales anuales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 Figura 4.3: Variaciones en el consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Figura 4.3: Evolución del Consumo bajo distintos escenarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Figura 4.4: Oferta, demanda y precio fijado de la energía, Enero 2007 . . . . . . . . . . . . . . .35 Figura 4.5: Diferencia en inversión necesaria en capacidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 Figura 4.6: Ahorro porcentual en los Costos Medios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Figura 4.7: Disminución porcentual de los costos medios según su elasticidad . . . . . . . . 38 Figura 4.8: Variaciones en los promedios mensuales de los costos marginales . . . . . . . . 39 Figura 4.9: Consumo residencial, no residencial y total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42. viii.

(9) ix.

(10) RESUMEN La realidad que enfrentan los sistemas eléctricos hoy en día está marcada por un aumento explosivo de la demanda, la búsqueda de nuevas fuentes de energía, en especial las formas limpias y renovables, y el mejor aprovechamiento de los recursos ya instalados. Las tarifas uniformes y poco flexibles que prevalecen en el mundo y en Chile en particular, introducen un elemento de ineficiencia, por cuanto la demanda no recibe las señales adecuadas para responder ante los cambios en los costos eléctricos. En esta investigación se estudian y estiman los beneficios de una flexibilización del esquema tarifario, comparando los beneficios sociales, de los consumidores y de los productores, de una tarificación en tiempo real, que refleje los costos marginales de producción del sistema para cada hora. Con información de los consumos, los costos de generación de los generadores y los precios se modelan retrospectivamente las ofertas y demandas del periodo 2004-2008, y con ellas se simula, bajo distintos escenarios de elasticidad-precio de la demanda, los beneficios para la tarificación actual y la hipotética tarificación en tiempo real. Se cuantifica de esta forma las pérdidas de eficiencia incurridas durante estos 5 años, estudiándose además los efectos sobre los costos, los precios, los beneficios en los consumidores y productores, y los consumos. Además se concluye que las ganancias en eficiencia de aplicar la nueva tarificación exclusivamente a los clientes no residenciales es superior a un 80% de aplicarlo a todos, que el beneficio de aplicar un precio mensual igual al costo marginal, alcanza un 80% del beneficio de aplicar tarificación horaria, lo que sugiere que más del 80% de la ineficiencia se puede eliminar sin cambio de medidores, y que aplicar un precio mensual igual al costo marginal de la generación en el mes anterior es mucho más eficiente que la tarificación actual.. Palabras Claves: Tarificación eléctrica, eficiencia energética, tarificación en tiempo real x.

(11) ABSTRACT Electric power systems nowadays are characterized by a rapid increase on the demand, the search for new energy sources, specially clean and renewable ones, and a more efficient use of available resources. Uniform and inflexible prices in Chile make the system inefficient due to the lack of response on the demand side to changes in the costs of the energy. This research focus on the benefits of a more flexible tariff scheme, by making a comparison on social, consumer and producer welfares, between a real time pricing system and the actual pricing scheme in Chile. Using data on price elasticity of demand, consumption, generation cost and prices we develop a model for the 2004-2008 period. Simulating for different price-elasticity scenarios, we quantify the losses in efficiency incurred in this 5 years period. Moreover, we study the effects over the generation costs, prices, consumption and benefits on consumers and producers. In addition, this study shows that efficiency gains on using RTP for non-residential clients explains over 80% of the efficiency gains. It also concludes that using monthly marginal cost prices would improve efficiency for over 80% of the more complex hourly one, and that even a monthly pricing using the previous month marginal costs would show important welfare gains.. Keywords: Electricity pricing, energy efficiency, real time pricing xi.

(12) xii.

(13) 1. 1.. INTRODUCCIÓN 1.1. Motivación. Algunos autores contemporáneos han estudiado la correlación entre el crecimiento económico de un país y su desarrollo energético, y en este sentido el crecimiento de un país como Chile tiene como pilar fundamental el adecuado sustento eléctrico, basado en el correcto y eficiente funcionamiento y desarrollo de sus sectores de generación, transmisión y distribución. Las tendencias más modernas apuntan ya no sólo en aumentar la capacidad instalada de los sistemas eléctricos, sino que tienen además dos nuevos focos: las energías limpias y renovables, y una utilización más eficiente de los recursos eléctricos. El Estado tiene políticas que apuntan a responder a estos desafíos, ya sea exigiendo porcentajes de energía limpia o con campañas de renovación de tecnologías a favor de las más eficientes. Sin embargo, es importante ponderar correctamente el papel que tienen las políticas de regulación en el consumo eficiente de este recurso, ya que es posible aumentar el beneficio social-desde un punto de vista económico- o la eficiencia –desde un enfoque más técnico- mediante la utilización de un esquema de tarificación adecuado, que refleje los costos de la electricidad.1 Estos costos del sistema eléctrico están compuestos fundamentalmente por aquellos que corresponden a las inversiones, los que están muy relacionados con la capacidad, y por los costos de producción, que corresponde a los costos marginales de producir cada unidad energética. En relación a los primeros y tomando en cuenta la demanda eléctrica variable, que cambia con la época del año e incluso cada hora del día, y siendo necesario responder a la demanda máxima, existe una gran capacidad no utilizada en horas fuera de punta. Las fluctuaciones de la demanda, particularmente en contextos donde el costo de la capacidad se desea minimizar, hacen que la oferta de generación esté frecuentemente 1. Por ejemplo, un adecuado sistema de tarificación permite suavizar la demanda, disminuyendo los costes de puesta en marcha o la necesidad de mantener centrales más caras y contaminantes funcionando, o aprovechar al máximo la utilización de energías renovables de costo marginal igual a 0, como la eólica (Sioshansi, 2009).

(14) 2. ajustada, y se puede encontrar cuellos de botella en el sector de transmisión, que generan restricciones e ineficiencias en el sistema. Aunque resulta de difícil estimación, tradicionalmente se ha considerado que la demanda eléctrica es inelástica. Algunos estudios para Chile como para otros países2, diferenciando en el corto y en el largo plazo, llegando a resultados que sugieren que, aunque baja, la elasticidad es lo suficientemente alta como para afectar el control de la demanda mediante el precio. Además, existen cierta evidencia que permite asumir que el consumo en horas peak es un sustituto del consumo fuera de esas horas, es decir, que existen elasticidades cruzadas que permitirían mover el consumo desde los periodos más caros a los menos. Uno de los sistemas tarifarios existentes da cuenta del problema de la demanda variable y lo convierte en una oportunidad de eficiencia, aprovechando su elasticidad. Mediante la diferenciación de tarifas en 2 tramos -punta y fuera de punta- se logra aplanar la demanda, disminuyendo la cantidad demandada máxima al cobrar más en horario de Peak, y aumentando el consumo en horario fuera de Peak. La tarificación de demanda de punta (Peak-Load Pricing) no es un sistema simple. Por un lado se genera oposición en los consumidores, que no entienden los mecanismos más complejos de tarificación, viendo cómo cuando mayor es su consumo, les cobran más por cada KWh consumido; mientras en el otro lado encontramos todos los problemas técnicos. Cuánto cobrar por capacidad, las limitaciones en los medidores de consumo; de generarse períodos de punta y fuera de punta, cuánto deben durar, a qué horas y qué días. En Chile hay cierta evidencia que corrobora la importancia de estos parámetros. Por años la normativa establecía que el horario de punta del SIC (para el SING son todos los meses) se extendía desde las 18:00 hrs. hasta las 23:00 hrs. todos los días a partir desde el 1º de mayo hasta el 30 de septiembre. Esta normativa fue cambiada, de manera que a partir del año 2008 el mes de abril pasó a formar parte de los meses que contienen horas. de punta. Este cambio. tuvo un efecto negativo sobre los. exportadores de frutas, cuyo mayor consumo eléctrico corresponde final de la época. 2. Taylor y Schwarz, 1990; Earle, 2000; Benavente et al, 2005; Agostini et al, 2009;.

