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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 998894 Original
INFORME FINAL CORREGIDO “PROPUESTA DE REGLAMENTO DE FLEXIBILIDAD TARIFARIA”
Informe Nº: 998894
Fecha: 20 de diciembre de 2011
Este informe anula y reemplaza al informe Nº 996067 emitido con fecha 09 de diciembre de 2011
“COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA”
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Título del proyecto
Propuesta de reglamento de flexibilidad tarifaria 3. Autor(es) Director del proyecto: Sr. David Watts Ingeniero en regulación tarifaria jefe: Sr.Danilo Jara Ingeniero en regulación tarifaria 2: Sr. Iván Chaparro
2. Cuerpo del informe 203 hojas
4.
Contrato
Convenio de prestación de servicios profesionales entre DICTUC S.A. y la CNE con fecha 30 de septiembre de 2011.
Personal de apoyo: Ingeniero coordinador: Sr. Felipe Aspée Ingeniero en regulación tarifaria 1: Srta. Marysol Ayala Economista: Sra. Yarela Flores Consultor asociado: Sr. Nicolás Kipreos Asesor legal: Sr. Marcos Watts Revisor externo part-time: Sr. Hugh Rudnick
5. Nombre y dirección de la organización investigadora DICTUC S.A. Vicuña Mackenna Nº 4860, Casilla 306 – Correo 22, Macul – Santiago
6. Fecha del informe 20 de diciembre de 2011
7. Antecedentes de la Institución Mandante Nombre : Comisión Nacional de Energía Dirección : Miraflores # 222, piso 10º RUT : 61.707.000-6 Teléfono : 797-2612 Fax : 797-2627
8. Contraparte técnica Nombre : Sr. Iván Saavedra Cargo : Jefe Área Eléctrica
9.
Resumen
El presente estudio se remitió al cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio “Propuesta de Reglamento de Flexibilidad tarifaria”. En este informe se revisó la experiencia internacional en flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles en Europa, América del Norte y Latinoamérica. Para el caso europeo se revisaron Inglaterra, España y Austria. Para el norteamericano se revisaron los estados de Wisconsin, California, Texas e Illinois. El caso latinoamericano cubrió los países de Brasil, Colombia y Argentina. Además se revisó la situación tarifaria de electricidad chilena actual y se contrastó con la situación existe en las telecomunicaciones nacionales. Se agregó, la experiencia en programa pilotos de tarificación flexible con medición inteligente, describiendo brevemente cuatro casos en Estados Unidos (Washington DC, California, Missouri y Baltimore) y el caso del Telege store Italiano. Finalmente se presenta una discusión sobre las condiciones y procedimientos de aplicación para un reglamento de tarificación flexible, junto a una propuesta de reglamento, el cual considera la legislación relevante y vigente actualmente y los elementos discutidos previamente
Sr. David Watts Casimis Prof. Asistente, Ingeniería UC Director del proyecto
Sr. Felipe Bahamondes Cid Gerente General DICTUC S.A.
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Santiago, 20 de diciembre de 2011
CERTIFICACION
MARCOS WATTS CASIMIS, Rut: 10.577.155-k, de profesión Abogado, quien suscribe, certifica su participación en la elaboración, revisión y corrección de la propuesta reglamentaria relativa a Tarifas Flexibles Reguladas.
En una primera etapa, se realizó una investigación profunda de la normativa chilena y la legislación comparada, trabajo desarrollado en conjunto con el equipo de profesionales dirigidos por el Prof. David Watts Casimis.
Recibidas las observaciones realizadas por el Ministerio de Energía, se procedió a dar respuesta a ellas e incorporar los cambios sugeridos al articulado de la propuesta de reglamento, haciéndolos compatibles con la normativa legal.
…………………………………. Firma
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OBJETIVOS DEL INFORME A continuación se detallan los objetivos generales y específicos del informe final corregido correspondiente al estudio de una “Propuesta de Reglamento de Flexibilidad Tarifaria”. 1) Analizar y establecer el estado del arte en la experiencia internacional referente a las condiciones de aplicación de las tarifas reguladas flexibles. 2) Analizar y establecer el estado de desarrollo a nivel nacional de la tarificación flexible, considerando las condiciones de aplicación y desarrollo de estos sistemas tarifas en otros sectores tarifarios regulados. 3) Proponer procedimientos y condiciones para la aplicación de las TFR. 4) Realizar una propuesta normativa de TFR.
ALCANCE DEL INFORME El presente estudio se remitió al cumplimiento de las actividades exigidas en las bases del estudio “Propuesta de Reglamento de Flexibilidad Tarifaria”. En este informe se revisó la experiencia internacional en flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles en Europa, América del Norte y Latinoamérica. Para el caso europeo se revisaron Inglaterra, España y Austria. Para el norteamericano se revisaron los estados de Wisconsin, California, Texas y Illinois. El caso latinoamericano cubrió los países de Brasil, Colombia y Argentina. Además se revisó la situación tarifaria de electricidad chilena actual y se contrastó con la situación que existe en las telecomunicaciones nacionales. También se agregó, como contenido adicional, la experiencia en programa pilotos de tarificación flexible con medición inteligente, describiendo brevemente cuatro casos en Estados Unidos (Washington DC, California, Missouri y Baltimore) y el caso del Telegestore Italiano. Se describen procedimientos y condiciones para la aplicación de TFR en Chile, considerando la legislación actual. Por último, se propone un reglamento de tarifas flexibles que regula la aplicación de este tipo de tarifas eléctricas.
ESTRUCTURA DEL INFORME En primera instancia se presenta un resumen extendido del informe entregando los principales antecedentes y conclusiones obtenidas de la investigación. A continuación se detalla la experiencia de Europa, Estados Unidos y Latinoamérica, describiendo la situación tarifaria en el suministro minorista de la electricidad en dichos países o estados. Posteriormente se discute la situación tarifaria actual chilena en distribución eléctrica y se entregan antecedentes de la tarificación flexible en el sector de telecomunicaciones existente en el país. También se entregan lineamientos Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 4 de 203
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generales respecto a las condiciones de aplicación de flexibilidad tarifaria en la tarificación eléctrica chilena. Además, se describen propuestas de procedimientos y condiciones de aplicación de TFR en Chile. Finalmente, se muestra una propuesta de reglamento para la aplicación de TFR de acuerdo a la legislación vigente.
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ÍNDICE Objetivos del informe.......................................................................................................................... 4 Alcance del informe ............................................................................................................................ 4 Estructura del informe ........................................................................................................................ 4 Índice ................................................................................................................................................... 6 1.
Resumen .................................................................................................................................... 13 1.1.
Experiencia Europea .......................................................................................................... 13
1.2.
Experiencia Estados Unidos .............................................................................................. 14
1.3.
Experiencia Latinoamérica ................................................................................................ 15
1.4.
Flexibilidad tarifaria en sectores regulados en Chile ........................................................ 16
1.5.
Tarifas flexibles y medición inteligente ............................................................................. 17
1.6.
Propuestas de procedimientos y condiciones de aplicación de las TFR ........................... 18
2.
Introducción .............................................................................................................................. 19
3.
Experiencia Europea .................................................................................................................. 21 3.1.
3.1.1.
Tipos de tarifas y clientes del sistema tarifario Inglés .............................................. 23
3.1.2.
Regulación del sistema tarifario de electricidad para Inglaterra ............................. 24
3.2.
España ............................................................................................................................... 25
3.2.1.
Tipos de tarifas y clientes del sistema tarifario de electricidad en España ............... 27
3.2.2.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en España ...................................... 28
3.2.3.
Proceso de cambio de suministrador eléctrico de un consumidor en España ......... 29
3.3.
4.
Inglaterra ........................................................................................................................... 22
Austria ............................................................................................................................... 29
3.3.1.
Tipos de tarifas y clientes del sistema tarifario de electricidad en Austria............... 30
3.3.2.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en Austria ...................................... 31
Estados Unidos .......................................................................................................................... 31 4.1.
Wisconsin .......................................................................................................................... 32
4.1.1.
Tipos de tarifas y clientes del sistema tarifario de electricidad en Wisconsin .......... 33
4.1.2.
Estructura de costos en una factura típica de electricidad en Wisconsin................. 33
4.1.3.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en Wisconsin ................................. 34
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4.2.
California ........................................................................................................................... 36
4.2.1.
Tipos de tarifas y clientes del sistema tarifario de electricidad en California ........... 36
4.2.2.
Estructura de costos en una factura típica de electricidad en California ................. 37
4.2.3.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en California .................................. 38
4.3.
Illinois ................................................................................................................................ 39
4.3.1.
Tipos de tarifas y clientes del sistema tarifario de electricidad en Illinois ................ 40
4.3.2.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en Illinois ....................................... 41
4.4.
Texas.................................................................................................................................. 43
4.4.1.
Tipos de tarifas y clientes del sistema tarifario de electricidad en Texas ................. 43
4.4.2. Descripción de tarifas de generación y venta de energía renovable distribuida (DRG) por el consumidor ..................................................................................................................... 44 4.4.3.
Estructura de costos en una factura típica de electricidad en Texas ........................ 45
4.4.4.
Regulación del sistema tarifario de electricidad para Texas ..................................... 45
4.4.5.
Programa de Smart Meter en Texas.......................................................................... 45
5.
Experiencia Latinoamérica ........................................................................................................ 46
6.
Flexibilidad tarifaria en sectores regulados en Chile ................................................................ 46 6.1.
Flexibilidad tarifaria en las telecomunicaciones ............................................................... 47
6.1.1.
Tarificación de la Telefonía fija.................................................................................. 48
6.1.2.
Telefonía móvil .......................................................................................................... 48
6.1.3.
Telefonía de larga distancia....................................................................................... 49
6.1.4.
Internet fijo y móvil ................................................................................................... 49
6.1.5.
Televisión de pago ..................................................................................................... 49
6.1.6.
Regulación flexibilidad tarifaria en las telecomunicaciones ..................................... 50
6.2.
Estructura tarifaria para la electricidad en Chile............................................................... 50
6.2.1. Análisis de la regulación existente en términos de flexibilidad tarifaria en el sector eléctrico chileno ........................................................................................................................ 53 7.
Flexibilidad tarifaria y medición inteligente .............................................................................. 68 7.1.
Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos .............................................................. 69
7.2.
Programa telegestor – Italia .............................................................................................. 70
7.2.1.
Principales características del programa telegestor - Italia ...................................... 70
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7.3.
Programa piloto de medición inteligente de powerCentsDC–PEPCO Washinton DC....... 70
7.4.
Programa Piloto de evaluación del impacto de la tarificación en California .................... 71
7.5.
AmerenUE Critical Peak Pricing Pilot – Ameren Missouri ................................................. 72
7.6.
Programa de tarificación inteligente – BGE Baltimore ..................................................... 73
8. Condiciones de aplicación para tarifas flexibles reguladas en el sistema de suministro eléctrico chileno (Propuestas Preliminares) .................................................................................................... 75 8.1.
Tarifa de referencia y límites para las tarifas flexibles ...................................................... 76
8.1.1.
Tarifas flexibles que agregan valor ............................................................................ 76
8.2.
Tarifas flexibles reguladas no discriminatorias ................................................................. 77
8.3.
Acceso público a información sobre tarifas flexibles y opciones tarifarias ...................... 78
8.4.
Tarifas flexibles asociadas al inmueble o empalme y no al cliente ................................... 79
8.5.
Otros aspectos relevantes en la aplicación de TFR ........................................................... 80
8.5.1.
Migración entre tarifas reguladas en los casos de usuarios nuevos y antiguos ....... 80
8.5.2.
Término anticipado o programado del contrato por parte del usuario.................... 81
8.5.3. Término anticipado o programado del contrato por parte de la empresa y cambio de tarifa 81 8.5.4.
Utilización de consumos provisorios ......................................................................... 82
8.5.5.
Metodologías de resolución de conflictos ................................................................ 83
8.5.6.
Uso de TFR en presencia de mediciones Netas (Net Metering)................................ 83
8.6.
Contabilidad regulatoria y tarifas flexibles ....................................................................... 84
8.6.1.
Principales elementos a considerar en la estructura de las tarifas flexibles ............ 84
8.6.2. Estructura contable regulada para las tarifas eléctrica tradicionales en Chile y propuesta de inclusión de tarifas flexibles reguladas en la contabilidad regulatoria de la distribución eléctrica ................................................................................................................. 85 9.
Propuesta de reglamento para la aplicación de TFR ................................................................. 88
10.
Articulado Relevante ............................................................................................................. 93
10.1.
1.- DS Nº 327/1997 fija Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos ............ 93
10.2.
2.- DFL Nº 4/2006 .......................................................................................................... 93
11.
Lista de términos relevantes ................................................................................................. 94
12.
Referencias ............................................................................................................................ 96
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ANEXO ............................................................................................................................................. 100 1.
Revisión de aplicación de tarifas flexibles de electricidad en Europa..................................... 101 1.1.
1.1.1.
Clasificación de los clientes finales de electricidad en Inglaterra ........................... 102
1.1.2.
Descripción del sistema tarifario de electricidad para Inglaterra ........................... 103
1.1.3.
Estructura de costos en una factura típica de electricidad en Inglaterra ............... 105
1.1.4.
Regulación del sistema tarifario de electricidad para Inglaterra ........................... 107
1.1.5.
Comparación de opciones tarifarias para clientes residenciales en Inglaterra ...... 109
1.1.6.
Proceso de cambio de suministrador eléctrico de un consumidor en Inglaterra ... 110
1.2.
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad en España ......................... 111
1.2.1.
Clasificación de los clientes finales de electricidad en España ............................... 112
1.2.2.
Descripción del sistema tarifario de electricidad para España ............................... 112
1.2.3.
Estructura de costos en una factura de electricidad en España ............................. 117
1.2.4.
Regulación del sistema tarifario de electricidad para España ................................ 118
1.2.5.
Comparación de opciones tarifarias para clientes regulados en España ................ 118
1.2.6.
Proceso de cambio de suministrador eléctrico de un consumidor en España ....... 120
1.3.
2.
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad en Inglaterra..................... 102
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad en Austria ......................... 120
1.3.1.
Clasificación de los clientes finales de electricidad en Austria ............................... 121
1.3.2.
Descripción de tipos de tarifas reguladas en Austria .............................................. 121
1.3.3.
Descripción de la estructura de costos en una factura de electricidad en Austria . 122
1.3.4.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en Austria .................................... 123
1.3.5.
Metodología de comparación de tarifas en Austria................................................ 124
1.3.6.
Proceso de cambio de suministrador eléctrico de un consumidor en Austria ....... 124
Revisión de aplicación de tarifas flexibles de electricidad en Estados Unidos ....................... 124 2.1.
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad para el estado de Wisconsin 125
2.1.1.
Clasificación de clientes finales de electricidad en Winsconsin .............................. 126
2.1.2.
Descripción del sistema tarifario de electricidad en Wisconsin.............................. 127
2.1.3.
Estructura de costos en una factura típica de electricidad en Wisconsin............... 130
2.1.4.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en Wisconsin ............................... 131
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2.1.5. 2.2.
Otros aspectos del sistema eléctrico en Winsconsin .............................................. 133
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad para el estado de California 134
2.2.1.
Clasificación de clientes finales de electricidad en California ................................. 135
2.2.2.
Descripción del sistema tarifario de electricidad en California............................... 135
2.2.3.
Estructura de costos en una factura típica de electricidad en California ............... 137
2.2.4.
Regulación del sistema tarifario de electricidad en California ................................ 138
2.3.
Revisión de la aplicación de Tarifas flexibles eléctricas para el estado de Illinois .......... 141
2.3.1.
Clasificación de clientes finales de electricidad en Illinois ...................................... 141
2.3.2.
Descripción del sistema tarifario de electricidad en Illinois.................................... 142
2.3.3. Illinois
Regulación de los proveedores eléctricos y de las tarifas eléctricas en el estado de 146
2.4.
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad en Texas ........................... 148
2.4.1.
Clasificación de los clientes finales de electricidad en Texas .................................. 149
2.4.2.
Descripción del sistema tarifario de electricidad para Texas .................................. 149
2.4.3. Descripción de tarifas de generación y venta de energía renovable distribuida (DRG) por el consumidor ................................................................................................................... 150
3.
2.4.4.
Estructura de costos en una factura típica de electricidad en Texas ...................... 151
2.4.5.
Regulación del sistema tarifario de electricidad para Texas ................................... 152
2.4.6.
Programa de Smart Meter en Texas........................................................................ 152
Revisión de la tarificación eléctrica en Latinoamérica ............................................................ 152 3.1.