(15) 3. estival, y que la ASOEX estima en un costo adicional de US$ 15MM3. Por su parte, tal medida habría permitido a las autoridades a reducir la demanda en 3,7 GWh promedio durante su aplicación (Agostini et al, 2009). El modelo tradicional de Peak-load pricing presenta solamente dos períodos, lo que genera movimientos en la demanda que pueden cambian el consumo máximo al momento justamente anterior al cambio al horario más caro, o al posterior, lo que se conoce en la literatura como needle peaking,4 que genera problemas por cuanto la oferta debe reaccionar precipitadamente a estas alzas de demanda (y contar con la capacidad para hacerlo). Una posible solución es generar más tramos de tarificación, suavizando los cambios en la cantidad demandada. Esta es una aproximación a lo que se conoce como tarificación en tiempo real (RTP) que idealmente significaría cobrar el costo marginal real en cada momento. Sin embargo por razones económicas no es factible por ahora llegar a ese ideal, aunque es posible hacerlo mucho mejor que la tarificación en sólo dos tramos. Dadas las limitaciones de los actuales medidores (instalados) sólo algunos clientes con condiciones especiales cuentan con tarificación diferida por horario, que corresponden a las tarifas llamadas AT4 y BT4 (alta y baja tensión respectivamente). Además, a partir de 2009,. la normativa. introdujo el concepto de flexibilidad. tarifaria. Éste permite, bajo condiciones especiales, que las empresas distribuidoras ofrezcan a sus clientes regulados tarifas distintas a las de pliego. Es el caso de la tarifa horaria residencial plus que ofrece e Chilectra y que es la base en torna a la cual se ha articulado el concepto de edificio full electric.5 El paso de los clientes regulados y de aquellos que no tienen los llamados medidores inteligentes a tarifas flexibles también plantea dificultades que van desde los costos asociados a la compra y a la mantención del medidor (con comunicación bidireccional), hasta el problema de quién debe financiar la inversión, el estado, las empresas de distribución o los mismos consumidores. Esto es lo que ha impedido, hasta ahora, la implementación de RTP. 3. Para más detalles revisar referencias 7, 8 y 9 Los consumidores se preparan a un aumento del precio con un consumo adicional algunos momentos antes del cambio tarifario, lo que genera shocks de demanda. 5 Ver referencia [10] 4.

(16) 4. Chile tiene ciertas características que lo hacen diferente a otros países en los que se ha estudiado la RTP. La particular distribución de su matriz energética (hídrica en casi un 60%, prácticamente todo el resto térmica) hace que los costos de producción fluctúen enormemente (incluso presentándose en ocasiones precios spot nulos, Montero y Rudnick, 2001) dependiendo de factores como las precipitaciones y los precios de los combustibles. Es por lo tanto necesario verificar específicamente para Chile, usando datos reales, los efectos de un eventual cambio a una tarificación en tiempo real. 1.2. Érase una vez: sobre la tarificación plana y RTP. Para las empresas de distribución, de generación y, en último término, del centro de despacho económico de carga (CDEC) es claro el costo instantáneo de la energía, y pueden actuar (generar o cobrar) acordemente. Sin embargo estos representan solamente la mitad de la ecuación. En el mercado de la electricidad son la parte de la oferta. ¿Qué pasa con la demanda? Al no ver los costos, las señales instantáneas del mercado le son completamente invisibles. Claro, para los clientes residenciales o las industrias que ven los costos promedio, o precios fijados cada 6 meses, el costo marginal les es completamente indiferente respecto de sus decisiones de consumo. Supongamos que el costo de la electricidad en la mañana fuera $1 por KWh, y que en la tarde fuera de $9 por KWh. Supongamos ahora un productor que necesita 4 KWh para producir $30 de su producto. Bajo un esquema de tarificación plano, verá un costo promedio de $5 por KWh y por lo tanto marginará en su producto $10, independiente de cuándo produzca. Pero si hacemos un análisis más minucioso, y consideramos la mitad de la producción en la mañana y el resto en la tarde veremos que en la mañana, los 2 KWh que utilizará le costarán $2, produciendo $15 de su producto y marginando en consecuencia $13. Por otro lado, en la tarde sus 2KWh. le costarán $18, por lo que perderá $3. En promedio marginará los mismos $10, pero notamos que mientras que en la mañana efectivamente genera riqueza, en la tarde sólo pierde..

(17) 5. La optimización para él es obvia. Con un precio de $5/KWh producir siempre, todo lo que pueda. Pero si el mercado le diera las señales adecuadas, el productor podría cambiar el total de su producción a la mañana, y marginar más, evitando las pérdidas. Agreguemos un nuevo elemento a nuestro simple modelo. La razón por la que la electricidad es más cara en la tarde es porque mucha gente ve la teleserie en su casa, y cuando es necesario generar más energía, ésta se encarece. Ahora bien, la capacidad de generación debe responder a la mayor demanda, es este caso en la tarde. Si se reduce el consumo en la tarde (nuestro productor se limitara a producir en la mañana) entonces encontraremos ahorros en la inversión en capacidad. Recordemos además que un mayor consumo de electricidad se traduce en un kWh más caro. Por lo que si el productor se limitara a consumir en la mañana, el precio en la tarde para los consumidores que ven la teleserie desde sus casas disminuirá a, digamos, $8 por KWh6. Encontramos 3 fuentes de ganancias: la del productor que puede planificar mejor su producción para aprovechar la fluctuación de precios de la energía, el ahorro en capacidad de generación, y la disminución de precios para el resto de los consumidores. Todo esto se lograría cambiando el comportamiento del productor, ¿pero cómo lograrlo si para él, bajo una tarifa plana, lo más conveniente es producir todo lo que pueda a cualquier hora del día? Aquí es donde entra en juego la tarificación en tiempo real (RTP por sus siglas en inglés), que entrega las señales correctas para que cada consumidor sepa en cada momento cuánto cuesta lo que consume, y pueda hacerlo en la cantidad, con el costo, y en el momento más adecuado. Este ejemplo permite ilustrar con extrema simplicidad las ventajas teóricas directas de la tarificación en tiempo real sobre la tarificación plana. Podemos agregar nuevas complicaciones: ¿Qué pasa si hay dos mercados de la energía? Las dificultades no hacen más que empezar, y en el mundo real se llega a situaciones tan extrañas como que fundiciones de aluminio en Estados Unidos, durante la crisis. 6. Podemos seguir el ejercicio y suponer que el productor ahora concentrará la producción en la mañana, con lo que el precio del kWh será más caro, por ejemplo $2/kWh, y con eso será ligeramente menos conveniente el cambio de horario de la producción, hasta que se llega a un equilibrio..