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad en Brasil............................ 153
3.1.1.
Clasificación de los Clientes Finales y sus formas de Tarificación en Brasil ............ 153
3.1.2.
Estructura Tarifaria.................................................................................................. 155
3.1.3.
Evolución de las tarifas ............................................................................................ 156
3.1.4.
Capacidad de las empresas de definir sus propias tarifas....................................... 156
3.1.5.
Sistema de regulación y fijación de tarifas .............................................................. 156
3.2.
Revisión de la aplicación de tarifas flexibles de electricidad en Colombia ..................... 158
3.2.1.
Clasificación de los clientes finales.......................................................................... 158
3.2.2.
Descripción del sistema tarifario de electricidad para Colombia ........................... 158
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3.2.3.
Estructura de costos de las tarifas eléctricas en Colombia ..................................... 159
3.2.4.
Regulación del sistema tarifario de electricidad para Colombia............................. 162
3.3.
4.
3.3.1.
Clasificación de clientes finales de electricidad en Argentina ................................ 163
3.3.2.
Descripción de la estructura tarifaria en Argentina ................................................ 164
3.3.3.
Capacidad de las distribuidoras de definir sus propias tarifas en Argentina .......... 165
3.3.4.
Descripción del sistema de regulación y fijación de tarifas en Argentina............... 165
Revisión de la tarificación eléctrica en Chile ........................................................................... 166 4.1.
El sector de distribución en Chile .................................................................................... 167
4.2.
Clasificación de los clientes finales en Chile.................................................................... 168
4.3.
Descripción de la estructura tarifaria tradicional en Chile .............................................. 168
4.3.1.
Tipos de tarifas tradicionales existentes ................................................................. 168
4.3.2.
Obligaciones y derechos de las tarifas tradicionales .............................................. 172
4.4.
5.
Descripción del Sistema Tarifario en Argentina .............................................................. 163
Descripción de la estructura tarifaria flexible en Chile ................................................... 173
4.4.1.
Tipos de tarifas flexibles existentes ........................................................................ 173
4.4.2.
Obligaciones y Derechos Tarifas Flexibles Reguladas ............................................. 174
Tarifas flexibles basadas en medición inteligentes ................................................................. 174 5.1.
Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos ............................................................ 175
5.1.1.
Programa piloto de medición inteligente de powerCentsDC–PEPCO Washinton DC 177
5.1.2.
Programa Piloto de Evaluación del Impacto de la Tarificación en California.......... 178
5.1.3.
AmerenUE Critical Peak Pricing Pilot – Ameren Missouri ....................................... 181
5.1.4.
Programa de tarificación inteligente - BGE Baltimore ............................................ 182
5.2.
Programa telegestore – Italia .......................................................................................... 185
5.2.1. Antecedentes de programas de gestión remota de la medición de consumo eléctrico en Italia .................................................................................................................... 185 5.2.2.
Principales características del programa telegestor - Italia .................................... 185
5.2.3.
Beneficios del programa telegestor ........................................................................ 186
5.3. Costos y beneficios observados en la tarificación flexibles según experiencia en programas pilotos ....................................................................................................................... 186
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6.
Tarificación en Telecomunicaciones en Chile ......................................................................... 187 6.1.
Tipos de servicios y la clasificación de sus clientes ......................................................... 187
6.1.1.
Telefonía local ......................................................................................................... 187
6.1.2.
Abonados móviles ................................................................................................... 188
6.1.3.
Telefonía de larga distancia..................................................................................... 188
6.1.4.
Internet fijo ............................................................................................................. 189
6.1.5.
Internet móvil .......................................................................................................... 189
6.1.6.
Televisión de pago ................................................................................................... 190
6.2.
Estructuras tarifarias ....................................................................................................... 190
6.2.1.
Telefonía fija ............................................................................................................ 190
6.2.2.
Telefonía móvil ........................................................................................................ 191
6.2.3.
Telefonía de larga distancia..................................................................................... 191
6.2.4.
Internet fijo y móvil ................................................................................................. 192
6.2.5.
Televisión de pago ................................................................................................... 192
6.3.
Capacidad de las empresas de definir sus propios planes y tarifas ................................ 192
6.3.1. 6.4. 7.
Ejemplo: Internet .................................................................................................... 193
Sistema de Regulación .................................................................................................... 194
Propuesta de reglamento para la aplicación de TFR ............................................................... 195
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1. RESUMEN El concepto de tarifas flexibles se puede entender como la libertad que pueden tener los suministradores de electricidad (distribuidoras, comercializadoras) para definir de forma autónoma opciones tarifarias que puedan ser utilizadas por sus clientes, sin que el organismo regulador defina la estructura de las tarifas ni sus valores. Por otra parte, las tarifas flexibles pueden entenderse como tarifas que reflejan fielmente las condiciones de operación y los consiguientes costos del sistema, traspasando la señal de escasez o abundancia relativa de electricidad al cliente final, así como también los requerimientos de infraestructura necesarios para su suministro. Con la desregulación del sector eléctrico, y los requerimientos y condiciones de estrechez a los que los sistemas eléctricos están siendo sometidos hoy en día, el concepto de flexibilidad tarifaria ha ganado terreno en los sistemas de suministro eléctrico a clientes finales. En esta línea, la liberalización de las tarifas eléctricas, ha permitido que distribuidoras y comercializadoras eléctricas puedan diseñar de manera autónoma sus esquemas tarifarios contribuyendo enormemente a la proliferación de un abanico variado de opciones tarifarias en países como Inglaterra, España, Austria y Estados Unidos entre otros. En el presente estudio se proponen procedimientos y condiciones para la aplicación de TFR en Chile, teniendo en consideración la legislación vigente respecto a temas de tarificación eléctrica y alcance de clientes. Por último, se propone un reglamento de TFR que busca clarificar procedimientos y condiciones para la implementación de este tipo de tarifas eléctricas en Chile.
1.1. EXPERIENCIA EUROPEA La implementación de tarifas flexibles en Europa se ha desarrollado de la mano con la comercialización minorista de electricidad, utilizando principalmente tecnologías convencionales (típicamente sin tecnologías inteligentes) en conjunto con una tarificación flexible. Esto incluye mayormente tarifas de tipo Time of Use. Para el caso de Inglaterra, si bien el mercado del suministro eléctrico está completamente liberalizado, las opciones tarifarias ofrecidas normalmente no apuntan hacia un uso extensivo de tarifas eléctricas flexibles. Un gran número de tarifas ofrecidas por las comercializadoras corresponden a tarifas orientadas a la reducción de costos administrativos y de facturación como tarifas para clientes inscritos por internet, clientes que cancelan sus cuentas con tarjetas de débito, tarifas de prepago, etc. En términos de tarificación flexible, el caso de Inglaterra presenta una opción tarifaria tipo Time of Use denominada tarifa “Economy 7” la cual ofrece un valor reducido para la electricidad durante el periodo 01:00 AM – 08:00 AM. La mayoría de las opciones
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tarifarias estandarizadas ofrecidas a los clientes finales corresponden a tarifas residenciales, siendo necesario para los clientes de mayor envergadura contactarse directamente con la comercializadora para optar a la mejor opción tarifaria según su tamaño y perfil de consumo. En el sistema español coexisten tarifas reguladas y tarifas libres ofrecidas por las comercializadoras. Las tarifas reguladas denominadas tarifa de último recurso y tarifa bono social, son determinadas por el ente regulador, las cuales deben ser ofrecidas por las comercializadoras dependientes de distribuidoras de electricidad y actúan como referencia para el resto de las tarifas libres. Las tarifas libres son determinadas por cada una de las comercializadores y deben ser aprobadas por el organismo regulador de forma previa al ofrecimiento de estas a los clientes. La gama de tarifas ofrecidas en esta línea van desde tarifas específicas por tipo de cliente, tarifas verdes para clientes con tecnologías renovables y tarifas Time of Use, entre las cuales se encuentran tarifas con discriminación horaria de dos y tres bloques. Por otra parte, el caso Italiano presenta un polo opuesto a esta situación, ya que el programa de tarificación flexible implementado por ENEL1 considera el uso de tecnologías de medición inteligentes, estableciendo un precedente vanguardista que el resto de los países no debiera tardar en seguir, debido a los grandes beneficios de este tipo de tarificación. Inglaterra y Austria representan un caso extremo de liberalización del mercado de la comercialización minorista de electricidad. En este caso, el regulador ha perdido sus facultades de regulación de precio de la electricidad para usuarios finales, intercambiando estas por el poder de monitorear e investigar el mercado de la comercialización eléctrica. El regulador tiene acceso pleno a la información y posee las facultades de alterar permisos y licencias para garantizar la competencia y el resguardar los intereses de los consumidores. En la misma línea de Inglaterra, España ha implementado un sector de comercialización eléctrica, pero el avance de su regulación se encuentra en proceso de transición, existiendo aún tarifas reguladas de forma paralela a las tarifas libres ofrecidas por las distribuidoras.
1.2. EXPERIENCIA ESTADOS UNIDOS La experiencia en Estados Unidos respecto a tarificación flexible es variada y nutrida. Si bien la figura del comercializador no siempre está presente en el suministro de electricidad al usuario final, como en el caso de Texas, las empresas distribuidoras o Utilities ofrecen una variedad de tarifas ajustadas a perfiles específicos de clientes. Existen tarifas específicas para clientes residenciales, clientes comerciales, industriales y agrícolas. También existen tarifas del tipo Time of Use o peak load pricing. 1
Acrónimo de Ente Nazionale per l'Energía eLettrica, la mayor empresa italiana del sector Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 14 de 203
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En algunos estados se aplica una tarifa de referencia establecida por el regulador y ofrecida de forma obligatoria por las empresas distribuidoras. En el otro extremo, las empresas tienen la capacidad de crear sus propias opciones tarifarias, determinando el esquema de la tarifa y fijando su valor según estimen conveniente. Si bien el regulador no interviene en este proceso directamente, si lo hace en la revisión y aprobación de la tarifa, siendo su responsabilidad garantizar los intereses del cliente. Si bien no existe un modelo estándar para la elaboración de las tarifas ni opciones tarifarias reguladas establecidas directamente en la ley, sí existen directrices y requerimientos que las distribuidoras o comercializadoras deben proveer al ente regulador. Así, el regulador puede revisar los antecedentes y determinar si la tarifa propuesta puede ser ofrecida a los clientes.
1.3. EXPERIENCIA LATINOAMÉRICA La experiencia en flexibilidad tarifaria y tarifas libres en Latinoamérica es variada e irregular. Si bien la mayoría de los mercados eléctricos más importantes de la zona se encuentran desintegrados verticalmente, reconociéndose claramente un sector de generación competitivo y unos sectores de transmisión y distribución como monopolios naturales regulados, la figura del comercializador y el concepto de libertad tarifaria no se ha extendido en la regulación de la zona. En términos de tarifas flexibles, existen algunas experiencias en las cuales se incluyen algunas componentes variables en el tiempo en las tarifas ofrecidas a los clientes, mayormente tarifas tipo Time of Use de dos bloques o tarifas horarias. Sin embargo, la tendencia general es a la existencia de tarifas planas, las cuales suelen ser definidas por un ente regulador en un proceso de fijación tarifaria que se realiza en un periodo determinado de años (típicamente 4 a 5 años) y tarifas que incorporen componentes estacionales y de demanda punta. La experiencia en Brasil y Argentina, una de las economías más pujantes de la zona, muestran la existencia de tarifas tradicionales reguladas completamente por la autoridad. Si bien incluyen componentes horarias y estacionales, estás no van más allá que el reconocimiento de componentes de punta, fuera de punta y componentes estacionales de invierno y verano. En contraposición, el modelo colombiano incluye la existencia del comercializador de electricidad y lo faculta para crear sus propias opciones tarifarias. La regulación colombiana, no realiza fijación de precio, si no que establece una formula tarifaria para el costo de suministro de la electricidad, de manera de que pueda establecerse una cota máxima para las tarifas eléctricas. Bajo esta cota, dada la existencia de variados agentes (comercializadores), se espera que gracias a las condiciones de competitividad del mercado, las tarifas ofrecidas se encuentren muy por debajo del valor máximo establecido por el regulador. Algo importante de destacar que el valor máximo es
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diferente para cada empresa comercializadora ya que el elemento fijado por el regulador es la fórmula tarifaria que debe ser usada por las diferentes empresas para definir sus costos máximos de suministro.
1.4. FLEXIBILIDAD TARIFARIA EN SECTORES REGULADOS EN CHILE La tarificación eléctrica en Chile es regulada, encargándose el regulador de fijar las tarifas eléctricas que las empresas de distribución deben ofrecer a sus clientes. Los clientes poseen libertad de elegir la tarifa que deseen, mientras cumplan con requisitos técnicos específicos de cada tarifa, estando las empresas distribuidoras obligadas a aceptar la elección de los clientes. Las tarifas existentes consisten en una tarifa monómica para clientes residenciales de baja tensión (BT1.a) y tarifas con valores explícitos para el consumo de energía y demanda de potencia para clientes de baja y alta tensión (BT1.b, BT2/AT2, BT3/AT3, BT4/AT4). La regulación (Decreto 385/2008) permite la existencia de tarifas creadas por las distribuidoras no sujetas a fijación de precios, las cuales se denominan tarifas flexibles reguladas. Estas tarifas deben ser más convenientes para los clientes que las opciones tradicionales y los clientes deben ser libres de tomarlas cuando deseen, sin que estas discriminen más allá del cumplimiento de los requisitos técnicos atribuidos a cada tarifa. Si bien la flexibilidad tarifaria está contemplada en la regulación existente, el concepto no está completamente desarrollado y las implicancias sobre el suministro minorista no son claras. Por otra parte, el sector de las telecomunicaciones posee un esquema completamente desregulado en que las empresas ofrecen a sus clientes una gama amplia de productos y tarifas. La entidad regulatoria se limita a monitorear la competitividad del mercado y fiscalizar a las empresas del rubro, ejerciendo una regulación y fijación de precio solo en nichos del mercado que posean una baja o nula competitividad. Si se desea implementar tarifas flexibles en Chile la regulación requiere de un mayor desarrollo, debiendo definirse el proceso de revisión y aprobación de las tarifas libres por parte del regulador y otros aspectos de relevancia en la relación entre el cliente y la empresa. En esta línea se sugiere que se establezca una tarifa de referencia para los clientes residenciales, que se establezca la obligación a las empresas de presentar sus tarifas al regulador de forma previa a ser ofrecidas a los clientes y que las empresas pongan a disposición pública toda la información sobre sus tarifas de manera comprensible y accesible a todos los clientes. Además se sugiere que se permita un cambio de tarifa por parte del cliente al año, mientras este cumpla con sus compromisos de potencia contratada. El regulador no debiera tener inferencia en la estructura y forma de las tarifas que las empresas puedan llegar a ofrecer a sus clientes Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 16 de 203
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1.5. TARIFAS FLEXIBLES Y MEDICIÓN INTELIGENTE A nivel internacional la experiencia en flexibilidad tarifaria es amplia, tanto desde el punto de vista de la libertad de establecer tarifas por parte de distribuidoras y comercializadoras independiente del regulador, como de la implementación de tarifas que reflejen la variabilidad de los precios mayoristas de la electricidad. Las opciones tarifarias responden a la necesidad de acomodar el comportamiento de la demanda de manera de reducir el estrés del sistema en horarios de punta. Sin embargo, esta experiencia corresponde a tarificación flexible tradicional. Con el surgimiento de nuevas tecnologías inteligentes de medición y comunicación, ha surgido la idea de la implementación de sistemas tarifarios mucho más complejos y flexibles, con un acercamiento más agresivo desde el punto de vista del “Demand response management” o gestión de la demanda, basándose en el uso integral de tecnologías inteligentes de medición. Esta aproximación de tarificación flexible basada en tecnologías inteligentes ha generado la implementación de diversos programas pilotos alrededor del mundo. Entre los países que destacan se cuenta Finlandia, España, Austria, Holanda, Estados Unidos, Korea, entre otros. En estos países las tarifas que principalmente han considerado los programas son de tipo Time of Use. En Estados Unidos es posible destacar algunos programas pilotos implementados tales como el Power Cents DC implementado en Washintong, AmerenUE en Missouri, Programa piloto de evaluación de impacto en las tarifas en California y el programa de tarificación inteligente implementado por BGE, Baltimore, entre otros. La Tabla 1 muestra las principales tarifas flexibles utilizadas en estos programas pilotos. Tabla 1 - Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos USA Tarifa
Descripción
Time-of-Use (TOU)
Cobra altos precios durante las horas punta de los días de semana y un precio menor durante las horas fuera de punta y fin de semanas Similar a TOU con la excepción que la ventana de hora punta es más corta en duración (4 horas), dando una fuerte señal de precio Se les cobra a los clientes un alto precio durante el periodo de punta en un número limitado de días críticos (15 o menos días); la tarifa es descontada durante las horas restantes Una tarifa TOU en el cual se aplica un precio moderado de punta durante la mayoría de las horas punta del año, pero es aplicado un alto precio de punta en un limitado número de días críticos. La existente tarifa plana combinada con un descuento por cada unidad de demanda reducida por debajo de una línea base predeterminada, estimada durante las horas punta en días críticos Una tarifa con variación horaria que sigue los LMPs (Precios Marginales Locales), pero con costos de capacidad asignados igualmente a través de todas las horas del año Una tarifa con variación horaria basada en LMPs y sumado con un costo por capacidad aplicado sólo durante las horas críticas , creando una fuerte señal de precio en estas horas
Super Peak TOU Critical Peak Pricing (CPP) CPP-TOU Combination Peak Time Rebate (PTR) Flat Real Time Pricing (RTP) Critical Peak RTP
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1.6. PROPUESTAS DE PROCEDIMIENTOS Y CONDICIONES DE APLICACIÓN DE LAS TFR Para aplicar TFR en chile es necesario analizar procedimientos y condiciones relevantes, de manera de asegurar el buen funcionamiento de estas opciones tarifarias, velando por los intereses de los consumidores y teniendo en cuenta la actual legislación tarifaria en Chile. Respecto a las tarifas de referencia se analizó lo que dice el Decreto 358/2008, proponiendo un cambio en la definición que para el consultor parece más adecuada. También se esclarece la comparación de las TFR con la tarifa de referencia y los límites que las TFR pueden alcanzar en la facturación. Además, se analiza el tema de las tarifas que agregan valor al servicio de suministro eléctrico, cuyo valor no se considera en las tarifas reguladas. Las TFR no deben discriminar arbitrariamente a los clientes, las condiciones y requisitos de ingreso a una TFR deben ser correctamente justificadas. Asegurando el acceso a una tarifa por parte de un cliente, si éste está dispuesto a asumir todos los costos requeridos para el cumplimiento de las condiciones y requisitos de la tarifa. El cliente debe tener acceso a toda la información de las TFR necesaria para una correcta elección tarifaria. Para ello, se propone la publicación detallada de las tarifas de forma clara y accesible, además de la creación de una herramienta web que sirva para comparar la conveniencia de las TFR, de acuerdo al perfil de consumo del cliente. Por último, se proponen procedimientos y condiciones ante cambios de TFR, término anticipado de contratos por parte del cliente o de la empresa distribuidora, el tema de consumos provisorios, procedimiento de resolución de conflictos y por último las TFR ante la presencia de Net Metering.