(18) 6. eléctrica en California a comienzos de este siglo, cerraron sus operaciones y se dedicaron a vender energía al mercado spot aprovechando que por los contratos compraban mucho más barato (Sioshansi, 2001). 1.3. Objetivos de la tesis. La hipótesis de este trabajo es que el beneficio social de una tarificación eléctrica en tiempo real es suficiente para comenzar una evaluación seria del sistema actual y una migración hacia un nuevo esquema tarifario. El objetivo general de esta tesis es estimar los beneficios sociales de tarificar en tiempo real7, a través de una cuantificación de las pérdidas en consumidores y productores en los últimos 5 años en Chile al utilizarse esencialmente una tarificación uniforme. Para este efecto, se construirá un modelo de un esquema de tarificación óptima desde el punto de vista de eficiencia económica, en que se promueva el desplazamiento de la demanda de las horas de punta, permitiendo aplazar la inversión en capacidad, a la vez de aumentar el consumo en horas fuera de punta, disminuyendo así las pérdidas por capacidad ociosa. Dentro de los objetivos específicos se encuentran: 1) Estimar una curva de oferta en función de los costos de las generadoras. 2) Estimar una curva de demanda dinámica en base a los consumos eléctricos de los últimos años. 3) Simular y determinar los beneficios bajo ambos esquemas de tarificación. 4) Contrastar los resultados con los obtenidos en otros estudios (Montero y Rudnick, 2001; Borenstein y Holland, 2005). 5) Discutir las posibles dificultades del cambio de tarificación. 1.4. Estado de la literatura. La tarificación eléctrica ha sido un tema constante en la literatura por sus particulares características de monopolio, la casi nula elasticidad de la demanda y las dificultades de almacenarla que obliga a igualar siempre la oferta y la demanda. 8. 7. Para ser exactos es una aproximación hora a hora, no es 100% tiempo real. Actualmente existe la tecnología para almacenar energía. Por ejemplo, la empresa AES GENER tiene “baterías” de varios MWh Sin embargo, todavía son muy caras. 8.

(19) 7. La desregulación de los mercados en los últimos años, en la etapa de generación, ha logrado generar ambientes competitivos en la generación. Sin embargo no ha estado libre de problemas, como lo demuestra la crisis de abastecimiento de California, y los numerosos estudios que ella suscitó. En particular, Montero y Sánchez (2001) describen algunas lecciones para Chile que surgen del estudio de la crisis californiana. Reconocen la necesidad de forzar a los consumidores a observar el costo real de producción y no un promedio de largo plazo, aumentando así su capacidad de respuesta a la oferta según su propia elasticidad de demanda, disminuyendo así el poder de mercado de las empresas generadoras. Reconocen también los defectos de los sistemas de tarificación más flexibles, como el RTP, que aumentan la volatilidad e incertidumbre de los precios a los usuarios finales, con fluctuaciones de precios extremas, a veces más de un 100% durante el día (Borenstein, 2005), defecto que puede ser paliado mediante contratos con contratos de mediano y largo plazo con comercializadores o empresas de distribución. Las principales fallas que los autores detectan en la crisis de California son: a) prohibir a las distribuidoras cubrir el riesgo asociado a la volatilidad de los precios en el mercado spot mediante contratos, y b) aislar completamente a los consumidores finales de las fluctuaciones de los costos de generación, volviendo la demanda virtualmente inelástica y acentuando más los problemas de poder de mercado. Los elementos que faltaron en California, a juicio de los mismos autores, son una mayor elasticidad de la demanda y mayor capacidad instalada. A juicio de Montero y Rudnick (2001) la única forma de alcanzar eficiencia ex post (que se adapte a los cambios en la oferta y demanda) es con un sistema flexible de precios donde consumidores y productores tomen sus decisiones en forma independiente y de acuerdo a las actuales (no esperadas) curvas de oferta y demanda. El mejor mecanismo para mitigar el problema de poder de mercado y una inversión eficiente en capacidad de generación es la tarificación en tiempo real (Montero y Sánchez, 2001). Sin embargo, aún queda por avanzar (las tarifas residenciales, por ejemplo, siguen siendo reguladas, aunque a partir de 2009 se abrió la posibilidad de tarifas flexibles)..

(20) 8. Además, múltiples estudios (Earle, 2000; Benavente et al, 2005) han estimado la elasticidad de la demanda concluyendo que no es despreciable, como se asumía. Bajo estas nuevas condiciones, la tarificación plana se convierte en un peso para la modernización del mercado. Montero y Rudnick (2001) estiman las pérdidas sociales de una tarificación uniforme en Chile, utilizando datos de elasticidad precio y series de precio nudo y spot en el Sistema Interconectado Central, encontrando pérdidas de corto plazo que van entre el 5% y el 10%, y posibles ahorros de un 30% en inversión en capacidad. Borenstein (2005) estudia que la tarificación plana no puede alcanzar el mejor óptimo, sino que falla también al intentar lograr una segundo mejor opción. Se han propuesto distintos modelos, entre los que se cuentan la tarificación de demanda de punta (Peak-load pricing), TOU (tarificación por tiempo de uso) y RTP (real-time pricing o tarificación en tiempo real). Si bien estos esquemas de tarificación no son nuevos, los avances tecnológicos han logrado hacerlos cada vez más asequibles, de manera que es relevante preguntarnos por la conveniencia de cambiar el sistema actual. Muchos investigadores así lo creen (Sioshansi y Vojdani, 2001; Borenstein y Holland, 2005). En particular, Borenstein estima, utilizando parámetros realistas de costos y demanda, que la ineficiencia de la tarificación plana se encuentra entre un 5% -10% de los costos de la generación eléctrica. Según Sioshansi (2001) los programas de RTP se centran principalmente en incentivar, mediante retribuciones económicas, tres actitudes en los consumidores: i) Disminuir el consumo en periodos de alta demanda (y precio), ii) aumentar el consumo en periodos de baja demanda (y precio) y iii) desplazar demanda de los periodos de alta a baja demanda. La compensación dependerá de la elasticidad de los consumidores, por lo que RTP no tendrá sentido para aquellos consumidores con baja o nula flexibilidad. Varios estudios han tratado la elasticidad de la demanda eléctrica. Montero y Rudnick (2001) describen las conclusiones de una serie de estudios realizados entre los años 1970 y 1994, en que se estima elasticidad-precio de corto plazo entre -1,01 y -0,11, con promedio -0,4; y la de largo plazo entre -2,01 y -0,54 con promedio de 1,37. Un estudio realizado en Chile (Benavente et al, 2005) encuentra una.

(21) 9. elasticidad-precio de corto plazo (mes a mes) igual a -0.055; mientras que la de largo plazo es -0.39. Muestran en su estudio que estos valores son económicamente “grandes”, por lo que no debieran ser despreciados. Además presentan un cuadro con los resultados de 17 estudios anteriores de elasticidad de la demanda eléctrica, con rangos de la elasticidad-precio de corto plazo entre -0,9 y -0,02 con promedio -0,28; y para la de largo plazo entre -1,89 y -0,17 con promedio -0,87. Más tarde Acuña (2008) utiliza datos de la encuesta CASEN 2006 y estima la elasticidad precio de la demanda residencial eléctrica en Chile en -0,73, a un mes de plazo. Cabe mencionar además el estudio de Taylor y Schwarz (1990) en que encuentra elasticidades propias para un sistema TOU, diferenciando periodos peak y off-peak. Una de las conclusiones del estudio muestra como la experiencia de un nuevo sistema de tarificación aumenta la sensibilidad de los consumidores. En particular, encuentran que tras 5 años la elasticidad al precio aumenta en cerca de un 15%, valor que sube a 30% a los 10 años de uso de la tarificación. Robert Earle (2000) estudia el day-ahead market y explica que incluso si la demanda de los clientes finales en completamente inelástica, se puede inducir estructuralmente una mayor elasticidad. En el caso de California señala que la mediana es una elasticidad de -0,1, y que un 27% del tiempo la elasticidad de la demanda es mayor que -1. Se reconoce el costo político de RTP, pues los consumidores se enfrentan a una volatilidad en los precios que pueden no estar dispuestos a enfrentar, sin embargo es distinto si más que la volatilidad de los precios los consumidores se concentran en la volatilidad de la cuenta mensual (Montero y Sánchez, 2001), en cuyo caso se encuentra un equilibrio entre quienes prefieren la estabilidad de una tarifa plana y quienes la flexibilidad de RTP (Borenstein, 2001) Además Sioshansi plantea mecanismos de respuesta de demanda no dependientes del precio, sino consistentes en un operador que negocie con sus clientes permitiendo que algunos renuncien voluntariamente a parte de su consumo, con el fin de poder servir al resto que tiene una menor elasticidad..

(22) 10. Joskow y Tirole (2005) analizan los factores que impiden la respuesta de la demanda distinguiendo a) Ausencia de mediciones en tiempo real y perfil de carga, b) costos de transacción derivados de monitorear y reaccionar a los cambios de precio, y c) racionamientos comunes.9 Entre sus resultados encuentran que si los problemas surgen del primer factor, los precios serán un promedio lineal de los precios reales en tiempo real. En cambio, si es debido al segundo factor, bajo competencia en la distribución, los precios e instalaciones de medidores serán eficientes. Borenstein (2005) estudia las ineficiencias que surgen bajo un esquema mixto, en que algunos de los consumidores observan los costos reales de generación, mientras otros se mantienen en una tarifa invariable en el tiempo. Entre sus resultados se encuentran el que se forma un equilibrio entre ambos grupos de consumidores, donde aquellos con elasticidades-precio mayores (y en consecuencia con mayores oportunidades de ahorro) se cambiarán primero a RTP. Estudia también Borenstein el efecto de que una persona se cambie de tarificación fija a RTP, encontrando que beneficia a los consumidores que se quedan en tarificación plana mientras que perjudica a aquellos que ya estaban en RTP, y aumenta la eficiencia total. El nuevo excedente generado no es capturado por el cliente que se cambia de tarificación, por lo que los incentivos para hacerlo son subóptimos. El autor encuentra excedentes que van desde un 5% del la cuenta eléctrica (con elasticidad-precio de -0.1) hasta 11% (con elasticidad de -0.5). En cuanto a la capacidad instalada de generación de equilibrio, Borenstein encuentra que el aumento de consumidores en RTP no la reduce. 1.5. Situación actual en Chile. La industria de la electricidad en Chile se divide en 3 sectores independientes: i) generación, ii) transmisión y iii) distribución. Todos ellos conformados por empresas controladas en su totalidad por capitales privados, siendo la función del Estado la de regular y fiscalizar principalmente a través de la Comisión Nacional de Energía. 9 Se refiere a que los racionamientos funcionan a través de cortes zonales y no individuales y que los individuos ocultarán sus verdaderas preferencias, con lo que no se podrá alcanzar el óptimo..

(23) 11. (CNE). La fiscalización está en manos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Mientras por sus particulares características los sectores de transmisión y distribución presentan dificultades a la hora de ser desregulados, al tener importantes economías de escala y, en el sector de la transmisión, ser necesaria una inversión adicional en seguridad, los avances tecnológicos han reducido las economías de escala en el sector generación permitiendo la competencia (Montero y Sánchez, 2001). Encontramos en esta actividad cerca de 40 empresas.10 Los consumidores se dividen a su vez en 3 grupos, según la magnitud de su demanda: i) clientes regulados, cuya potencia instalada es menor o igual a 2MW, que representan cerca del 39% del consumo total de energía eléctrica; ii) clientes libres, aquellos consumidores cuya potencia instalada es mayor a 2MW, y iii) clientes con derecho a optar por las tarifas reguladas o las libres, cuya potencia instalada está en el rango 0,5MW – 2MW En Chile encontramos además 4 sistemas eléctricos interconectados: El SING (Sistema interconectado norte grande) tiene un 28% de la capacidad instalada a nivel nacional, en las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta. El SIC (sistema interconectado central) tiene un 71% de la capacidad nacional instalada. Por último están los sistemas de Aysén y Magallanes que en conjunto tienen el restante 1% de la capacidad instalada. El SIC abastece a la zona que va desde Taltal hasta la isla grande de Chiloé, siendo un 60% de sus consumidores de tipo regulado. En las actividades de generación hay cerca de 20 empresas, con una capacidad instalada de más de 9.000 MW. La distribución la conforman unas 28 empresas que atienden cerca de 4.640.000 clientes. La ley en Chile establece que los precios para los clientes regulados deben reflejar los costos reales de generación, transmisión y distribución eléctrica. En ese sentido la ley distingue 4 niveles de precios sujetos a fijación: Precios de Generación: Son los precios a nivel de generación, compuesto de un precio de la energía y el precio de la potencia de punta. Hasta el año 2009, estos. 10. Información en la página web de la CNE.

(24) 12. precios eran los denominados precios de nudo, y se calculaban a partir del promedio de los costos marginales de generación de corto plazo esperados para los siguientes 4 años (Montero y Rudnick, 2001). A partir de 2010, entraron en vigencia precios que se conforman a partir de precios licitados. En ambos casos, se fijan cada 6 meses. En lo que sigue de esta tesis, se mencionará como precio de compra el precio de nudo. Los precios de transmisión troncal y de subtransmisión se fijan cada cuatro años. El cliente final “ve” una parte de estos costos. Precio a nivel distribución: Compuesto por un valor agregado de distribución (VAD), también fijado cada cuatro años. El precio a cliente final es la agregación de los cuatro precios señalados. Hay 3 mercados para las empresas generadoras: i) grandes consumidores, con quienes negocian libremente los precios, ii) las empresas distribuidoras que compran a precio de nudo para satisfacer a los clientes regulados, y iii) el centro de despacho económico de carga, con quien comercian a un precio igual al costo marginal horario. La distribución total para el año 2008 en Chile fue de 58.877 GWh. De estos, 44.185 GWh. Corresponden al SIC. El 14.8% del consumo eléctrico nacional corresponde a clientes residenciales. Si nos concentramos solamente en el sistema interconectado central, en cambio, la cifra sube a 18.1%11 1.6. Contribución de esta tesis. La intención de esta tesis es constituirse en una herramienta de estudio, para un eventual cambio tarifario en el mercado eléctrico en Chile. Los principales estudios en esta línea son los de Montero y Rudnick (2001) y Borenstein y Holland (2005). El primero trata el tema modelando la demanda y la oferta como la suma de una parte conocida, más un shock aleatorio. El estudio utiliza datos mensuales de precios de nudo y spot, además de 3 valores distintos para las elasticidades-precio, siendo la menor -0,26. Los autores reconocen que en los dos periodos de estudio el valor del precio de nudo promedio es inferior al de spot, lo que llaman ineficiencia ex ante, y centran su atención en las ineficiencias ex post que es aquella que deriva de los 11 Estadísticas del INE. Se considera consumo SIC al realizado en las regiones desde la región de Atacama hasta la región de los Lagos..