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2. INTRODUCCIÓN El concepto de tarifa flexible se puede entender de dos formas diferentes. Por una parte, la flexibilidad tarifaria hace referencia a la libertad que pueden tener los suministradores de electricidad (distribuidoras, comercializadoras) para definir de forma autónoma opciones tarifarias que puedan ser utilizadas por sus clientes, sin que el organismo regulador defina la estructura de las tarifas ni sus valores. Por otra parte, las tarifas flexibles pueden entenderse como tarifas que reflejan más fielmente las condiciones de operación y los consiguientes costos del sistema, traspasando la señal de escasez o abundancia relativa de la electricidad al cliente final, así como también los requerimientos de infraestructura necesarios para su suministro. Con la desregulación del sector eléctrico, y los requerimientos y condiciones de estrechez a los que los sistemas eléctricos están siendo sometidos hoy en día, el concepto de flexibilidad tarifaria ha ganado terreno en los sistemas de suministro eléctrico a clientes finales. En esta línea, la liberalización de las tarifas eléctricas, ha permitido que distribuidoras y comercializadoras eléctricas puedan diseñar de manera autónoma sus esquemas tarifarios contribuyendo enormemente a la proliferación de un abanico muy variado de opciones tarifarias en países como Inglaterra, España, Austria, Dinamarca y Estados Unidos entre otros. Inglaterra es uno de los casos más extremos de flexibilidad tarifaria del mercado minorista, donde no existe fijación de precio y el regulador se remite a una función de monitor y promotor de la competencia. Otros países, como el caso de España, se encuentran en una etapa de transición, coexistiendo la tarifa regulada tradicional con las tarifas flexibles definidas típicamente por las comercializadoras. Una experiencia destacable en Latinoamérica es la de Colombia, donde las comercializadoras minoristas de electricidad pueden definir sus propias tarifas. Sin embargo, el regulador establece una fórmula tarifaria general para calcular el costo máximo de suministro de forma individual para cada empresa comercializadora, debiendo esta ofrecer tarifas menores a dicho costo. Las reformas tarifarias han permitido la proliferación de un amplio pliego tarifario en los países donde han sido implementadas, coexistiendo tarifas tradicionales con tarifas flexibles tipo Time of use o Critical Peak Pricing y con tarifas orientadas a usos o clientes específicos (tarifas para iluminación, tarifas para clientes con calentadores de agua, etc). Debido al surgimiento de las tecnologías de medición inteligente, se han desarrollado diversos programas pilotos que buscan implementar y evaluar esquemas tarifarios aún más flexibles y complejos, basados en el uso de tecnologías de medición inteligente. Esto les permite traspasar al consumidor final información sobre la operación del sistema y traspasarle los costos que su consumo impone en el mismo. Con esto se generan cambios conductuales en el consumidor, los
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cuales se traducen principalmente en ahorros de infraestructura (generación, transmisión y distribución) y en menor medida, en reducciones del consumo de energía. Para la aplicación de Tarifas Flexibles Reguladas en Chile se proponen procedimientos y condiciones necesarios para velar por los intereses de los clientes de las distribuidoras. Se analizan la tarifa de referencia, cotas a las TFR y las tarifas que agregan valor, discriminación arbitraria de clientes en la contratación de TFR, el acceso a la información necesaria para una elección correcta de TFR. Además, de estudiar procedimientos de cambio de tarifa, términos de contrato anticipado por parte del usuario o la empresa distribuidora, la utilización de consumos provisorios, la metodología de resolución de conflictos, Net Metering, como se adecúan las TFR a la contabilidad regulatoria vigente, entre otros temas. A partir del análisis anteriormente descrito, se procede a proponer un reglamento que regule la aplicación de TFR en Chile, velando por los intereses del usuario y manteniendo las eficiencias del sistema, además de respetar la legislación vigente de forma de facilitar su aplicación. El presente informe para el estudio “Propuesta de reglamento de flexibilidad tarifaria” fue desarrollado desde el 19 de diciembre al 20 de diciembre de 2011. Este informe fue preparado por DICTUC S.A. a solicitud de la Comisión Nacional de Energía (CNE) para disponer de una propuesta de reglamento en materia de tarifas flexibles, bajo su responsabilidad exclusiva. La información contenida en el presente informe constituye el resultado de una asesoría que incluyó la realización de un estudio e investigación en materia de tarificación flexible nivel internacional, lo que en ningún caso permite al solicitante afirmar que el contenido y conclusiones del estudio han sido certificados por DICTUC S.A.
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3. EXPERIENCIA EUROPEA En la última década, diversos países europeos han avanzado en la liberalización del sector de suministro y comercialización minorista de electricidad y otros servicios como el gas. Esta liberalización a implicado la implementación de estructuras tarifarias flexibles, facultando a las nuevas empresas suministradoras de electricidad (principalmente comercializadoras, aunque también distribuidoras), para diseñar sus propias tarifas, en contraposición a la tendencia anterior, donde la tarifa eléctrica para el usuario final se planteaba como un elemento regulado y muchas veces fijado por el estado. Algunas naciones tales como Inglaterra, España y Austria han implementado en sus legislaciones este tipo de liberalización2. La implementación de tarifas flexibles en Europa se ha desarrollado muy de la mano con la comercialización minorista de electricidad, utilizando principalmente tecnologías convencionales en conjunto con una tarificación flexible (típicamente sin tecnologías inteligentes). Esto incluye mayormente Tarifas tipo Time of Use. Para el caso de Inglaterra, si bien el mercado del suministro eléctrico está completamente liberalizado, las opciones tarifarias ofrecidas normalmente no apuntan hacia un uso extensivo de tarifas eléctricas con discriminación horaria. Sino a la reducción de costos administrativos y de facturación como tarifas para clientes inscritos por internet, clientes que cancelan sus cuentas con tarjetas de débito, tarifas de prepago, etc. En términos de tarificación flexible, el caso de Inglaterra presenta una opción tarifaria tipo Time of Use denominada tarifa “Economy 7” la cual ofrece un valor reducido para la electricidad durante el periodo 01:00 AM – 08:00 AM. La mayoría de las opciones tarifarias clasificadas, ofrecidas a los clientes finales corresponden a tarifas residenciales, siendo necesario para los clientes de mayor envergadura contactarse directamente con la comercializadora para optar a la mejor opción tarifaria según su tamaño y perfil de consumo. En el sistema español coexisten tarifas reguladas y tarifas libres ofrecidas por las comercializadoras. Las tarifas reguladas denominadas tarifa de último recurso y tarifa bono social, son determinadas por el ente regulador, debiendo ser ofrecidas por las comercializadoras dependientes de distribuidoras de electricidad y actúan como referencia para el resto de las tarifas libres. Las tarifas libres son determinadas por cada una de las comercializadores y deben ser aprobadas por el organismo regulador de forma previa al ofrecimiento de estas a los clientes. La gama de tarifas ofrecidas en esta línea van desde tarifas específicas por tipo de cliente, tarifas
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Notar que la flexibilidad tarifaria está presente tanto en países donde existe la figura del comercializador separada del distribuidor eléctrico, como en países donde ambas actividades se encuentran integradas. Por este motivo se habla de liberalización y no de introducción de comercialización. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 21 de 203
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verdes para clientes con tecnologías renovables y tarifas Time of Use, entre las cuales se encuentran tarifas con discriminación horaria de dos y tres bloques. Por otra parte, el caso Italiano presenta un polo opuesto a esta situación, ya que el programa de tarificación flexible implementado por ENEL3 considera el uso de tecnologías de medición inteligentes, estableciendo un precedente vanguardista que el resto de los países no debiera tardar en seguir, debido a los grandes beneficios de este tipo de tarificación inteligente. Así mismo, Inglaterra representa un caso extremo de liberalización del mercado de la comercialización minorista de electricidad. En este caso, el regulador ha perdido sus facultades de regulación de precio de la electricidad para usuarios finales, intercambiando estas por el poder de monitorear e investigar el mercado de la comercialización eléctrica, teniendo acceso pleno a la información y las facultades de alterar permisos y licencias, de ser esto necesario para garantizar la competencia y el resguardo de los intereses de los consumidores. En la misma línea de Inglaterra, España ha implementado un sector de comercialización eléctrica, pero el avance de su regulación se encuentra en proceso de transición, existiendo aún tarifas reguladas de forma paralela a las tarifas libres ofrecidas por las distribuidoras. En la misma línea que Inglaterra, la situación en Austria es un ejemplo de completa liberalización en el mercado de suministro de energía eléctrica. El regulador no calcula ninguna tarifa, remitiéndose sólo a vigilar que las tarifas sean acordes al mercado, además debe asegurar la competencia en el mercado. Las comercializadoras ofrecen sus tarifas a todos los clientes finales, siendo estos quienes deciden el tipo de contrato que suscriben. Un punto común entre las regulaciones de los diferentes casos estudiados es la existencia de las obligaciones para los comercializadores de asegurar una transparencia y libre acceso a la información de tarifas y condiciones de contratación para los clientes que opten por estas opciones, así como la necesidad de que las opciones tarifarias libres sean aprobadas por un ente regulador que garantice los intereses de los clientes y el abuso de posibles facultades de poder de mercado que ciertas comercializadoras pudieran poseer, sin que esto vaya en desmedro con la libre operación del mercado de la comercialización eléctrica.
3.1. INGLATERRA El sistema eléctrico inglés está desagregado verticalmente, separando las áreas de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. La competencia existe en los
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sectores de generación y comercialización de la energía, en cambio existen monopolios regulados en transmisión y distribución. La competencia en el sector de la comercialización es posible gracias a la existencia de pocas barreras que impidan la migración del cliente a diferentes opciones tarifarias y/o empresas comercializadoras y a la existencia de varias empresas de comercialización. La Office of the Gas and Electricity Markets (OFGEM) no posee facultades de fijación de precio. En su lugar tiene la facultad de revisar el mercado, solicitar la información que estime conveniente a las empresas comercializadoras y realizar cambios y acciones que estime necesarias para mantener la competitividad del mercado y garantizar los intereses de los consumidores. Esto ha permitido la proliferación de diversas opciones tarifarias, estando entre ellas las tarifas tipo Time of Use como la “Economy7” que considera cobros más baratos entre las 01:00 AM y 08:00 AM pero también tarifas especiales para clientes específicos, tarifas verde para clientes con energías renovables, etc. En los pliegos tarifarios ofrecidos no existe una opción de tarifa regulada estándar que pueda ser mencionado.
3.1.1. TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO INGLÉS La clasificación de clientes en el sistema inglés, distingue entre tres tipos de clientes regulados: clientes residenciales (bajo), clientes medios y clientes altos. Esta distinción se realiza en función del consumo anual de electricidad y el correspondiente pago por concepto de consumo de energía. La Tabla 2 muestra la clasificación de clientes utilizada en Inglaterra con el correspondiente pago y consumo de energía estipulado. Tabla 2 Clasificación de clientes residenciales por pago mensual o anual y consumo energético de gas o electricidad. Fuente: Customer Focus. Tipo de Usuario
Pago mensual por energético
Pago anual por energético
Bajo Medio Alto
£25 - £38 £39 - £50 £51 - £67
£300 - £450 £451 - £600 £601 - £800
Consumo anual de electricidad [kWh] 2100 3300 5100
Consumo anual de gas [kWh] 11000 16500 23000
Con respecto a los clientes residenciales, es posible reconocer dos grandes grupos de tarifas existentes, las tarifas tradicionales y las tarifas verdes. Si bien en ambos grupos existen elementos de flexibilidad tarifaria, esta clasificación se establece de forma de diferenciar las tarifas que son ofrecidas exclusivamente a clientes que operan con alguna tecnología renovable no convencional o amigable con el medio ambiente (tarifas verdes), de las tarifas ofrecidas en forma general a los clientes (tarifas estándar). Las tarifas ofrecidas a los clientes estándar reconocen tres grandes
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grupos de tarifas: Tarifas para la reducción de costos administrativos y de facturación, tarifas Time of Use y tarifas fijas. Debido a la amplia disponibilidad de empresas de comercialización y tarifas, en Inglaterra existen herramientas online de comparación de tarifas que ayudan a los clientes a optar por una opción tarifaria específica. Las tarifas para clientes de mayor envergadura no se encuentran disponibles públicamente debido a que estas se contratan de forma posterior a una reunión entre el cliente y la empresa comercializadora.
3.1.1.1. ESTRUCTURA INGLATERRA
DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN
Las tarifas eléctricas consideran en su estructura cinco componentes en orden de importancia: 1.Compras de energía en el mercado mayorista, costos de suministro y margen de ganancia del comercializador (63%) 2.- Cargos por uso de la red de distribución y transmisión (21%) 3.- Costos ambientales 10%) 4.- Impuesto al valor agregado (5%) 5.- Costos por medidor (1%). Estas componentes pueden observarse en la Figura 1.
Figura 1 Desglose de costos en la factura eléctrica de Inglaterra. Fuente: Ofgem.
3.1.2. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA INGLATERRA Actualmente no existe regulación de precio en las tarifas eléctricas. En reemplazo, el regulador revisa la operación del mercado y monitorea a todas las comercializadoras, con especial énfasis en las empresas dominantes y exige una previa revisión de tarifas y condiciones a aplicar, de forma previa a que estas sean aplicadas, siendo el regulador el encargado de aprobar dichas tarifas. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 24 de 203
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La regulación para el sector del suministro o comercialización de electricidad en Inglaterra considera la existencia de una licencia de comercialización de la electricidad denominada “Great Britain – wide license”, la que permite a todos los comercializadores suministrar, de forma libre a cualquier cliente dentro del territorio nacional. La comercialización se encuentra separada de la distribución eléctrica, aunque se permite a empresas de distribución participar también del negocio de la comercialización eléctrica. Estos establecimientos se estipulan en el “Utilities Act” del año 2000 (Simmonds, 2002).
3.1.2.1.
OPERACIÓN Y OBLIGACIONES DE LAS COMERCIALIZADORAS DE ELECTRICIDAD
La OFGEM establece en sus licencias de suministros ciertas obligaciones que los comercializadores de electricidad deben cumplir. En primera instancia esta deben cumplir, como entidad comercial desregulado, con todas las exigencias y reglas de comercio vigentes en Inglaterra. Adicionalmente, las comercializadoras deben cumplir con exigencias específicas para el rubro tales como: Entrega de términos de suministro a clientes, envío de tarifas y códigos a la OFGEM previa presentación a los clientes para su aprobación, suministro de información apropiada a los clientes que los faculte a tomar una decisión informada al contratar el servicio, permitir termino de contrato anticipado por parte del cliente considerando cargos no abusivos por este concepto, entre otros (Rogai, 2007).
3.1.2.2. PROCESO INGLATERRA
DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR ELÉCTRICO DE UN CONSUMIDOR EN
El proceso de cambio de suministrador y/o tarifa de electricidad en Inglaterra es sencillo. El consumidor dispone de una herramienta web donde compara el costo anual de su consumo de gas y electricidad, indicándole cual es la tarifa más conveniente. Basándose en esta información el consumidor decide su nueva tarifa y empresa de suministro (comercializadora minorista). El consumidor realiza el registro de su nueva tarifa online y el nuevo suministrador se pone en contacto con el suministrador actual para dar de baja la tarifa y comenzar a facturar al nuevo cliente. Este cambio se puede tardar hasta 4 semanas y durante la transición el cliente no sufre ningún corte de suministro. El cambio puede tener costos asociados a la cancelación del contrato, si esto corresponde al caso.
3.2. ESPAÑA La reforma en el sistema eléctrico español permitió la creación de empresas comercializadoras, las cuales venden energía eléctrica y gas a los usuarios finales. Los consumidores pueden escoger Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 25 de 203
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libremente su suministrador de energía, fomentando la competencia en este sector. Esta reforma se gestó bajo la Directiva Europea 2003/54/CE, que establece un mercado eléctrico único a nivel europeo (UE, 2011). Este elemento se convirtió en la piedra angular de la liberalización de las tarifas eléctricas y la implementación de esquemas de tarificación flexible en el sistema español. La Comisión Nacional de Energía (CNE) española regula el mercado y el Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio es el que calcula las tarifas reguladas o Tarifa de Último Recurso (TUR) y las tarifas de accesos a la red, que corresponden a los costos por el uso de la red. Las tarifas reguladas tradicionales son establecidas por el organismo regulador. Estas tarifas son denominadas tarifa de último recurso y tarifa bono social, son accesibles solo para clientes residenciales pequeños (baja tensión, menores a 10 kW) y son la alternativa por defecto de no expresar alguna opción tarifaria específica por parte del cliente. Estás tarifas son utilizadas como referencia por las comercializadoras (CNE, 2011a; Endesa, 2011b). El segundo grupo corresponder a tarifas liberalizadas, ofrecidas por empresas de comercialización. Las principales tarifas ofrecidas por los comercializadores a sus clientes corresponden a tarifas para la reducción de costos administrativos y de facturación. Tarifas Time of Use y tarifas fijas. Las tarifas ofrecidas por las comercializadoras, si bien son elaboradas por las mismas empresas y no están sometidas a regulación de precios, deben pasar por una revisión del organismo regulador previamente a que estas sean ofrecidas a los clientes de las distribuidoras. El acceso de información correcta por parte del usuario es fundamental para el buen desarrollo de este sistema. Es por esto que la Comisión Nacional de Energía ha desarrollado una herramienta web y estudios de tarifas que facilitan al consumidor la comparación y posterior elección de tarifas (CNE, 2011b). Los resultados obtenidos de los estudios comparativos de tarifas muestran que para clientes residenciales existen opciones tarifarias más económicas que la TUR (tarifa de referencia). En cambio, para clientes con mayor potencia contratada (sin acceso a la TUR) las tarifas resultan en promedio mayor a las tarifas ofrecidas a clientes con acceso a TUR, debido a que están afectas a restricciones y penalizaciones impuestas para incentivar los contratos con las comercializadoras libres (CNE, 2010). En la actualidad, la implementación de esta reforma no se encuentra totalmente terminada. Aún hay consumidores en un proceso de transición, se espera que al 1 de enero de 2012 se hayan integrado completamente al sistema. El éxito de la implementación de la comercialización eléctrico y los consiguientes beneficios esperados de esta desregulación del mercado eléctrico no han sido los esperados, en parte debido a la estructura de integración generación – distribución
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que permite la regulación española y al poder que ejercen las distribuidoras, como agentes dominantes sobre el mercado.
3.2.1. TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA El sistema tarifario español diferencia a tres tipos de consumidores, en base a la cual el consumidor tiene acceso a distintas tarifas, siendo estos, clientes de baja tensión pequeños, clientes de baja tensión medianos y clientes de alta tensión. Los tipos de consumidores se explican a continuación:
Clientes baja tensión pequeños ≤ 10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en baja tensión (menor a 1kV) con potencias contratadas igual o inferior a 10kW. Clientes baja tensión medianos >10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en baja tensión con potencia contratadas mayores a 10 kW. Clientes de alta tensión: Todos los consumidores conectados en alta tensión (mayor a 1kV).
Los consumidores conectados en baja tensión (menor a 1kV) y con una potencia contratada menor o igual a 10kW tienen acceso a una tarifa de suministro de último recurso (TUR), cuyo valor es fijado por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. También tienen la opción de contratar el suministro en el mercado libre, con tarifas fijadas de común acuerdo entre el cliente y el suministrador. El resto de los consumidores, aquellos conectados en baja tensión (menor a 1kV) con potencia contratada mayor a 10kW y aquellos conectados en alta tensión, sólo tienen acceso a contratos de suministro en el mercado libre de la comercialización. La estructura tarifaria española considera la existencia de dos grandes grupos de tarifas: Las tarifas reguladas y las tarifas libres. Las tarifas reguladas son establecidas por el ministerio de Industrias, Turismo y Comercio y están disponibles para pequeños clientes residenciales y clientes de bajos recursos. Estas tarifas sólo son ofertadas por las comercializadoras dependientes de las empresas de distribución. Por otra parte, las tarifas libres corresponden a opciones tarifarias ofrecidas por todas las comercializadoras de electricidad española. Estas tarifas son elaboradas de forma independiente por cada empresa pero deben ser aprobadas por el organismo regulador. Los clientes tienen libertad para elegir entre cualquiera de estas opciones tarifarias. Estas tarifas a su vez consideran tarifas especiales por tipo de cliente (tarifas tipo Time of Use, tarifas verdes y tarifas para suministro con servicios complementarios). Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 27 de 203
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3.2.1.1.
ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA
Las tarifas del sistema español están compuestas por una componente denominada tarifa de acceso a la red más los costos propios de la empresa suministradora y el margen de ganancia de la misma. En el caso de la tarifa de último recurso (TUR), determinada por la autoridad regulatoria, esta se calcula como la tarifa de acceso a la red más el costo de generación eléctrica y costos de operación de la empresa de último recurso. En el caso de las tarifas suministradoras, éstas se basan en la tarifa de acceso a la red más el costo de la compra de su energía, sumando sus costos de operación y margen de ganancia. La tarifa de acceso a la red se compone de un factor variable dependiente de la cantidad de energía consumida y de un factor fijo que depende de la potencia contratada. La tarifa de acceso cubre los siguientes costos:
Pagos por capacidad. Pérdidas en redes. Red de transporte. Red de distribución. Gestión de medidas. Costo del Operador del Mercado y del Sistema. Impuestos. Otros costos regulados (Déficits años anteriores, primas régimen especial, gestión residuos nucleares, etc.).
3.2.2. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA La reforma del mercado eléctrico español tiene como objetivo mejorar la competitividad en el sector eléctrico. La liberalización del suministro eléctrico al cliente final y la creación de la figura del comercializador establecen la existencia de tarifas libres, creadas por el comercializador y elegidas de forma libre por el cliente. Sin embargo, estas tarifas deberán ser aprobadas por el ente regulador antes de ser ofrecidas a los clientes cualificados. En este contexto, si bien las tarifas libres son de responsabilidad de los comercializadores, el pago de la distribución y transmisión continúan siendo fijados por el organismo regulador, de manera de evitar el abuso de las posiciones de dominio que existen debido a las características monopólicas de las distribuidoras.
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3.2.3. PROCESO DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR ELÉCTRICO DE UN CONSUMIDOR EN ESPAÑA El proceso de cambio de suministrador y/o tarifa de electricidad en España es simple. El consumidor dispone de una herramienta web donde compara el costo anual de su consumo de gas y electricidad, indicándole cual es la tarifa más conveniente de acuerdo a su consumo. Además le entrega información sobre servicios adicionales de la tarifa. Basándose en esta información el consumidor decide su nueva tarifa y empresa de suministro. El consumidor debe ponerse en contacto con la nueva empresa suministradora por vía telefónica, internet o personalmente en una oficina comercial. La nueva suministradora realiza el contacto con el suministrador actual para dar de baja la tarifa y comenzar a facturar al nuevo cliente. Este cambio se realiza a partir de 15 días dado el aviso, o en la próxima lectura de medidor. En el caso que haya que hacer cambios en los medidores el cambio se realiza luego de esta modificación, comúnmente 5 días. Los contratos de energía tienen una duración anual, y se prolongan tácitamente por un año. El cliente puede rescindir de la prórroga dando aviso 15 días antes sin incurrir en costo alguno. También se indica que en el caso que el consumidor rescindiera del contrato antes de la primera prórroga las penalizaciones máximas por rescisión de contrato, cuando ésta cause daños al suministrador, no podrán exceder el 5% del precio del contrato por la energía estimada pendiente de suministro (Eroski Consumer, 2011).
3.3. AUSTRIA El mercado de la electricidad de Austria fue totalmente liberalizado a partir del año 2001. Esto permite que el consumidor de energía eléctrica pueda elegir libremente su proveedor de electricidad. Lo cual produce competencia entre los proveedores, en búsqueda de captar clientes por medio de las tarifas ofrecidas. El precio de la electricidad depende del proveedor eléctrico y de la tarifa que escoja el cliente. Por eso, para que exista verdadera competencia el cliente debe poder cotizar y cambiarse de tarifa fácilmente. Las redes eléctricas son operadas por las distribuidoras, empresas monopólicas naturales regionalmente y que son independientes a las proveedoras de electricidad (comercializadora minorista). Estas distribuidoras están encargadas de la operación y mantenimiento de la red eléctrica, además de la lectura del medidor. Las distribuidoras reciben un pago por la utilización de la red, el cual está regulado y se muestra explícitamente en la factura eléctrica.
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Las redes de electricidad son reguladas por E-Control, entidad encargada de elaborar y aplicar las normas que aseguren un buen funcionamiento del sistema eléctrico y por la libre competencia en el mercado (E-Control, 2011a).
3.3.1. TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN AUSTRIA El mercado minorista austriaco en general se puede dividir en dos sub-mercados con diferentes condiciones:
Mercado de pequeños consumidores: Son hogares y pequeños consumidores, y clientes con demanda no medida con un consumo anual menor a 100.000 kWh. Mercado de gran consumo: Son la demanda de los consumidores medido con un consumo anual de más de 100.000 kWh.
No existe una clasificación clara por tipo de tarifas en el mercado austriaco, pero si se pueden distinguir características en los servicios ofrecidos para los distintos tipos de cliente. Esto es debido al grado de liberalización e independencia con el cual las tarifas son diseñadas y ofertadas en el sistema austriaco. En el caso de clientes residenciales se ofrecen tarifas económicas que reducen costos operativos y de facturación, se contrata por internet, el servicio al cliente es a través de e-mail, la factura es enviada electrónicamente y el pago también es a través de este medio. Existen otras tarifas con servicios complementarios que ofrecen asesoramiento energético para clientes residenciales con un consumo entre 4.000 y 100.000 kWh al año, enfocado a clientes residenciales y agricultores. Otras tarifas ofrecen precios fijos de energía o “Capped Tariff” hasta el 2013 para clientes de hasta 100.000 kWh al año. Por último existen tarifas con discriminación horaria o “Time of Use”, especialmente para hogares que utilizan calefacción o calentadores de agua, se ofrece un precio de energía más económico en la noche, esto se realiza a través de dos medidores independientes, uno diurno y el otro nocturno (Verbund, 2011c). Para consumidores comerciales y PYME con un consumo entre 0,1 a 1 GWh al año, las cotizaciones se hacen privadamente con el proveedor de electricidad, no hay tarifas públicas. Aún así las comercializadoras ofrecen energía 100% limpia para mejorar el balance de emisiones de CO2 de la empresa (Verbund, 2011a). En el caso de clientes industriales tampoco existen tarifas públicas pero se ofrecen servicios personalizados dependiendo de las características de la industria, más que una tarifa se ofrecen planes de energía integrales (Verbund, 2011b).
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3.3.2. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN AUSTRIA La E-Control es el agente regulador del mercado eléctrico en Austria. Debe velar por el libre acceso a las redes para las compañías proveedoras nuevas y existentes, bajo una tarifa de red equitativa. Además es la encargada de entregar las licencias a los “balancing group” o grupos de balance y aprobar sus términos generales y condiciones (E-Control, 2011e). Las barreras de entrada para suministrar y vender energía eléctrica son muy pocas, casi no hay límites reglamentarios. Lo proveedores sólo deben ser parte de un grupo e balance crear uno (Hofbauer Ines, 2006). Estos grupos de balance son los encargados de calcular el balance entre la oferta y demanda de sus clientes y sus contratos de compra y de contrarrestar las fluctuaciones de la demanda. Los representantes de los grupos de balance se relacionan con el resto de los agentes del mercado. La E-Control monitorea la competencia en las comercializadoras, la administración de los grupos de balanace, la información de las tarifas entregada a los clientes, debe solucionar las disputas del mercado, establecer un código de conducta de los agentes del mercado y controlar los subsidios para la eco-electricidad (Hofbauer Ines, 2006).
4. ESTADOS UNIDOS La experiencia en Estados Unidos respecto a tarificación flexible es variada y nutrida. Si bien la figura del comercializador no siempre está presente en el suministro de electricidad al usuario final (como en el caso de Texas), las empresas distribuidoras o Utilities ofrecen una variedad de tarifas ajustadas a perfiles específicos de clientes. Existen tarifas específicas para clientes residenciales, clientes comerciales, industriales y agrícolas. También existen tarifas del tipo Time of Use o Peak Load Pricing. En algunos estados se observa la existencia de una tarifa de referencia, siendo esta tarifa establecida por el regulador y ofrecida de forma obligatoria por las empresas distribuidoras. En el otro extremo, las empresas tienen la capacidad de crear sus propias opciones tarifarias, determinando el esquema de la tarifa y fijando su valor según estimen conveniente. Si bien el regulador no interviene en este proceso directamente, si lo hace en la revisión y aprobación de la tarifa, siendo su responsabilidad garantizar los intereses del cliente.
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Para el caso de Wisconsin, las opciones tarifarias corresponden a tarifas tipo Time of Use, típicamente con tres bloques horarios (punta, hombro 4 y fuera de punta), tarifas peak load pricing, tarifas para net metering y otras tarifas para clientes específicos. El caso de california presenta opciones muy similares al de Wisconsin. Las entidades que rigen el procedimiento de tarificación y cobro por parte de los proveedores eléctricos (distribuidoras o comercializadoras, según sea el estado) corresponden a las Public Service Comission de cada estado y a la Federal Energy Regulatory Comission (FERC), encargándose esta última de la regulación inter-estado, quedando en manos de las comisiones reguladoras de cada estado las regulaciones a nivel de estado. Si bien no existe un modelo estándar para la elaboración de las tarifas ni opciones tarifarias reguladas establecidas directamente en la ley, sí existen directrices y requerimientos que las distribuidoras o comercializadoras deben proveer al ente regulador. Así, el regulador puede revisar los antecedentes y determinar si la tarifa propuesta puede ser ofrecida a los clientes. La experiencia en tarificación flexible descrita en esta sección puede considerarse como tarificación flexible “tradicional”. En algunos estados de Estados Unidos, se han implementado pilotos de estudio que han ido un paso más allá en la implementación de tarificación flexible, incluyendo el uso de tecnologías inteligentes de medición y actuando como pioneros en el inminente desarrollo de las redes inteligentes. Esta experiencia será descrita más adelante en este documento.