(25) 13. shocks en la oferta y demanda. Además, los datos mensuales impiden que los resultados reflejen las ganancias propias de una RTP, sino más bien una suerte de tarificación mensual. Borenstein por su parte crea una curva de oferta a partir de tres tecnologías de producción, por lo que su oferta no refleja realísticamente los costos de generación. Al igual que el estudio de Montero y Rudnick, considera un caso base en que el precio uniforme constituye el promedio de los precios marginales (eficiencia ex ante). Analiza además los efectos de una proporción de los clientes en RTP y encuentra un equilibrio. En contraste, nuestro estudio utiliza datos reales de los costos marginales de las plantas generadoras, para calcular una oferta mensual, e información horaria de la demanda, con lo que conseguimos también incluir las ineficiencias ex ante. Consideramos un abanico más amplio de elasticidades que en los estudios anteriores, ya que algunos autores muestran una relación entre el tiempo de uso de una nueva tarificación y la sensibilidad de la demanda al precio (Taylor y Schwarz, 1990), y la posibilidad de afectar la elasticidad mediante distintas políticas (Earle, 2000), lo que produce conclusiones fuertemente dependiente de valores que sólo podremos conocer mediante experimentación y planes piloto, pero al mismo tiempo nos permite ser suficientemente generales como para mantenerse válidos independientemente de hacia dónde se dirija la discusión de la elasticidad. Además comparamos la tarificación uniforme actual con una de tarifas cambiantes mes a mes y hora a hora, como acercamiento a la RTP, no cubierta por el estudio de Montero y Rudnick, pero analizando en particular el caso de Chile, de condiciones bastante distintas a las analizadas por Borenstein. Nuestro estudio analiza los resultados para cada año por separado, años en que el precio de nudo promedio fue superior al de spot, y años con el caso contrario, además del resultado total. Así contrasta también con el estudio de Montero y Rudnick, quienes consideran dos periodos de tiempo, en ambos de los cuales el precio promedio spot fue superior al precio de nudo. Finalmente, nuestro estudio reconoce la dificultad de un pronóstico exacto de la demanda para una fijación de precios a futuro, y entrega una solución práctica e.

(26) 14. inmediata que demuestra, no obstante su simplicidad, ser mucho más eficiente que el sistema actual..

(27) 15. 2.. METODOLOGÍA 2.1. Obtención de la curva de oferta. El principal costo de la energía eléctrica deriva de su generación, reflejado en la componente de energía del precio de nudo y en el precio spot. El precio de nudo corresponde al valor fijado por la CNE, y corresponde a una media semestral de los costos marginales del sistema, obtenida a partir de una proyección de la operación a 48 meses. Estos costos marginales se observan en el mercado spot de la energía, donde las generadoras comercian libremente su energía, y son los costos declarados de la central más cara despachada en esa hora.. 12. Figura 2.1: Precio spot vs. precio de nudo de la energía. La operación de las plantas generadoras en Chile se decide centralizadamente, a través de los CDECs, en función de los costos marginales de cada planta (incluyendo los costes de oportunidad en el caso de las generadoras tipo embalse) y utilizando un criterio de coste mínimo de la energía. Es decir, primero se hacen funcionar las 12. Fuente: Montero y Rudnick (2001).

(28) 16. centrales más baratas, y a medida que se necesita más energía aquellas con costos mayores son incorporadas.13 Por eso suponemos en nuestro modelo que cualquier planta cuyo costo marginal sea menor al costo marginal del sistema en un momento dado esté funcionando a su capacidad máxima.14 Para cada mes se busca la generación máxima de cada planta, siendo considerada la capacidad máxima de la central (por hora) para todo el mes. De esta manera, si una planta no produjo en un mes, ya sea por reparaciones, sequía en el caso de las hidroeléctricas, falta de combustible en caso de centrales a carbón o a gas, o causas similares, no se considerará para efectos de la oferta de ese mes. Se utiliza este procedimiento porque se reconoce una brecha entre la capacidad nominal máxima de las plantas y su capacidad máxima real para el mes. Para cada mes, se ordenan las centrales eléctricas en función de sus costos de producción y se numeran. Luego construimos la función inversa de oferta para un mes determinado de la siguiente manera: 0    GeneracionG (1)   2  GeneracionG ( g )  ∑ g =1 P (q ) =       G −1  ∑ GeneracionG ( g )  g =1. GeneracionG (1). =. CMg (1). ∑ GeneracionG ( g ). =. CMg (2). =. CMg (3). → 2. →. g =1 3. →. ∑ GeneracionG ( g ) g =1. = G. →. ∑ GeneracionG ( g ). =. CMg (G ). g =1. Tras completar la capacidad máxima el precio se eleva hasta el costo de producción de la planta de generación más cara en el mes (lo que genera un precio pseudoinfinito cuando se agota la capacidad instalada).. 13. Esto es una simplificación del procedimiento, pues se toman en cuenta numerosos factores como lo son los tiempos y costos de puesta en marcha de cada planta, o la capacidad y niveles de saturación de las líneas de transmisión… 14 esto no vale para el SING, donde por razones de seguridad, cada planta opera en una fracción de su capacidad nominal. Ello para dejar una reserva en giro.

(29) 17. 2.2. Validación de las curvas de oferta estimadas. Se considera una función inversa de oferta por cada mes. Aunque reconocemos que esta cambia con mayor frecuencia que la considerada en este estudio, no es el objetivo de la tesis modelar la oferta sino la respuesta de la demanda a una tarificación en tiempo real y la cuantificación de la diferencia de los beneficios sociales por ello obtenidos. Una frecuencia menor en el cambio de la función de oferta (por ejemplo, una curva de oferta por año) se habría traducido en una mayor distancia entre la realidad y el caso modelado, mientras una frecuencia mayor, si bien habría aumentado la fidelidad a la realidad, habría aumentado el trabajo necesario, pues los costos declarados cambian 3 veces al día. En la figura 3 se ilustran los costos marginales reales de generación en el intervalo 2004-2009 con los obtenidos de utilizar nuestras funciones inversas de oferta con los consumos mensuales; esto es, P(consumo) :. Figura 2.2: Validación Curva de Oferta 2 El coeficiente de determinación R entre los costos marginales reales del sistema y. los entregados por el modelo es de un 91%. Las diferencias se explican principalmente por la forma de crear la curva de oferta, que consiste en utilizar las plantas generadoras más baratas, sin considerar los costos de puesta en marcha o la necesidad de mantener una planta más cara en funcionamiento..