4.1. WISCONSIN El estado de Wisconsin posee un gran número de proveedores de electricidad. Estas empresas distribuidoras o “Utilities” poseen la libertad de ofrecer a sus clientes una amplia gama de opciones tarifarias. Si bien estas opciones corresponden a tarifas libres y no reguladas, están deben ser analizadas y aprobadas por el organismo regulador (Public Service Comission), siguiendo lo establecido en los códigos eléctricos de Wisconsin y las directrices establecidas por la FERC. La experiencia observada en cuanto a clasificación y tipos de clientes y tarifas en el estado de Wisconsin es variada. Se observan diversos esquemas debido a que cada distribuidora posee la libertad de definir sus propias clasificaciones y opciones tarifarias. Sin embargo, es posible identificar lineamientos generales, estableciendo una división entre clientes residenciales pequeños, clientes comerciales e industriales pequeños y clientes residenciales, comerciales e industriales grandes. Entre las opciones tarifarias disponibles es posible encontrar tarifas tipo Time 4
El periodo hombro (del inglés shoulder) hace referencia a un periodo de tiempo durante el día que se encuentra entre el periodo de punta y el periodo fuera de punta. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 32 de 203
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of Use, tarifas Peak load pricing, tarifas especiales para clientes en riesgo social, tarifas tipo convenio para actividades específicas, tarifas para net metering y otros.
4.1.1. TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN WISCONSIN En el estado de Wisconsin, la clasificación de los clientes que reciben suministro de distribuidoras de electricidad (utilities) depende de los criterios que establezca cada uno de las distribuidoras en particular, sin embargo es posible reconocer clasificaciones comunes. Los clientes son clasificados según su consumo eléctrico, potencia y demanda de punta, considerando una clasificación entre clientes residenciales, pequeños consumidores, industriales (hasta 100 kW) y grandes consumidores residenciales e industriales (hasta 200 kW). Estas clasificaciones guardan directa relación con las opciones tarifarias a las que los diferentes clientes pueden optar. Las distribuidoras del estado de Wisconsin consideran variadas opciones tarifarias para sus clientes. En el caso de los clientes residenciales existen opciones tarifarias estándares y disponibles en forma pública. Estas opciones consideran tarifas tipo Time of Use, tarifas Peak load Pricing, tarifas tipo convenio para usos específicos, tarifas para clientes con vulnerabilidad social y tarifas para generación local (net metering). Por otro lado, las tarifas eléctricas comerciales e industriales ofrecidas en el estado de Wisconsin depende de la empresa distribuidora que las elabora (Proveedor público, privado o cooperativa). Sin embargo es posible reconocer tarifas del tipo Time of Use, tarifas del tipo High Load Factor Service (tarifa para clientes que sobrepasan sistemáticamente demandas máximas de punta), Tarifas tipo convenio, entre las más importantes.
4.1.2. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN WISCONSIN La estructura de las tarifas ofrecidas por las distribuidoras de Wisconsin se diferencia según el tipo de cliente existente existiendo cargos para los clientes residenciales y otros para los clientes comerciales e industriales. El espectro de tarifas en el estado de Wisconsin depende de las empresas eléctricas encargadas, pero es común observar una tarifa eléctrica básica que cobra el valor de la energía consumida y que rige para clientes residenciales, agrícolas y comerciales e industriales pequeños. Las tarifas por
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cargo de potencia o que involucran cargos por demanda está definida en todos los niveles, pero sólo son obligatorias para grandes clientes comerciales e industriales. Los cargos por potencia (o demanda) están involucrados en las tarifas especiales como Time of Use Service, Peak Load Pricing y otro tipo de programas. Adicionalmente, también existen programas de energías renovables en todos los niveles (residencial, comercial e industrial) y programas de generación paralela y Net-Metering por parte de los grandes proveedores de electricidad. Los cargos más importantes para los clientes residenciales consisten en un cargo por energía, cargo fijo al cliente y cargos sociales (subsidios a clientes de bajos recursos). Los cargos y cobros presentes en la tarifa comercial e industrial son el cargo mínimo mensual, cargo por energía, cargo por transmisión y servicios auxiliares, cargo por congestión y pérdidas e impuestos.
4.1.3. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN WISCONSIN Las tarifas eléctricas son elaboradas por la empresa distribuidora respectiva, pero son reguladas y analizadas por la Comisión eléctrica5 de la Public Service Commision of Wisconsin que se basa en las leyes del estado de Wisconsin (Administrative Code Wisconsin). Los elementos que una distribuidora debe presentar ante la Comisión reguladora respecto a su opción tarifaria son: Legalidad de la tarifa y cobro racional por parte del distribuidor de electricidad, reglamentación clara y accesible sobre las tarifas, convenios y contratos, reglas de servicio y cambio de tarifa por parte del proveedor de electricidad, compensaciones, tarifas y contratos. A continuación se detallan otros aspectos de la regulación para la tarificación eléctrica en Wisconsin como el procedimiento de facturación, la lectura de los medidores y los procedimientos de solución de conflictos.
4.1.3.1.
PROCEDIMIENTO DE FACTURACIÓN.
Cada facturación, incluyendo el recibo de los clientes de las siguientes empresas eléctricas, deben mostrar la siguiente información: Datos del cliente, número de identificación del medidor, lecturas, fecha de lecturas, consumo eléctrico, servicio suministrado y cargos aplicados.
5
Notar que existen comisiones para el gas, agua, comunicaciones, electricidad y otros servicios públicos. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 34 de 203
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4.1.3.2.
LECTURAS DE LOS MEDIDORES Y LOS PERIODOS DE FACTURACIÓN.
Las lecturas de los medidores utilizados deben realizarse por lo menos una vez cada 2 meses; algunas empresas pueden ofrecer planes de lecturas trimestrales o semestrales, pero esta opción no es obligatoria. Los medidores serán leídos los días correspondientes a cada ciclo de periodo de lectura de medidores. La fecha de lectura de medidores se puede adelantar o posponer no más de 5 días sin el ajuste de facturación correspondiente. Las facturas del servicio otorgado tienen que estar dentro de un plazo de 40 días después de haber leído el medidor, otra manera tiene que ser autorizada por la Comisión. El proveedor de electricidad puede otorgar la lectura del medidor al cliente por teléfono o correo electrónico siempre y cuando un representante del proveedor de electricidad lea el medidor por lo menos una vez cada 6 meses.
4.1.3.3.
PROCEDIMIENTO DE SOLUCIÓN DE PROBLEMAS.
Siempre que el cliente realice una solicitud de disputa por un depósito o garantía o por una facturación, o cualquier asunto relacionado con la desconexión o denegación del servicio eléctrico, el proveedor de electricidad deberá:
Investigar el motivo de la disputa en forma rápida y completa. Avisar al consumidor los resultados de la investigación. Intento de resolver la disputa. Brindar la oportunidad al cliente de llegar a un acuerdo de pago diferido bajo PCS 113.0404 (Service Rules for Electrical Utilities – Deferred payment agreement) con el fin de terminar la disputa. Cuando un proveedor de electricidad nombra a un agente encargado de resolver las disputas o consultas, si este no resuelve el conflicto de manera adecuada, la responsabilidad de resolución de la disputa vuelve a la empresa eléctrica. Cuando los pagos se realizan por medios electrónicos o a través de vendedores, tarjetas de crédito o un tercero, y cuando estos medios tienen una relación contractual con la empresa eléctrica, la resolución de problemas queda en manos del proveedor de electricidad.
Cuando la empresa eléctrica y el cliente han agotado todos los recursos para la solución del problema, se puede pedir a la Public Service Commision que analice y resuelva el caso.
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4.2. CALIFORNIA El sistema eléctrico de California es manejado por la California Independent System Operator (CAISO), la cual es responsable de entregar energía al 80% del estado, el 20% restante es responsabilidad de empresas de servicios públicos municipales. La CAISO es regulada por Federal Energy Regulatory Commission (FERC). En California existe un sistema tarifario flexible que permite a los distintos clientes optar por distintas tarifas. Las empresas generadoras venden su electricidad a las distribuidoras o “utilities”, las que ofrecen diferentes alternativas tarifarias al consumidor. La California Public Utilities Commission (CPUC) es la Comisión que regula el sistema de tarifas, responsable de que todos los agentes que forman parte del mercado eléctrico californiano cumplan con las normas y leyes establecidas por la “PU Code”. Entre las opciones tarifarias ofrecidas por las distribuidoras de California se encuentra las tarifas Time of Use de dos y tres bloques, tarifas estacionales o de temporada, tarifas para medición neta y tarifas planas. El sistema eléctrico se conforma por distribuidoras pertenecientes a inversionistas con fines de lucro. Existen tres distribuidoras que abarcan casi la totalidad del territorio: Pacific Gas & Electric (PGE), San Diego Gas & Electric (SDGE) y Southern California Edison (SCE). Estas empresas deben proveer su servicio a un precio razonable que cubra sus costos de transmisión y la inversión realizada.
4.2.1. TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN CALIFORNIA Dentro del mercado eléctrico californiano existen tres tipos de consumidores, consumidores residenciales, consumidores agrícolas y consumidores industriales:
Consumidores Residenciales: clientes que vivan en casas, departamentos que puedan ser medidos separadamente y complejos multi-familiares. Consumidores Agrícolas: clientes con un consumo agrícola importante (generalmente mayor al 70% de su consumo total), y con una demanda no mayor a 500kW. Consumidores Industriales: clientes que no pertenecen al sector residencial o agrícola, generalmente con un consumo menor a 500kW.
Existen dos tipos de tarifa en California, una tarifa regulada por la CPUC que cubre todos los costos de la distribuidora y le asegura un margen de ganancia. Además, cada distribuidora puede ofrecer
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tarifas flexibles a los consumidores de acuerdo a sus perfiles de consumo, pero la ganancia en base a este tipo de tarifas es regulada por la CPUC. La tarifa regulada recibe el nombre de Schedule WD-1, es una tarifa de compensación a las empresas distribuidoras, por los costos derivados de la distribución de la energía eléctrica en donde se incluyen las siguientes componentes:
Cargo Plano: Dentro de este costo se considera los gastos de la empresa distribuidora en mano de obra y supervisión de servicios de facturación, incluyendo cuentas por potencia reactiva. Para determinar estas cantidades, se realiza un estudio estimando las horas de trabajo mensuales y mano de obra. Cargo por distribución: Dentro de este costo se considera el uso de las instalaciones de distribución. La cuota mensual se calcula como el producto de la tasa de distribución primaria y secundaria del cliente, y los determinantes de la distribución de la facturación del cliente en ese lugar. El determinante de facturación debe incluir las pérdidas de carga promedio del sistema. Para distribución primaria y secundaria, la tasa de genéricos es $ 3.69 y $ 7.00 por kW-mes, respectivamente. Costo por propiedad: Costo asociado a la posesión de los servicios distribuidores.
En el sistema tarifario flexible de California existe una gran variedad de tarifas que combinan estructuras y características que otorgan al consumidor la posibilidad de elegir el plan que más le acomode, según sus necesidades y características de consumo. Dentro de la totalidad de las tarifas hay elementos en común que permiten clasificarlas, las más conocidas son: Tarifas planas, tarifas Time of Use, Tarifas de Temporada y Tarifas Net Metering.
4.2.2. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN CALIFORNIA La estructura de costos de los tipos de tarifa en California presenta una componente fija dentro de las que entran costos por uso del medidor, costos para financiar servicios de mantenimiento (como el Nuclear Decommissioning, DWE Bond), etc. y una componente variable que se divide en cobros por la energía y por la potencia consumida. Dentro de los costos fijos y variables de los tipos de tarifa hay costos que son comunes para todas, que están ligados al gasto de la empresa en servicios como generación, transmisión, distribución y costos de servicio.
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4.2.3. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN CALIFORNIA El regulador del sistema eléctrico de California debe velar por los procedimientos de cambios de tarifa, la creación de nuevas tarifas, la no discriminación de clientes y debe actuar en la resolución de conflictos entre consumidores y distribuidora.
4.2.3.1.
REGULACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE CREACIÓN DE NUEVAS TARIFAS
La empresa distribuidora solo puede obtener utilidades de las tarifas flexibles a partir de tasas de retorno o ganancia en los elementos activos, como bienes y equipos. La distribuidora cobra en la tarifa el valor correspondiente al reembolso de sus costos de energía comprada y costo de combustible, no obteniendo margen de ganancia o beneficio a partir de estos elementos. Esto es regulado por la CPUC. Para crear una nueva tarifa la distribuidora debe notificar a la FERC explicando su estructura. La FERC expone la información de la nueva tarifa a través de su plataforma eTariff para el conocimiento público.
4.2.3.2.
REGULACIÓN EN LA CONTRATACIÓN DE NUEVOS CLIENTES
Para clientes nuevos la distribuidora debe hacerse cargo de ubicar al consumidor en una tarifa en la que sea elegible y no está obligada a recomendar una tarifa en específico. Los clientes agrícolas pueden proveer información a la distribuidora para recomendar alguna tarifa óptima.
4.2.3.3.
REGULACIÓN DE CAMBIOS EN TARIFAS EXISTENTES
Para realizar cambios en cualquier tipo de tarifa las distribuidoras deben hacer públicas las nuevas características de la tarifa 30 días antes de la aplicación de los cambios, además de ser aprobadas y archivadas por la CPUC. Todas las tarifas ofrecidas por la distribuidora se deben encontrar publicadas.
4.2.3.4.
REQUISITOS DE PERMANENCIA EN UNA TARIFA
Los clientes pueden solicitar un solo cambio en su tipo de tarifa durante cualquier periodo de doce meses. La empresa distribuidora no tiene la obligación de realizar más de un cambio en el tipo de tarifa del cliente en un transcurso de doce meses, a menos que un cambio en esta tarifa sea aprobada o que las condiciones de operación del cliente cambien lo suficiente como para garantizar un cambio en el régimen tarifario. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 38 de 203
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En el caso de clientes agricultores, la distribuidora genera un análisis tarifario para el cliente, quién luego de aceptar la tarifa establecida no puede solicitar ningún cambio durante un periodo de al menos tres meses de verano y tres meses de invierno. 4.2.3.4.1.
CLIENTE SOLICITA EL TÉRMINO DE PAGO POR SERVICIO
Si el cliente solicita el término de pago por servicio, en una instalación distinta a un alojamiento multifamiliar, debe hacer la solicitud a lo menos dos días antes en que se haga efectivo el término del servicio. El cliente se hará cargo de todos los servicios prestados en las instalaciones hasta dos días después de la recepción de la solicitud o hasta el día especificado en esta. En cambio, si el cliente solicita el término de pago por servicio en un alojamiento multifamiliar, cuyo término privará a los residentes del servicio. El cliente debe hacer la solicitud de término de servicio y dar aviso de esta decisión a los residentes, con diez días de anticipación a la fecha deseada para finiquitar el servicio. Además, éste se hará cargo de todos los servicios prestados en las instalaciones hasta diez días después de recibida la solicitud o hasta el día especificado en esta. 4.2.3.4.2.
TÉRMINO DE SERVICIO POR NO PAGO
En caso de aviso por no pago de la cuenta o depósito de crédito, la distribuidora no puede dejar de proveer el servicio si es fin de semana o feriado. En caso de que el cliente no llegue a acuerdos en el pago de una deuda con la distribuidora, este puede contactar a la Rama de Asuntos del Consumidor (CAB) de la CPUC para evitar el corte del servicio. Esta es la encargada de resolver los problemas entre el consumidor y el distribuidor en primera instancia. Si el cliente no está satisfecho con la resolución establecida por el CAB, este puede apelar a la CPUC según los procedimientos establecidos.
4.3. ILLINOIS El sistema eléctrico de Illinois es manejado por la Midwest Independent System Operator (MISO), la cual es responsable de controlar el sistema eléctrico que conecta estados como Minnesota, Wisconsin, Iowa, etc. además de Illinois. La MISO es regulada por Federal Energy Regulatory Commission (FERC). En Illinois existe un sistema tarifario flexible que permite a los distintos clientes optar por distintas tarifas. Las empresas generadoras venden su electricidad a empresas de retail, empresas Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 39 de 203
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municipales de electricidad, cooperativas o compañías eléctricas, las que ofrecen diferentes alternativas tarifarias al consumidor. La Illinois General Assembly (ILGA) es la asamblea que regula el sistema de tarifas, responsable de que todos los agentes que forman parte del mercado eléctrico cumplan con las normas y leyes establecidas. Entre las opciones tarifarias ofrecidas por las distintas empresas se encuentra las tarifas estacionales, tarifas variables o planas, además se ofrecen programas de real time pricing.
4.3.1. TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN ILLINOIS Dentro del mercado eléctrico e Illinois existen, consumidores residenciales, consumidores comerciales y consumidores industriales:
Consumidores Residenciales: clientes que vivan en casas, departamentos que puedan ser medidos separadamente y complejos multi-familiares. También se incluye a pequeños consumidores agrícolas. Consumidores Comerciales: consumidores que proporcionan servicios institucionales o comerciales. También se incluyen grandes consumidores agrícolas. Consumidores Industriales: son clientes altos requerimientos de energía y potencia, no existe una clasificación determinada para ellos.
La tarifa ofrecida depende del tipo de proveedor de electricidad. Las empresas de retail ofrecen tarifas planas y variables. Los proveedores municipales ofrecen tarifas sólo con precio de energía. Los proveedores cooperativos ofrecen tarifas según el consumo de potencia y energía, diseñan tarifas de acuerdo al consumo de calentamiento de agua para calefacción. Las compañías eléctricas ofrecen tarifas para clientes residenciales, comerciales, cliente de tamaño medio y grandes clientes. Las empresas distribuidoras Ameren Illinois y ComEd ofrecen un programa real time pricing. Este programa ofrece a los clientes residenciales el acceso a los precios de la electricidad por hora que se basan en los precios de mercado; esto significa que el precio a pagar por la electricidad varía de hora en hora y día a día dependiendo del precio real de mercado. Se pueden manejar los costos de electricidad adoptando medidas sencillas para ahorrar energía en las horas más críticas. Con este programa los clientes han logrado ahorrar cerca de un 25% de sus facturas.
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4.3.2. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN ILLINOIS Las reglas son impuestas por la Asamblea General de Illinois. El título 83 del código administrativo de Illinois hace referencia a los proveedores públicos de servicios (no solamente electricidad), todo sobre su regulación y la tarificación de la energía. La Comisión reguladora del estado de Illinois de basa en el titulo 83 y en los actos públicos 220 ILCS 30/ y 220 ILCS 5/ (Ilga, 2011). Entre otras atribuciones la Asamblea establece requisitos sobre la certificación de las empresas de retail, la medición del consumo eléctrico, impone estándares de confiabilidad de servicio y fija el procedimiento de nuevas instalaciones eléctricas, entre otras.
4.3.2.1.
NORMATIVA RELACIONADA PÚBLICO 220 ILCS 5/
DIRECTAMENTE CON LA TARIFICACIÓN EN ACTO
La normativa relacionada directamente con la tarificación hace alusión al acto público 220 ILCS 5/, título IX. En él se trata la normativa general que rige en cuanto a las tarifas y su fabricación para todos los proveedores públicos. Se tratan principalmente puntos como la racionalidad de cobros y cargos y transparencia del proceso utilizado en la tarificación.
Racionalidad de cargos y cobros: Los cargos y cobros exigidos por cualquier servicio eléctrico tiene que ser justo y razonable. La empresa eléctrica tiene que generar un reglamento que no afecte este ítem. Sección 9-101. Transparencia de las tarifas: Todos los cargos, formas de derivación, fórmulas de los cálculos, y el porqué de tales cobros tiene que ser expuesto ante la Comisión reguladora. Sección 9-102. Tarifas negociadas: Se discute el caso de las tarifas especiales destinadas a clientes que tienen un contrato con el proveedor eléctrico, estos clientes son tratados como propiedad. Sección 9-102.1. Publicación de los precios de las tarifas: El valor de cada tarifa tiene que ser publicado, guardado y archivado. Sección 9-103. Autorización: Un proveedor de electricidad no tiene que comprometerse a suministrar algún servicio si los cargos y tarifas no han sido presentados previamente a la Comisión. Sección 9-104. Cambios en los servicios prestados: Ningún cambio de cualquier tipo puede ser llevado a cabo sin previo aviso ya autorización por parte de la Comisión reguladora. Sección 9-201. Desmantelamiento de plantas nucleares: La Comisión previa audiencia puede autorizar el alza de las tarifas eléctricas o del servicio que se provee, debido al desmantelamiento de una central nuclear. Sección 9.201.5.
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Revisión de los ingresos: La Comisión reguladora puede solicitar un estudio/ informe de los ingresos y ventas que se realizan por parte del proveedor de electricidad. Sección 9.202. Valorización de los servicios públicos: La Comisión tiene el derecho de valorizar todos los servicios públicos (sobre todo infraestructura) presentes en el estado de Illinois. Sección 9.210.
Las normativas anteriores tratan para todas las tarifas de servicio públicos, no solamente electricidad, es ley cumplir con estándares de transparencia en el proceso efectuado para la tarificación de servicios. En la siguiente sección se exponen puntos del título 83 que tratan de manera más detallada los procesos de tarificación.
4.3.2.2.
NORMATIVA RELACIONADA DIRECTAMENTE CON LA TARIFICACIÓN EN TITULO 83 DEL CÓDIGO DE LEYES DE ILLINOIS
El código administrativo de Illinois hace referencia en su título 83 con más detalle a procedimientos y requisitos a seguir para todo tipo de actos por parte del proveedor de electricidad. En los siguientes puntos se expondrá más detalladamente partes específicas relacionadas con el proceso de tarificación se servicios eléctricos.
Cambios en las tarifas: Los cambios en las tarifas son tratados en el punto 255 del título 83. Indica plazos, archivos a presentar y procedimiento a seguir por parte del proveedor de electricidad. Pagos sobre la tarificación, depósitos y pagos diferidos: Estas situaciones son presentadas en la parte 280. Se discuten reembolsos de pagos y pagos diferidos, facturas estimadas, Servicio no facturado, acuerdos de pago diferido, presupuestos, procedimientos de disputa relacionados con esta temática, interrupción del servicio. Incremento en las tarifas: Los incrementos en las tarifas tienen que ser justificados debidamente. En el punto 285 se presenta todo sobre este tema. En 285.110-285.150 se presenta el procedimiento general a seguir por parte de los proveedores de electricidad; en 285.31 se presenta la información general requerida para llevar la operación de un incremento de tarifa por parte de un proveedor eléctrico. La sub-parte D del punto 285 presenta los antecedentes financieros que hay que presentar debido a este incremento en las tarifas. La sub-parte E explica reglas para la obtención de los cargos principales de la tarifa que se va aplicar. Tarifas de prueba por un año: El punto 287 expone sobre la aplicación de tarifas de prueba por el periodo de 1 año. Trata sobre la aplicabilidad y ajustes que se podrían realizar a la tarifa.
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Impuestos de las tarifas de proveedores municipales: La parte 418 del título 83 expone sobre los impuestos que poseen estas tarifas. En general se detalla el procedimiento a seguir y los requerimientos que hay que presentar ante la Comisión sobre este tema.
4.4. TEXAS El sistema eléctrico en Texas se segmenta en el sector de generación, transmisión, distribución y la comercialización de energía eléctrica. En generación y comercialización existe competencia, en cambio en transmisión y distribución los peajes y tarifas están regulados por la Comisión de Servicios Públicos o “Public Utility Comission” (PUC) (Texas Electric Choice, 2011a). Por medio de la competencia eléctrica, los proveedores de electricidad de venta al público o “Retail Electric Provider” (REP) les venden electricidad a los consumidores finales y administran el servicio al cliente y la facturación. Para competir en el negocio, los REP ofrecen una variedad de diferentes opciones de precios, opciones de energía renovable, beneficios agregados de servicio al cliente u otros incentivos (Texas Electric Choice, 2011a). A principio de la reforma se fijó un “Price to Beat”, que fijaba un límite a los precios que podrían cobrar las REPs, este precio expiró en el 2007. No todas las zonas del estado están disponibles para la competencia. La Comisión de Servicios Públicos (PUC) ha retrasado la implementación de competencia para los clientes de las empresas Entergy Gulf States, Southwestern Public Service Company, El Paso Electric Company y AEP SWEPCO, puesto que la PUC ha determinado que no hay competencia adecuada en el mercado de electricidad mayorista para que la competencia de venta al público funcione satisfactoriamente en estas áreas. Las cooperativas de electricidad y las compañías de servicios públicos de la ciudad pueden decidir si sus clientes pueden tener opciones de los REP. Los clientes de estas zonas deben comunicarse con su cooperativa de electricidad o compañía de servicios públicos de la ciudad para obtener más información (Texas Electric Choice, 2011a).
4.4.1. TIPOS DE TARIFAS Y CLIENTES DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN TEXAS No existe una clasificación clara de los tipos de clientes pero básicamente se separan en consumidores residencias, pequeños comerciantes y grandes comerciantes. De acuerdo a su perfil de consumo es la tarifa que la empresa le ofrece.
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Debido a la desregulación del mercado energético en Texas, los clientes pueden escoger entre varias opciones tarifarias. Básicamente, se clasifican en cuatro grupo: planes de tasa fija, planes de tasa variable, tarifas indexadas o tarifas de prepago (Electricity Texas, 2011).
4.4.2. DESCRIPCIÓN DE TARIFAS DE GENERACIÓN Y VENTA DE ENERGÍA RENOVABLE DISTRIBUIDA (DRG) POR EL CONSUMIDOR El cliente con una unidad de Generación distribuida renovable o “Distributed Renewable Generation” (DRG), menor a 2 MW de capacidad, tiene la posibilidad de vender el exceso de su energía generada a una empresa proveedora de electricidad o “Retail Electric Providers” (REP). Esto es posible si el cliente tiene un acuerdo de interconexión con un servicio de electricidad. La venta del exceso de energía funciona de distintas maneras de acuerdo al lugar donde vive (Texas Electric Choice, 2011b).
4.4.2.1.
VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS CON COMPETENCIA DE VENTA
DE ELECTRICIDAD AL PÚBLICO
El cliente puede vender el exceso de energía que produce sólo al proveedor (REP) al cual le compra electricidad. No obstante, no es obligatorio que los REP compren esta energía. Algunos REP que compran energía renovable distribuida pueden requerir que el cliente se suscriba también a una oferta de tarifa específica. Otros REP pueden permitir que el cliente elija las tarifas de venta y compra de energía de forma independiente. Los clientes que desean instalar DRG deben firmar un acuerdo de interconexión con la compañía local de transmisión y distribución de electricidad. En el cual se detalla la forma de conectar el dispositivo de generación de energía renovable al sistema de distribución.
4.4.2.2.
VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS SIN COMPETENCIA DE VENTA
DE ELECTRICIDAD AL PÚBLICO
Los municipios o las cooperativas de electricidad prestan servicio en la mayoría de las áreas de Texas que no existe competencia eléctrica. Los clientes de estas áreas que deseen instalar un DGR deben contactar a la compañía de servicios públicos o la cooperativa directamente. Antes de instalar DRG, es necesario un acuerdo de interconexión de la compañía de servicios públicos que describa las condiciones de conexión al sistema.
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Para los clientes que no reciben servicio de una compañía de servicios públicos municipal o cooperativa, las normas de la PUC exigen que la empresa adquiera energía DRG para la red a una tarifa igual al "costo evitado" o “avoided cost”, según se define en la norma §25.242. En este caso el “costo evitado” se refiere al costo que se ahorra la empresa de servicios eléctricos si tuviera que comprar aquella energía desde otra fuente de generación o simplemente comprar una fuente de generación de energía renovable.
4.4.3. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN TEXAS La factura de electricidad además de cubrir los costos de la energía, debe financiar el normal funcionamiento de la red, el uso de los sistemas de transporte eléctrico, impuesto, etc. En la factura se incluyen un cobro fijo, el cargo por el consumo de la energía, cobros por uso de la red e impuestos (Direct Energy, 2011)
4.4.4. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA TEXAS La regulación de todo el sistema tarifario en Texas está a cargo de la Public Utility Comission (PUC), se encarga de controlar las tarifas, registrar a las REP, etc. (PUCT, 2011). El diseño de tarifas no debe ser discriminatorio y debe ser equitativo y consistente en la aplicación a cada clase de consumidor, además debe estar basado en costos. Las tarifas deben ser determinadas según los ingresos, la facturación y los datos de uso por un año ajustado por cambios conocidos y medibles, y los costos de servicio.
4.4.5. PROGRAMA DE SMART METER EN TEXAS Oncor es una empresa de distribución y transmisión regulada que en el 2010 firmó un acuerdo con IBM y Ecologic Analytics para implementar un sistema de medición inteligente en todos sus clientes. Se pretende que los clientes posean información de su consumo eléctrico cada 15 minutos y con ello logren adecuar su perfil de consumo de acuerdo a los precios instantáneos de energía eléctrica del sistema, ahorrando en su factura eléctrica (Smart Meter Texas, 2011).
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5. EXPERIENCIA LATINOAMÉRICA La experiencia en flexibilidad tarifaria y tarifas libres en Latinoamérica es variada e irregular. Si bien la mayoría de los mercados eléctricos más importantes de la zona se encuentran desintegrados verticalmente, reconociéndose claramente un sector de generación competitivo y unos sectores de transmisión y distribución como monopolios naturales regulados, la figura del comercializador y el concepto de libertad tarifaria no se ha extendido en la regulación de la zona. En términos de tarifas flexibles, existen algunas experiencias en las cuales se incluyen algunas componentes variables en el tiempo en las tarifas ofrecidas a los clientes, mayormente tarifas tipo Time of Use de dos bloques o tarifas horarias. Sin embargo, la tendencia general es a la existencia de tarifas planas, las cuales suelen ser definidas por un ente regulador en un proceso de fijación tarifaria que se realiza en un periodo determinado de años (típicamente 4 a 5 años) y tarifas que incorporen componentes estacionales y de demanda punta. La experiencia en Brasil y Argentina, una de las economías más pujantes de la zona, muestran la existencia de tarifas tradicionales reguladas completamente por la autoridad. Si bien incluyen componentes horarias y estacionales, estás no van más allá que el reconocimiento de componentes de punta y fuera de punta y componentes estacionales de invierno y verano. En contraposición, el modelo colombiano incluye la existencia del comercializador de electricidad y faculta a este comercializador a crear sus propias opciones tarifarias. La regulación colombiana, no realiza fijación de precio, si no que establece una formula tarifaria para el costo de suministro de la electricidad, de manera de que pueda establecerse una cota máxima para las tarifas eléctricas. Bajo esta cota, dada la existencia de variados agentes (comercializadores) se espera que gracias a las condiciones de competitividad del mercado, las tarifas ofrecidas se encuentren muy por debajo del valor máximo establecido por el regulador. El valor máximo es diferente para cada empresa comercializadora ya que el elemento fijado por el regulador es la fórmula tarifaria que debe ser usada por las diferentes empresas para definir sus costos máximos de suministro.
6. FLEXIBILIDAD TARIFARIA EN SECTORES REGULADOS EN CHILE La tarificación eléctrica en Chile es regulada, encargándose el regulador de fijar las tarifas eléctricas que las empresas de distribución deben ofrecer a sus clientes. Los clientes poseen libertad de elegir la tarifa que deseen, mientras cumplan con requisitos técnicos específicos a cada tarifa, estando las empresas distribuidoras obligadas a aceptar la elección de los clientes.
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Las tarifas existentes consisten en una tarifa monómica para clientes residenciales de baja tensión (BT1.a) y tarifas con valores explícitos para el consumo de energía y demanda de potencia para clientes de baja y alta tensión (BT1.b, BT2/AT2, BT3/AT3, BT4/AT4). La regulación (decreto 385/2008) permite la existencia de tarifas creadas por las distribuidoras no sujetas a fijación de precios, las cuales se denominan tarifas flexibles reguladas. Estas tarifas deben ser más convenientes para los clientes que las opciones tradicionales y los clientes deben ser libres de tomarlas cuando deseen, sin que estas discriminen más allá del cumplimiento de los requisitos técnicos atribuidos a cada tarifa. Si bien la flexibilidad tarifaria está contemplada en la regulación existente, el concepto no está completamente desarrollado y las implicancias sobre el suministro minorista no son claras. Por otra parte, el sector de las telecomunicaciones posee un esquema completamente desregulado en que las empresas ofrecen a sus clientes una gama amplia de productos y tarifas. La entidad regulatoria se limita monitorear la competitividad del mercado y fiscalizar a las empresas del rubro, ejerciendo una regulación y fijación de precio sólo en nichos del mercado que posean una baja o nula competitividad. En este sentido, la regulación chilena requiere mayor desarrollo, debiendo definirse el proceso de revisión y aprobación de las tarifas libres por parte del regulador y otros aspectos de relevancia relacionados a la relación entre el cliente y la empresa. En esta línea se sugiere que se establezca una tarifa de referencia para los clientes residenciales, que se imponga la obligación a las empresas de presentar sus tarifas al regulador de forma previa a ser ofrecidas a los clientes y que las empresas pongan a disposición pública toda la información sobre sus tarifas de manera comprensible y accesible a todos los clientes. Además se sugiere se permita un cambio de tarifa por parte el cliente al año, mientras este cumpla con sus compromisos de potencia contratada. El regulador no debiera tener inferencia en la estructura y forma de las tarifas que las empresas puedan llegar a ofrecer a sus clientes
6.1. FLEXIBILIDAD TARIFARIA EN LAS TELECOMUNICACIONES El sector de telecomunicaciones es posiblemente el que más dinamismo muestra en el mundo. En el caso de Chile, el país ha sido uno de los países pioneros en la privatización e introducción de la competencia en el sector de telecomunicaciones, lo que ha significado grandes beneficios para la sociedad, pero también una gran cantidad de interrogantes y desafíos, entre ellas el desarrollo del proceso tarifario en el sector (Systep, 2004). La estructura del área de telecomunicaciones se divide en seis sectores los cuales son: Telefonía local, Telefonía móvil, Telefonía de larga distancia, Internet fijo, Internet móvil y Televisión de
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pago, por lo que a continuación se procede a describir brevemente cada uno de estos sectores y cómo están clasificados sus clientes. Además de presentar la tarificación existente para los productos ofrecidos en el sector de las telecomunicaciones en Chile.