(30) 18. Un fenómeno a mencionar es que el costo marginal de algunas horas es igual a cero. En la realidad esto también ocurre, y lo podemos encontrar en los costos marginales declarados por el CDEC-SIC. Por la forma de construir nuestra oferta (sólo en función del costo marginal, sin ninguna consideración extra) estos costos iguales a cero son ligeramente más frecuentes que en el caso real. Hacemos notar que los costos marginales modelados, que son aquellos que se utilizarán en las simulaciones, son ligeramente menores a los costos marginales reales, lo que constituye un sesgo hacia un mayor consumo. 2.3. Estimación de la demanda. Los datos disponibles nos permiten conocer tanto los consumos de determinados instantes en el día, como los precios a los que los clientes acceden a esa energía. Hay, sin embargo, dificultades en estimar la demanda a partir de estos datos. Algunas opciones para lograrlo son: Encuesta de preferencias declaradas: se puede preguntar directamente a los clientes cuánto consumirían en caso de variar el precio en un determinado valor. Es probable que los valores que se recojan no concuerden con la realidad ya sea por ignorancia de los encuestados, ya sea porque no quieran mostrar sus preferencias. Experimentación: Otra opción es realizar variaciones de precios en algún sector, para ver como varía el consumo. Sin embargo, esto puede resultar injusto en caso de perjudicar a los clientes en quienes se experimenta, y si se realiza alguna retribución económica, ésta podría distorsionar los resultados. Otro experimento podría consistir en controlar los consumos de grupos de clientes, y decirles que a ciertas horas se les cobrará un 20% más, un 40% más, y así hasta un 100% más, y lo mismo hacia abajo, para ver como varían sus consumos, mientras se les sigue cobrando la tarifa plana mensual (engañarlos sin perjudicarlos). Experimento cuya ética es, al menos, discutible. En conclusión, hay diferentes métodos para ajustar alguna forma de curva conocida a los datos. El factor más relevante para nuestros propósitos es la elasticidad de la demanda al precio. La forma de la curva no será demasiado relevante para las.

(31) 19. conclusiones. Para este estudio y sin perder generalidad consideramos curvas que presuponen elasticidad-precio constante de la forma:. Q = A· p −ò Se utilizarán elasticidades-precio del orden de las estimadas en estudios anteriores (revisar detalles en sección 1.4). Es importante observar que parte importante de la discusión para estimar la demanda es cuáles son las elasticidades, y qué elasticidad utilizar. En efecto, los estudios citados muestran estimaciones para la elasticidad-precio de corto o largo plazo. Por un lado, es posible entender la tarificación horaria como una serie de cambios en muy corto plazo a los precios, y por lo tanto es esperable que el valor de la elasticidad sea menor a la encontrada en los estudios para un mes de plazo. Sin embargo, también se entiende que la elasticidad de corto plazo es consecuencia de cambios en los hábitos de consumo, en contraposición a los cambios tecnológicos de una elasticidad a largo plazo (que se mide a un año plazo o más), y en este sentido el efecto de un cambio horario en el consumo debiera ser muy similar al de un cambio mensual. Por otra parte, Montero y Rudnick (2001) deciden utilizar elasticidades de largo plazo, argumentando que intentan capturar la reacción de los consumidores a un cambio permanente en un sistema de precios. Es muy difícil estimar a priori cuál es realmente la elasticidad con la que debiéramos modelar. Ambos argumentos tienen sentido, y posiblemente ambos explican una parte de la elasticidad real. Además, el estudio de Taylor y Schwarz (1990) muestra como los consumidores tienen distintas sensibilidades bajo distintas condiciones, y como la sensibilidad aumenta a medida que se experimentan las nuevas tarifas. Para no entrar en la discusión de la magnitud de la elasticidad se considera una serie de valores más o menos aceptados, y algunos valores límite, y se simuló bajo esos distintos escenarios para permitir que las conclusiones de este estudio sean independientes de la elasticidad real de la demanda por energía eléctrica..

(32) 20. Las elasticidades-precio que se consideran son de -0,001 (límite inferior); -0.05; -0,1; -0,2; -0,5 y -1 (límite superior)15, incluyéndose de esta manera la mayor parte de los valores de elasticidades relevantes de los estudios anteriores. En particular, cada hora la curva de demanda pasa sobre el punto determinado por el consumo en esa hora y el precio cobrado por esa energía: D = ( Consumo, PNUDE ). Figura 2.3: Construcción Curva de Demanda. Con la información del punto D calculamos para cada hora el parámetro A : A(Q, p, ò) = Q· pò Construimos finalmente la función inversa de demanda, que es la curva de elasticidad p que pasa por el punto D: 15. Borenstein (2001) utiliza en su estudio elasticidades -0.1, -0.3, y -0.5; Montero y Rudnick (2001) por su parte utilizan -0.25, -0.6, y -1.

(33) 21. p ( A, Q, ò) = ε. A Q. Se determina así una serie de curvas de demanda, para distintos horas del día, para cada uno de los 5 años que comprende este estudio, obteniéndose así una demanda móvil en el tiempo.. 2.4. Simulación. Con una demanda P D (Q) , y bajo un precio de nudo fijo P0 el consumo de equilibrio será Q0 . La oferta P S (Q) y tiene que satisfacer en todo momento la demanda Q0 . El beneficio del consumidor: Q0. ∫ (P. C. W =. D. − P0 )·dx. 0. Y el beneficio del productor: Q0 G. W =. ∫ (P − P. S. 0. )·dx. 0. Por lo tanto el beneficio social: Q0 S. C. G. W = W +W =. ∫ (P. D. − P S )·dx. 0. Bajo RTP, el precio que paga el consumidor no está sujeto a fijación. Luego las leyes de mercado llevarán a que la demanda P D (Q) y la oferta P S (Q) se encuentren en el punto de equilibrio D = (Q *, P *) El beneficio del consumidor bajo estas nuevas condiciones es: Q*. WC ' =. ∫ (P. D. − P*)·dx. 0. Y el beneficio del productor: Q*. WG ' =. ∫ (P * −P. S. )·dx. 0. Por lo tanto el beneficio social:.

(34) 22. Q* S. C. G. W ' = W '+ W ' =. ∫ (P. D. − P S )·dx. 0. El modelo se resuelve encontrándose el equilibrio competitivo que maximiza el bienestar social utilizando pasos de una hora de duración para cada hora de los 5 años del periodo de estudio (poco más de 40.000 equilibrios).16 Para cada hora se calcula la diferencia de excedentes para consumidores y productores entre los dos sistemas tarifarios, así como la diferencia de los excedentes sociales. Se ilustra el modelo simulado en las figuras 2.4.1 y 2.4.2. La línea azul decreciente es la curva de demanda estimada para una hora en particular. La curva verde representa la oferta para todo el mes. Horizontalmente trazamos además el precio de la energía y el precio de equilibrio para esa hora en particular. Mostramos además sobre la curva de oferta todos los puntos de equilibrio del mes (en azul grueso) derivados de interceptar la oferta con cada una de las curvas de demanda estimadas para cada hora del mes. El área gris en cada caso constituye la pérdida social de utilizar el precio de nudo uniforme semestral (la línea horizontal) en vez del valor de equilibro natural representado por la intersección entre las curvas de demanda y de oferta. Nos encontramos con dos casos: Cuando el precio de nudo de la energía, está sobre el precio de equilibrio o coste marginal de la energía, se verifica una demanda, y en consecuencia una generación, inferior a la óptima. Cuando el precio de nudo es inferior al costo de la energía, la cantidad demandada, y también la generación, aumenta respecto del óptimo, lo que significa un coste adicional y una pérdida para el productor, si bien una ganancia para el consumidor.. 16. Por un tema práctico de manejo de datos cada año se pierde una hora de información correspondiente al cambio de hora al pasar del horario de verano al invierno en marzo, lo que corresponde a un 0,011% de la información. No se ha considerado necesario ajustar los resultados para contrarrestar este efecto..