6.1.1. TARIFICACIÓN DE LA TELEFONÍA FIJA Antes del año 2009, las tarifas de la telefonía fija eran establecidas por el Estado. En ese año el TDLC resolvió la desregulación de casi la totalidad de las tarifas a público en el servicio de telefonía local, dentro del Proceso Tarifario de Telefónica Chile, hoy Movistar (Subtel, 2009). Actualmente existen diversos planes tarifarios ofrecidos por varias compañías, por lo que el sector de telecomunicaciones se ha transformado en un mercado competitivo. Los planes en algunos casos van dentro de paquetes promocionales con otros servicios adicionales como son Internet y televisión de pago. También está la posibilidad de contratar una cierta cantidad de minutos para llamadas locales o simplemente hay una tarificación según horario de llamada para el caso de llamadas locales o si la llamada ha sido realizada hacia un teléfono fijo o móvil.
6.1.2. TELEFONÍA MÓVIL Existen dos modalidades principales de tarifas que son contrato y prepago, las cuales a su vez ofrecen, además del servicio de telefonía y mensajería, promociones para el uso de internet, juegos, música y otros servicios. Dentro de la flexibilidad de tarifas, existe una amplia diversidad en los planes de tarificación de prepago y de contrato. Dentro de los planes de prepago y de contrato, la tarifa depende en general de los siguientes factores (siendo el usuario el que finalmente elige la tarifa que más le acomode):
Compañía de celular que está asociada al número de destino. Si es distinta a la compañía del cliente hay un cargo mayor. Cantidad de recargas que se realicen en un determinado tiempo, para el caso de prepago. Mientras más dinero se cargue en la cuenta, existen más beneficios que inciden en hacer la tarifa más económica. Horario al que se realiza la llamada. En horarios nocturnos el valor de la llamada tiene un costo menor que en horario diurno. Uso de una cantidad determinada de minutos, mensajes y Mb bajados por medio de internet. Convenios familiares, para hablar de forma ilimitada con los números sujetos al convenio.
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6.1.3. TELEFONÍA DE LARGA DISTANCIA Dentro de la telefonía a larga distancia, existen dos grupos de tarifas, las cuales abarcan larga distancia nacional y larga distancia internacional. Además existen en las empresas modalidades de planes con contrato y también las llamadas simples. Los planes con contrato ofrecen un cierto número de minutos a destinos específicos por una cantidad mensual de dinero. Las llamadas simples tienen una tarifa en particular dependiendo del país al que se llame y a la hora en que se realice la llamada, donde los horarios nocturnos tienen un valor más económico que los diurnos. En algunas empresas también está la opción de realizar una llamada nacional o internacional con cobro revertido.
6.1.4. INTERNET FIJO Y MÓVIL Las tarifas están estandarizadas por el tramo de Ancho de Banda que requiera el usuario. Dentro de estas tarifas existe una división entre planes por contrato o planes de prepago, en donde en éste último además hay tarifa por la duración del plan. La Subsecretaría de Telecomunicaciones en conjunto con el SERNAC tiene a disposición la página web www.mibandaancha.cl, que cotiza automáticamente entre todas las empresas proveedoras del servicio, cuáles son las que lo ofrecen para un Ancho de Banda específico, lo que obliga a los competidores a ofrecer servicios similares a un precio estándar.
6.1.5. TELEVISIÓN DE PAGO Las tarifas en la televisión de pago están directamente relacionadas con el número de canales que se contraten, existiendo la posibilidad de contratar un paquete de canales que están clasificados en diversos estilos como son: Infantil, cine y cultura, noticias, canales Internacionales, señal en HD, entre otros. También está la posibilidad de contratar canales individuales como es el caso del Canal del fútbol. En los últimos años también ha estado surgiendo el sector de prepago en la televisión de pago, como es el caso de los sistemas “Pay Per View”, en los cuales se realiza un pago por ver una serie específica. También en el caso de algunas empresas como Directv, se están ofreciendo planes de prepago, que también tienen sus precios en función del número de canales.
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6.1.6. REGULACIÓN FLEXIBILIDAD TARIFARIA EN LAS TELECOMUNICACIONES La Ley General de Telecomunicaciones (LGT) nº 18.168 aprobada en 1982, privilegia la libre competencia y la apertura de mercados. Así entonces los servicios de telefonía móvil, Internet y televisión de pago, que se desenvuelven en un entorno muy competitivo, cuentan con libertad tarifaria (IRH, 2007). La regulación tarifaria, privilegia la libre competencia y la apertura de mercados, sin embargo faculta al Estado a fijar precios en los mercados de baja o nula competencia y determinar las tarifas por los servicios prestados a través de las interconexiones. Esto aplicaba hasta el año 2009 al mercado de telefonía fija local donde el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) no había considerado que existieran las condiciones necesarias para decretar libertad tarifaria (IRH, 2007). Las tarifas de los servicios regulados se fijan cada cinco años a través de la realización de un proceso tarifario. Para esto se elaboran bases técnicas en que se definen los servicios a regular, luego la concesionaria elabora una propuesta de tarifas para cada servicio y luego el Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones y el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, realizan una revisión de la propuesta, contraponen ofertas y finalmente resuelven las tarifas definitivas, elaborando un Decreto Supremo (IRH, 2007). De acuerdo a lo establecido en la LGT, para el cálculo de las tarifas reguladas se aplica el modelo de “empresa eficiente”, que emula una empresa hipotética dotada de la tecnología más eficiente disponible en el mercado. Los costos de inversión y explotación que se imputan al servicio regulado son exclusivamente indispensables para atender la demanda esperada para dicho servicio. Finalmente las tarifas se determinan en función a los costos incrementales de desarrollo de tal forma que el valor presente de los flujos de la empresa sean cero, con una tasa de descuento definida 6(IRH, 2007).
6.2. ESTRUCTURA TARIFARIA PARA LA ELECTRICIDAD EN CHILE El esquema de tarificación de la electricidad para los clientes de las redes de distribución consiste en un esquema de fijación de precio o tarifa regulada. La regulación (decreto tarifario 385/2008) establece diferentes opciones tarifarias para clientes residenciales pequeños y clientes de baja y media tensión. 6
La tasa de costo de capital será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más la diferencial entre la rentabilidad de la cartera de inversiones diversificada y la rentabilidad libre de riesgos. Tal diferencial debe estar ponderada por el valor del riesgo sistemático. El riesgo sistemático de las actividades propias de la empresa en relación al mercado mide la variación en los ingresos de la empresa con respecto a fluctuaciones del mercado. Para determinar su valor se calcula la covarianza entre el flujo de caja neto de la empresa y el flujo generado por una cartera de inversiones de mercado diversificada, dividido por la varianza de los flujos de dicha cartera diversificada. Un ejemplo de valor para la tasa de descuento es la aplicada a la empresa telefónica del sur con un valor de un 9,49% al año 2009.
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En Chile existen varias opciones tarifarias reguladas disponibles para los clientes finales sometidos a fijación de precio. Estas tarifas se encuentran agrupadas entre tarifas para clientes conectados en baja tensión (< 400 V) y clientes conectados en alta tensión. Entre estas opciones tarifarias existe una tarifa monómica (BT1.a) con un cargo único por concepto de consumo de energía, orientada a los clientes residenciales. Este cargo reúne en una misma medida ($/kWh) tanto los costos por el consumo de la energía, como los costos asociados a la demanda de potencia del cliente. Estos costos se basan en información estadística de consumo de este tipo de clientes (N° de horas de uso) de acuerdo a las estimaciones realizadas cada cuatro años en el proceso de cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD). El resto del las opciones tarifarias establece cargos separados por consumo de energía y demanda por potencia. Mientras que el cargo por energía es el mismo en todas estas tarifas (BT2/BT3/BT4 y AT2/AT3/AT4), el cargo por potencia es distinto, siendo este el elemento que las diferencia (notar que el cargo por energía no es el mismo entre tarifas de baja tensión y tarifas de alta tensión) Cada cliente regulado puede realizar un estudio de su perfil de consumo, buscando reducir sus costos de suministro mediante la elección de la opción tarifaria que mejor se adecua a dicho consumo, al grado de conocimiento y certidumbre sobre el mismo, y a la capacidad de gestionarlo o aplicar medidas de eficiencia. Si bien existen múltiples opciones tarifarias, estas son muy similares entre sí. Todas ellas, para una misma empresa, área típica y nivel de voltaje, valorizan la energía a un mismo precio, independiente del horario, estación7 y/o condición de operación del sistema. Estas tarifas reconocen algunos elementos temporales, como los horarios de punta y fuera de punta, o los consumos de invierno y verano, permitiendo asignar eficientemente los costos de inversión en infraestructura a quienes dan uso a esta en condiciones de estrechez. Sin embargo, existen clientes que poseen una mayor capacidad y disposición de respuesta en el corto plazo. Para estos clientes, las tarifas tradicionales son insuficientes para traspasar información de las condiciones de operación del sistema y la estructura de costos correspondiente. Si bien a veces es deseable proteger al cliente de la incertidumbre y riesgo asociado a la variabilidad de los costos del sistema, en otros casos, los clientes poseen capacidad de gestión de sus demandas eléctricas y podrían estar dispuestos a incorporar una tarifa variable en su consumo eléctrico si esto demostrara serles beneficioso. De esta forma, al traspasar información al cliente, se le brinda la oportunidad de modificar su perfil de consumo, de manera de obtener mayores beneficios. Esto incentiva un consumo racional de la electricidad y más eficiente en términos
7
La tarifa BT1 tiene un límite por consumo de invierno, luego del cual se aplica un precio mayor por consumo de energía, que en gran medida pretende reflejar el mayor uso de infraestructura durante los meses de punta en el sistema.
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económicos, conllevando beneficios como el menor uso de generación de punta (cara y contaminante) y la postergación de las necesidades de inversión en el sistema. Respecto al cobro por demanda de potencia, las tarifas BT2/AT2 consideran una componente de potencia contratada y las tarifas BT3/AT3 una componente por demanda máxima leída. Las tarifas BT4/AT4, en sus diferentes versiones, además reconocen la diferenciación horaria de la lectura de demanda máxima (fuera o durante horario de punta del sistema) y la posibilidad del contrato de potencia. Todas estas opciones son bastante similares entre sí y se enfocan principalmente en medir la demanda por infraestructura, ya sea midiendo directamente (cobrando por demanda máxima) o estableciendo limitaciones físicas (contratando previamente un límite máximo de potencia). Es importante destacar que la remuneración de los costos medios de las empresas de distribución o Valor agregado de distribución (VAD) se realiza a través de la componente de potencia, la cual puede ser implícita o explícita en la formulación de las tarifas. Si bien estas opciones tarifarias reguladas pueden ser elegidas libremente por los clientes, una selección equivocada de la tarifa puede conducir a pérdidas importantes. Clientes con una demanda relativamente constante, con un buen factor de carga y con baja capacidad de gestionar sus consumos optarían por una tarifa con potencia contratada. Por otra parte, clientes con incertidumbre importante respecto a su demanda de potencia, preferirían una opción tarifaria con medición de demanda máxima de potencia. El exceso de demanda contratada debido a un cliente mal informado puede conducir a pérdidas importantes. A pesar que existen varias opciones tarifarias, cada sector de la economía tiene habitualmente una tarifa de preferencia y desviaciones de la misma obedecen muchas veces a sub-optimalidad tarifaria o a condiciones específicas del consumo. Por ejemplo, los clientes residenciales típicamente optan por la tarifa BT1.a, los clientes comerciales pequeños por la tarifa BT2 y los clientes industriales medianos la tarifa AT3, etc. (P. Molina, 1998). De esta forma, en la práctica, pese a la variedad de tarifas, los clientes tienden a elegir entre una o dos opciones solamente. Estas opciones tarifarias están estructuradas correctamente, basándose en los principios básicos de eficiencia económica de la teoría del “Peak Load Pricing” aunque considerando sólo dos niveles de demanda, lo cual es compatible con medidores y sistemas de medición y gestión de bajo costo. Esta estrategia de tarificación es más adecuada para clientes de bajo consumo y clientes de consumo medio o alto, pero con limitadas oportunidades de gestión de su demanda. Para clientes con una mayor capacidad de gestión de sus consumos y bajo el nuevo paradigma de costos de medidores eléctricos (costos muchos más bajos que en el pasado), se puede ir más allá estableciendo esquemas de medición con tarifas más flexibles. Estas tarifas reflejan más fielmente la evolución temporal de las condiciones de oferta y demanda en el corto plazo. Esto puede traer Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 52 de 203
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mayores beneficios para el cliente, la empresa y la sociedad. La mayor parte de estos beneficios se traducen en ahorro en infraestructura, aumento de la confiabilidad de suministro y reducción en el costo de suministro. Sin embargo, el decreto N°385/2008 permite a las empresas distribuidoras diseñar y ofrecer opciones tarifarias diferentes a las establecidas por este. Estas opciones son denominadas Tarifas Flexibles Reguladas (TFR) y su diseño debe ser revisado y aprobado por la Comisión Nacional de Energía. Una vez aprobadas, estas opciones pueden ser ofrecidas a los clientes regulados, los cuales pueden optar por ellas libremente). Un ejemplo de implementación es la tarifa Hogar Plus ofrecida por Chilectra a sus clientes residenciales que utilizan la tarifa BT1. Esta opción tarifaria corresponde a una del tipo Time of Use, con tres bloques horarios, en los cuales se cobra un precio estándar durante el día, un precio muy alto en los horarios punta (entre 18:00 y 23:00 hrs) y una tarifa reducida durante la noche. Las TFR deben representar ahorros para los clientes, debiendo acreditarse un costo anual menor o igual que la opción tarifaria que tuviera previamente a elección de una TFR. En el caso de clientes nuevos, el costo anual debe ser menor o igual que el obtenido con la opción más barata disponible entre las tarifas reguladas tradicionales.
6.2.1. ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN EXISTENTE EN TÉRMINOS DE FLEXIBILIDAD TARIFARIA EN EL SECTOR ELÉCTRICO CHILENO
Las tarifas flexibles son un elemento positivo para lograr mayores niveles de eficiencia en el consumo final de electricidad, de manera de optimizar el uso de las instalaciones, reducir las necesidades de infraestructura, y reducir así los costos del sistema completo. Las TFR contempladas en el decreto N°385/2008 apuntan en esta dirección, permitiendo a las empresas de distribución diseñar sus propias opciones tarifarias. Estas tarifas, por ejemplo, pueden diseñarse adaptándolas a la estructura de contratos que tenga la empresa, a la vez que transparenta dicha estructura hacia el cliente final, logrando reducir sus costos y compartiendo parte de sus ahorros con el cliente. Sin embargo, la flexibilidad tarifaria no puede implementarse sin la directa supervisión del regulador, debido a que el mercado del suministro minorista de electricidad, en los países en que este mercado existe, en muchos casos no es suficientemente competitivo. Esto en algunos casos ha generado ineficiencias y abusos de poder de mercado por parte de las suministradoras minoristas, viéndose los intereses de los consumidores vulnerados.
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6.2.1.1.