(35) 23. 2.4.1 Caso 1: Precio fijado es mayor al costo marginal. Figura 2.4: Gráficos de Precio versus Consumo. Caso Base: el generador produce q , y cobra PNUDE, con lo que su excedente es C + D mientras que el excedente del consumidor es E .. Caso RTP: el generador ahora produce q * cobrando P *, con lo que su excedente es D + B . Por otro lado, el excedente del consumidor ahora es E + C + A .. El beneficio social de la tarificación en tiempo real, respecto del caso base es entonces de A + B y hay una transferencia de excedente desde el productor al consumidor de C ..

(36) 24. 2.4.2 Caso 2: Precio fijado es menor al costo marginal. Figura 2.5: Gráficos de Precio versus consumos. Caso Base: el generador produce q , y cobraba PNUDE, con lo que su excedente es D − ( F + B + A) mientras que el excedente del consumidor es E + C + F + B . Caso RTP: el generador ahora produce q * cobrando P *, con lo que su excedente es C + D . Por otro lado, el excedente del consumidor ahora es E .. El beneficio social de la tarificación en tiempo real, respecto del caso base, será entonces de A y hay una transferencia de excedente desde el productor al consumidor de C + F + B ..

(37) 25. 3.. DATOS Y SUPUESTOS. Se dispone de datos de generación eléctrica a nivel del sistema interconectado central, extraídos de la página Web del CDEC-SIC; esto es, cuánto es lo generado cada hora para el sistema, durante el periodo 2006 – 2008 Consumo (i) =. generación eléctrica para la hora i del mes m del año a, con i = 1  744 (en los meses de 31 días). Se cuenta también con los precios de nudo correspondientes a ese periodo, precios que varían mensualmente con el IPC, definidos semestralmente (en Abril y Octubre) por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y que excepcionalmente sufren modificaciones si el precio marginal de la generación se escapa de una banda de precios. Estos datos han sido extraídos de la página Web de la CNE. PNUDE. =. componente de energía del precio de nudo del mes m año a. Se dispone además de información de los costos marginales diarios declarados por las generadoras eléctricas al CDEC-SIC extraídos directamente de su página.17 Del mismo lugar se consiguen estimaciones de la generación en cada planta, para cada hora en los mismos 3 años. CG (g) =. costo producción de la planta generadora g en el mes m del año a. Cada planta tiene un costo de producción Cg. El mayor de estos costos de las plantas en operación en un determinado momento es el costo marginal del sistema.. GG (g) =. estimación de la generación máxima de la planta g en mes m año a. G = plantas generadoras en funcionamiento para el periodo de estudio, ordenadas por CG. 17. Declaraciones efectivas, toda vez que el despacho está condicionado a ellas.

(38) 26. Se dispone además de información sobre los consumos residenciales, obtenidos a través de Chilectra, y consistentes en la información de consumo cada 15 minutos de 6 transformadores de áreas mayoritariamente residenciales, dos de la comuna de La Pintana, dos de la comuna de Pudahuel, y tres de la comuna de la Reina, para el año 2008, equivalentes a 115.000 clientes. Se cuenta también con estadísticas del consumo por sector (residencial, comercial, agrícola, minero, industrial u otro) y por región, para todo el periodo de estudio, información extraída de los informes anuales de energía realizados por el INE. El número total de clientes de distribución eléctrica fue tomado de la página de la CNE, y el número de clientes por tipo en Chilectra fue tomado del informe anual de Enersis para el año 2008. Para fines de este estudio se suponen pérdidas despreciables con lo que para efectos prácticos se asumirá que la energía generada y la consumida son iguales. (De aquí en adelante ambos términos se utilizarán indistintamente). Se considera la industria de generación como absolutamente competitiva, sin poder de mercado. Asimismo, en el lado de la demanda los distintos actores son tomadores de precios y consumen acordemente. Se supone que los consumos reales fueron pagados a precio de nudo. Debido a esto se produce una pequeña distorsión, ya que parte de los clientes cuenta con tarifa diferida por horario18 y se les cobró precios mayores en periodos de punta (tarifa TOU), lo que contribuiría a aplanar la demanda en el tiempo. Sin embargo se puede despreciar esa distorsión, en parte, por la inelasticidad de la demanda (Borenstein, 2005). Se asume que todos los clientes consumen a precio regulado. Si bien cerca del 60% del consumo lo realizan clientes no regulados, los precios no difieren mucho del precio regulado, y se asume que los contratos tienen características similares a una fijación de precios semestral, como es el caso del precio de nudo. En este estudio, el cliente tiene una demanda por el acceso a la electricidad (VAD, peajes de distribución, costo de la potencia contratada) y otra demanda por la energía. Se asume. 18. Cerca de un 30% del consumo se vendería bajo tarifas diferidas en horario, particularmente en 2 tramos horarios. Además parte del consumo es realizado por los clientes no regulados (60% del consumo), cuyos precios no siguen necesariamente al precio de nudo..

(39) 27. que el cliente puede ver el precio de la energía, que forma parte del precio de nudo y del valor monómico que finalmente pagan los clientes bajo tarifa BT-1. Se consideran demandas isoelásticas, variables hora a hora, sin elasticidades cruzadas (lo que supone ausencia de sustitución hora a hora). Se considera que las demandas eléctricas son homogéneas, con la misma elasticidadprecio, independientemente del tipo de cliente. Se considera también un perfil de carga distinto para los clientes residenciales de los comerciales, agrícolas, industriales y mineros. Estos clientes, a su vez, homogéneos entre sí..

(40) 28. 4.. RESULTADOS Y DISCUSIÓN. Todos los resultados presentados a continuación han sido ajustados por inflación a Diciembre de 2008, y posteriormente transformados a dólares.. 4.2. Beneficio social. Encontramos que no es evidente el verdadero beneficiado de la tarificación en tiempo real. En nuestro periodo de estudio, los resultados de la simulación muestran que la RTP beneficiaría en algunos meses al consumidor, en desmedro del generador, mientras que en otros se daría el caso contrario, lo que resulta consistente con Montero y Rudnick (2001) quienes afirman que no es claro a priori si todos los agentes son afectados de igual forma. Sin embargo, del análisis de los resultados, verificamos que siempre el beneficio social es positivo, por lo que el cambio es socialmente beneficioso. Este beneficio social depende de la elasticidad precio de la demanda. Se calculan los ahorros para el periodo de estudio para distintas elasticidades. La relación se presenta en la figura 6, con escala logarítmica en el eje de la abscisa.. Figura 4.1: Diferencias en excedentes sociales anuales versus elasticidades-precio de la demanda. Si bien es una complejidad extra en el cambio hacia una nueva política de tarificación –ya que no sabemos a quién (productor o consumidor) le corresponderán los costos del cambio– notamos que en cualquier caso, si el beneficiado paga al perjudicado una.

(41) 29. cantidad igual al perjuicio, quedará aún un excedente que pueda pagar la implementación del nuevo sistema de tarificación.19 Se justificaría un cambio entonces si los costos son menores a los excedentes encontrados (en el largo plazo). En la misma línea, es digno de mencionarse la relación entre la elasticidad y la magnitud de las pérdidas o ganancias de excedente para cada uno de los participantes. Como explicamos en el acápite de la simulación, parte de los beneficio –ya sea para el cliente o el generador– se extrae del excedente social, y otra parte es sólo una transferencia entre ambos. Esta última es finalmente la que perjudica a uno de los partícipes, respecto al caso base. Si no mediara esta transferencia, ambos estarían siempre mejor. No es posible eliminar esta transferencia, pues es consecuencia directa de la distorsión de precios que provocó en primer lugar la ineficiencia. Sin embargo, más que perjudicar a uno de los implicados, el efecto de la RTP debería entenderse como que ese actor deja de recibir excedentes que por eficiencia y equilibrios de oferta y demanda nunca debió recibir. Si consideramos que la elasticidad-precio es -0,1; entonces los resultados (a lo largo de los 5 años) son los siguientes (en miles de $USD):. Consumidor Productor Total -3.578.587 3.923.153 344.567 Tabla 4.1: Resultados con elasticidad al precio -0,1. Aunque la ganancia social es de USD$ 344 millones, las pérdidas para los consumidores llegan a ser de USD$ 3,5 mil millones, y las ganancias de los productores USD$ 3,9 mil millones. Socialmente es conveniente, pero el costo político de una medida así es muy grande. Estos resultados son contrarios a las conclusiones de Montero y Rudnick (2001) por cuanto ellos afirman que en Chile, al estar sujeto principalmente a shocks de oferta 19. Hay que tener cuidado con la forma en que se hace esta transferencia, pues bajo ciertas condiciones podría considerarse que la transferencia modifica los precios, y por lo tanto reduce el efecto de la RTF sobre la eficiencia..

(42) 30. frutos de la incertidumbre hidrológica, los sistemas más flexibles de precios aumentan el bienestar tanto de los consumidores como de los productores. La elasticidad juega un papel muy importante en esta transferencia, y la simulación señala que a medida que ésta aumenta, la transferencia es cada vez menor, y aunque las ganancias sociales son cada vez mayores, la ganancia del productor es cada vez menor, y lo mismo la pérdida del cliente. Éste resultado es poco intuitivo, puesto que señala que en la medida que sea más conveniente socialmente la nueva tarificación, al ganador de la transición le es cada vez menos conveniente. Como corolario, al perdedor le resulta cada vez más conveniente (o menos inconveniente), al punto que en algunas RTP pueda beneficiar a ambos. Si se encontrara o indujera una elasticidad al precio de -1, entonces ya aparecen meses enteros en que tanto el consumidor como el productor salieron favorecidos. Luego si se encontrara que (o se lograra inducir20) una elasticidad-precio elevada, ambos actores podrían eventualmente estar interesados en generar el cambio.. Elasticidad Productor Cliente Social. 0,001. 0,05. 0,1. 0,2. Earle, 2000. 1. 4.531.465 4.215.803 3.923.153 3.480.164 2.695.905 2.402.040 -4.526.765 -4.030.815 -3.578.586 -2.871.962 -1.605.649 -933.340 4.700. 184.988. 344.567. 608.202 1.090.256 1.468.700. Tabla 4.2: Diferencias de excedentes del productor y sociales (USD$M). 20. 0,5.

(43) 31. Figura 4.2: Diferencias en excedentes sociales anuales. Los excedentes del productor comienzan a ser cada vez en mayor fracción el excedente social, y cada vez menos la pérdida del cliente. En las horas y meses en que el beneficiado es el cliente ocurre el mismo fenómeno. Luego una mayor elasticidad no sólo significa mayores ganancias sociales, sino también menores barreras a la implementación del nuevo sistema tarifario. El modelo no considera las elasticidades cruzadas que pueda haber entre las demandas a distintas horas. En términos simples significa que no toma en cuenta los posibles ahorros que surgirían de la capacidad de los consumidores de responder a los cambios horarios de precios adelantando o postergando consumos a horas más baratas, sino que solamente a los nuevos consumos consecuencia de menores precios, y a los consumos que se dejan de realizar como respuesta a los mayores precios. Así, el modelo no considera parte de los potenciales beneficios de la RTP señalados por Sioshansi (2001): Desplazar demanda de los periodos de alta a baja demanda. En efecto, nuestro modelo sólo muestra los beneficios involucrados si las demandas fueran independientes entre ellas, situación que resulta muy difícil de creer..

(44) 32. 4.3. Cambios en el consumo. El cambio en la cantidad total consumida no nos habla de la conveniencia para los consumidores ni para los productores, aunque sí nos dice algo de las distribuidoras y su posible apoyo o rechazo a la implementación de RTP. En efecto, mayoritariamente los ingresos de las distribuidoras dependen de la cantidad de electricidad que venden. Luego, si el nuevo programa permite vender más energía, les convendrá.21 El periodo de estudio tiene años en los cuales la energía se puede considerar barata (los tres primeros) y en los últimos años hubo un aumento considerable del precio. Los resultados de la simulación muestran que, bajo un esquema de RTP, en los años de energía barata se habría consumido más electricidad, mientras que en los años caros menos. Que es lo que predice la teoría económica.. Figura 4.3: Evolución del Consumo bajo distintos escenarios. Siendo el consumo total para los 5 años de 198,2 TWh., encontramos que con una elasticidad ò = −1 (que produce un mayor cambio) el consumo habría aumentado a 199,3 TWh. Esto es una diferencia porcentual de 0,55 puntos. Con las otras 21. Desde luego, esto es una simplificación. El sistema de distribución tiene, por ejemplo, restricciones de capacidad en las líneas, y una demanda suavizada en el tiempo permite una mejor utilización de los recursos en los cuales ya se ha invertido, lo que supone beneficios adicionales para la empresa en el caso de tarificación en tiempo real..

(45) 33. elasticidades consideradas en este estudio el cambio en el consumo habría sido incluso menor, aunque siempre ligeramente positivo. Esto nos dice que la disminución del consumo en las horas caras queda al menos compensada por el aumento del consumo en las horas baratas, lo que tiene sentido si consideramos que al ser la demanda una curva isoelástica los cambios en el consumo al estar el precio de nudo caro respecto al costo real de la energía son mayores que al estar barato22. Esta compensación encontrada (años caros y baratos) es esperable, pues el precio nudo está fijado para reflejar los costos en un período proyectado de 48 meses. Siendo así, suponemos que los resultados son sólo atribuibles a este período de estudio, sino que extensibles y generalizables a cualquier período superior a 4 años.23 Sin embargo, esto ocurre sólo al considerar todo el espacio de estudio, pues si miramos año a año algunos disminuyen su consumo (los años caros) y en otros se aumenta (los 3 primeros años o años baratos).24 En cuanto a la necesidad de capacidad instalada, la hipótesis planteada al comienzo del estudio era que debería disminuir, ya que las mayores demandas conllevan mayores precios, y siendo el precio de nudo una forma de promedio en el tiempo (si bien no en el mismo periodo de tiempo), esperábamos que el costo fuera mayor al componente de energía del precio de nudo en el momento de producirse los consumos máximos, con lo que el consumo bajaría. Sin embargo, los 3 primeros años resultan en un aumento de la generación máxima (potencia máxima instalada necesaria), debido a que el precio de nudo sobrerepresentaba los costos de generación. La energía por lo tanto estaba artificialmente cara, lo que conducía a un consumo menor al óptimo. Bajo RTP los consumos habrían aumentado en este periodo, logrando incluso requerir mayor inversión en. 22. Obviamente pensándolo en términos absolutos, no como porcentaje, pues recordemos que por definición en una curva isoelástica la variación porcentual será la misma. 23 Esto es, mayor que el periodo en el cual la CNE proyecta los costos de la energía en la fijación de los precios de nudo 24 Año caro será aquél en que el precio de la energía fijado en el precio de nudo sea mayor al costo marginal promedio de ese año, y año barato aquél en que el precio de la energía sea menor al costo marginal promedio de ese año..

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