EXISTENCIA DE FIJACIÓN DE PRECIO EN CONJUNTO A FLEXIBILIDAD TARIFARIA
La experiencia de Inglaterra, España y otros, muestra que una vez implementado un esquema competitivo en el suministro minorista de electricidad, el regulador participa del proceso en una primera etapa, con un rol muy preponderante. Este establece procesos de fijación tarifaria en conjunto a la elaboración de tarifas propias por parte de las suministradoras minorista y revisa exhaustivamente las opciones tarifarias presentadas por las empresas de suministro. De esta forma, es habitual observar que, en mercados donde recientemente se ha implementado flexibilidad tarifaria, existen tarifas de referencia las cuales son fijadas por el regulador y son utilizadas para comparar las tarifas libres ofrecidas por los suministradores minoristas. Estas tarifas pueden actuar como límites máximos para las tarifas libres o servir de marco de referencia para la aprobación de tarifas libres por parte del regulador (no estando las tarifas sujetas a una cota máxima necesariamente). En este sentido, la experiencia observada en algunos países como España y Colombia y en estados americanos como Wisconsin, en los cuales la flexibilidad tarifaria se encuentra en un estado de transición, son buenos ejemplos para entender los cambios necesarios a realizar en la regulación Chilena. El caso de Colombia, en el cual existe la figura del comercializador, el regulador establece una cota máxima de precio que las tarifas libres no pueden sobrepasar llamada costo máximo de suministro. Esta cota es establecida mediante una fórmula tarifa general compuesta por varias componentes como los costos de generación y transmisión y los costos asociados a la comercialización de la electricidad. En España existe una tarifa regulada de referencia (tarifa de último recurso). Esta tarifa sirve de referencia para las opciones tarifarias flexibles pero no posee un carácter obligatorio ni limitante. Algunas empresas comercializadoras (las comercializadoras derivadas de empresas distribuidoras) tienen la obligación de ofrecer esta tarifa, ya que esta existe como opción por defecto para establecer una tarifa eléctrica a todos aquellos clientes que no hayan realizado el cambio a una tarifa libre. Esta misma situación es observada en estados como Wisconsin y California, donde si bien no existe la figura del comercializador, las distribuidoras ofrecen una diversidad de tarifas y están obligadas a ofertar una tarifa regulada básica a sus clientes. En estos casos (España, Wisconsin y California), es el regulador quien tiene la responsabilidad de revisar y aprobar todas las tarifas que sean ofertadas por los suministradores de electricidad de manera de garantizar que las tarifas aplicadas sean justas y no abusivas. Un caso más avanzado pero que sirve de ejemplo en esta materia es el de Inglaterra. El regulador inglés (OFGEM) ha determinado que el mercado inglés del suministro minorista de electricidad es lo suficientemente competitivo para eliminar la fijación de precio y que el regulador actúe sólo
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como un ente monitor y promotor de la competencia. En este caso se mantuvo una tarifa regulada en paralelo a las tarifas flexibles en una primera etapa, pero finalmente esta fue eliminada. Sin embargo, un elemento común a todas las regulaciones revisadas son las exigencias que el regulador establece a las empresas suministradoras respecto a la elaboración e implementación de esquemas tarifarios autónomos. En este sentido se observa que en todos los casos revisados, las suministradoras, ya sean éstas comercializadoras o distribuidoras, deben presentar sus tarifas mediante informes, estudios y documentación complementaria ante el regulador, siendo éste el responsable de aprobar o rechazar dichas tarifas, basándose tanto en el valor de la tarifa regulada existente (si esta existe), en criterios de competencia y competitividad del mercado, procurando entre otras cosas garantizar los intereses del consumidor. Un elemento importante de destacar en esta materia, es el caso de California, donde existe una separación de la estructura de costos y la obtención de ganancia por intermedio de las tarifas que el suministrador minorista puede obtener. En este caso, la empresa distribuidora sólo puede obtener utilidades de las tarifas flexibles a partir de tasas de retorno o ganancia en los elementos activos, como bienes y equipos. La distribuidora cobra en la tarifa el valor correspondiente al reembolso de sus costos de energía comprada y costo de combustible, no obteniendo margen de ganancia o beneficio a partir de estos elementos.
6.2.1.2.
TIEMPOS DE PERMANENCIA, ELECCIÓN Y CAMBIO DE TARIFA
La experiencia internacional revisada indica que en países donde existe la figura del comercializador para el suministro minorista, el cliente puede cambiar su opción tarifaria, ya sea dentro de la misma empresa comercializadora o en otra empresa, siempre que cumpla con los requerimientos técnicos impuestos por la empresa para la tarifa en cuestión y que cumpla con los compromisos económicos asociados a potencia contratada en la tarifa que poseía anteriormente (pagando lo que debe por potencia contratada típicamente en un periodo de 12 meses o lo que reste para cumplirlo). Tal es el caso de España, Inglaterra y Austria donde el cambio de tarifa puede realizarse por internet y el proceso no tiene costos adicionales para el cliente. En países donde el sector de suministro minorista es entregado directamente por las distribuidoras, las tarifas suelen tener un tiempo mínimo de permanencia igual a 12 meses o se faculta al cliente a realizar sólo un cambio de tarifa en el mismo periodo. Tal es el caso del estado de California y Wisconsin. Es importante destacar que en el caso de clientes nuevos se observa que existen dos enfoques principales. Uno de ellos es el observado en España, donde todos los clientes residenciales que entren al sistema comienzan a consumir utilizando la tarifa regulada de último recurso, ofrecida Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 55 de 203
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por las comercializadoras asociadas a las distribuidoras de electricidad. Posteriormente los clientes pueden optar por cualquier opción tarifaria que se ajuste a su perfil de cliente y que sea ofrecida por cualquier comercializadora en el país. El otro enfoque es el observado en California, en Inglaterra y Austria, donde es la empresa suministradora la responsable de asociar una tarifa a sus clientes y es este quien finalmente decide que opción tarifaria tomar, no existiendo la obligación de suministrar al cliente nuevo utilizando una opción tarifaria predeterminada.
6.2.1.3.
FLEXIBILIDAD TARIFARIA EN EL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD CHILENO
La regulación chilena considera la flexibilidad tarifaria dentro de las opciones tarifarias existentes, permitiendo a empresas de distribución crear sus propias tarifas y proponerlas según lo estipulado en el decreto 385/2008. Dicha normativa faculta a las distribuidoras a ofrecer tarifas propias no sometidas a fijación de precio. Este decreto también las obliga a que estas tarifas sean más económicas que las opciones reguladas y estableciendo directrices en término a la publicación de las opciones tarifarias. Además estipula la permanencia de los clientes en una tarifa, la existencia de “una” tarifa de referencia y el término de contrato y cambio de tarifa. Sin embargo, lo establecido en el Decreto 385/2008 a la luz de lo analizado en la experiencia internacional es insuficiente para regular adecuadamente un proceso de implementación de flexibilidad tarifaria en el suministro eléctrico minorista. El decreto tarifario actual no establece un procedimiento o conducto regular, incluidos los requerimientos de forma detallada para las empresas de distribución, de manera de someter las tarifas propias creadas por las distribuidoras a un estudio acabado por parte de la Comisión, de manera de que estas pueden ser estudiadas y aprobadas y no signifiquen términos abusivos para los clientes (como en el caso de Wisconsin detallado en este informe). Además, el término de tarifa de referencia es ambiguo, teniéndose implicancias reales inesperadas y dificultades en la implementación del concepto en la realidad. La experiencia revisada muestra que en el caso de existir una tarifa de referencia, ésta es única y común a todos los clientes. En esta materia, el caso español muestra que la tarifa de referencia es la tarifa de último recurso. Esta se aplica de forma integra a los clientes residenciales y con un factor de corrección (+30%) a los clientes no residenciales, de manera de establecer una tarifa por defecto mientras estos clientes optan por una mejor opción tarifaria de acuerdo a su perfil. El caso Colombiano, si bien no establece una tarifa de referencia específica, sí posee una fórmula tarifaria general de referencia, común a todas las comercializadoras, las cuales deben ser utilizadas por estas para calcular su costo de suministro máximo que actúa como cota superior mensual a las tarifas libres.
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6.2.1.4.
CONDICIONES
DE APLICACIÓN PARA TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS EN EL
SISTEMA DE SUMINISTRO ELÉCTRICO CHILENO (PROPUESTAS PRELIMINARES)
El sistema Chileno de suministro minorista y distribución de electricidad es diferente a muchos de los casos observados donde el suministro de electricidad es competitivo y se encuentra separado de la distribución eléctrica. Por esta razón, muchas de las cosas observadas en los casos extranjeros deben ser adaptadas a la realidad chilena. A continuación se presentan algunas ideas generales que deben considerarse en la elaboración de un reglamento para la flexibilidad tarifaria en el suministro minorista de electricidad.
i.
Tarifa de referencia predeterminada por tipo de cliente
Una alternativa para establecer la tarifa de referencia puede ser considerar la tarifa que genere el menor valor anual para el consumo del cliente, considerando entre las potenciales opciones a elegir las tarifas posibles a optar por cliente. En este sentido por ejemplo, un cliente con una potencia instalada mayor a 10 kW pero sólo con medidor simple de energía, tendrá que considerar como tarifa de referencia la tarifa BT2 con una potencia contratada igual a la capacidad del empalme. Este cliente no podría considerar como tarifa de referencia la BT1 ya que no califica para utilizar esta tarifa. Otra alternativa es que la tarifa de referencia asociada a cada tipo de cliente sea determinada y aprobada previamente por la Comisión y/o revisada por la SEC. Para determinar esta tarifa, la Comisión podrá solicitar a las empresas distribuidoras la elaboración de estudios estadísticos, basados en los datos de consumo de energía y demanda de potencia de sus clientes. En base a estos estudios se seleccionará la tarifa de referencia para cada tipo de cliente, de entre las opciones tarifarias reguladas tradicionales disponibles. Estas tarifas deben ajustarse de forma promedio al comportamiento típico para los diferentes tipos de clientes. ii.
Tarifas flexibles que agregan valor
Si bien la forma más común de agregar valor al cliente es reducir sus costos de suministro, esta podría no ser la única forma de hacerlo. Es común observar tarifas de mayor costo pero que utilizan recursos renovables, que apoyan alguna causa específica o que se basan en recursos locales. Por esta razón, la tarifa de referencia no puede utilizarse de forma general para establecer un límite a las tarifas flexibles. Puede darse el caso que existan opciones tarifas que representen un costo mayor al cliente pero a que a su vez agreguen más valor al mismo. Por ejemplo, existe la opción de las tarifas verdes, que representa un sobrecosto para el cliente, pero que a la vez le
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reporta mayor bienestar, pues le permite brindar apoyo a iniciativas renovables. En este sentido las tarifas flexibles no deben orientarse solamente a la reducción de costos si no que también a la agregación de valor al cliente y al sistema. En esta línea, la empresa distribuidora debiera poder proponer cuales tarifas flexibles debieran compararse con la tarifa de referencia y cuáles no, siendo la Comisión la encargada de levantar esta restricción en caso de que se demuestra la existencia de un valor agregado producto de la aplicación de la tarifa. Si bien en la actualidad una diferenciación de las fuentes de generación contenidas en la energía vendida a los usuarios finales no es factible debido al esquema de licitación de suministro, esta recomendación busca adelantarse a futuras reformas que pudieran hacer posibles. iii.
Tarifas flexibles no discriminatorias
No existen argumentos económicos que justifiquen a priori una segmentación de los clientes, estableciendo discriminación en torno a las tarifas a las que los clientes pueden optar. Mientras los clientes estén dispuestos a pagar los costos y cumplir con los requerimientos técnicos de las tarifa, estos deberán poder optar por cualquier opción disponible en el mercado. Sin embargo, puede existir el caso en el cual llegue a existir un valor asociado a la discriminación y un beneficio para los clientes, las empresas distribuidoras y el sistema. En este caso, la discriminación debiera permitirse de forma excepcional, exigiendo a las empresas distribuidoras justificar con un estudio este mayor beneficio y estando la autorización para la discriminación en manos de la Comisión. En este contexto, por ejemplo, la discriminación por zona geográfica podría ser beneficiosa, diseñándose tarifas especiales para lugares que poseen un suministro que opera bajo condiciones críticas y en los cuales una opción tarifaria específica pueda beneficiar a los clientes de dicha zona de forma exclusiva. Sin embargo, toda discriminación debe ser bien fundada en las condiciones específicas que la generan, haciendo referencia por ejemplo, a la incidencia del comportamiento de los clientes en la estructura de costos del suministro eléctrico en una zona, grupo de clientes, u otras condiciones y características. iv.
Tarifas flexibles asociadas al inmueble o empalme y no al cliente
En presencia de un mercado de suministro minorista de electricidad competitivo (con la existencia del comercializador), no existen problemas en asociar el suministro de electricidad a los clientes y no al inmueble, debido a que las tareas de suministro se encuentran separadas a las de distribución. Sin embargo, en el caso de Chile, el mercado del suministro minorista y de la distribución se encuentran juntos. Por esta razón no es aconsejable asociar al cliente el suministro, si no que asociarlo al inmueble. El dueño del inmueble será el responsable de asumir los costos asociados al suministro y a las decisiones que se relacionen con este.
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A continuación se establecen lineamientos específicos iniciales requeridos a la hora de definir un esquema de flexibilidad tarifaria en el suministro de electricidad minorista chileno, basando dichos lineamientos en la experiencia internacional revisada previamente. a. Migración entre tarifas reguladas en los casos de usuarios nuevos y antiguos Al no existir el sector de comercialización minorista de electricidad en Chile y dado que el suministro será atendido por las distribuidoras (no hay competencia en el mercado), se considera razonable emular lo establecido en regulaciones donde existe flexibilidad tarifaria pero esta es aprovechada por empresas distribuidoras como en el caso de California. En este sentido, debiera permitirse un cambio de tarifa en un periodo de 12 meses al cliente y debiera exigirse el pago de los compromisos de potencia de este con la empresa distribuidora. En referencia a usuarios nuevos, debiera establecerse una tarifa por defecto para usuarios residenciales (BT1). Para usuarios de mayor envergadura, en caso de que estos optaran por usar una tarifa flexible, debiera ser responsabilidad de la empresa distribuidora asignar una tarifa de referencia adecuada para el cliente, según una clasificación tipo, la cual podría basarse en su potencia instalada, perfil de consumo tipo de la industria. Esto podría realizarse mediante un estudio estadístico de revisión anual o cuatri anual de optimización tarifaria, las cuales podrán ser usadas previa publicación en un diario de circulación nacional. Esto se propone de esta forma debido a que son las distribuidoras las que cuentan con la información y facilidades para realizar este tipo de estudios. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), tal como lo hace ahora en materias similares, será la encargada de fiscalizar este proceso y monitorear que las empresas no cometan abusos ni cobros injustificados hacia sus clientes, asignando tarifas de referencia en base a su conveniencia. En este contexto, es importante notar que la definición de tarifa tradicional o flexible puede cambiar en el tiempo y podría darse el caso en que una tarifa flexible, dada su popularidad y uso, pudiera ser incorporada al pliego de tarifas tradicionales. b. Cambio de domicilio: El cambio de domicilio puede ser enfrentado de dos formas: Trasladando servicio con el cliente o asociando el servicio al inmueble. El primer caso corresponde al actualmente observado en la telefonía fija, donde la empresa con el afán de mantener a sus clientes en un ambiente competitivo, permiten el traslado de la línea junto a ellos muchas veces libre de cualquier costo para el cliente. Esto es posible debido a que en el mercado de las telecomunicaciones existe cierto nivel de competencia. El otro caso corresponde a la fijación del servicio al inmueble, observado en el caso actual del suministro minorista de electricidad, actividad monopólica regulada. El inconveniente de esta opción radica en las obligaciones que un nuevo inquilino tendría que asumir, posterior a la Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 59 de 203
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mudanza del cliente anterior. Este inconveniente desaparece cuando se separan las actividades de distribución eléctrica con el suministro minorista de electricidad. Esto sucede debido a que la actividad de distribución eléctrica (monopólica) se asocia a la alimentación eléctrica del inmueble, mientras que la comercialización (competitiva) se asocia al cliente. Propuesta: El suministro eléctrico minorista en chile se encuentra asociado al inmueble y por tanto es el propietario del inmueble el último responsable de los costos. Las modificaciones que se están realizando actualmente a la regulación eléctrica, como la ley de net metering, construyen sobre esta responsabilidad. Mientras no se desacople el suministro eléctrico de la distribución, se recomienda mantener la figura anterior, donde es el propietario del inmueble responsable de establecer la opción tarifaria el mismo y los compromisos que se generen de esta opción. c. Tratamiento de suministros de potencia conectada mayor a 500 kW, susceptibles de ser suministrados por terceros a través de peajes de distribución. El análisis de este ítem está pendiente. d. Tratamiento de la Potencia Conectada: En los casos estudiados se observó que la potencia conectada actuaba como elemento discriminador entre los clientes. Las distribuidoras y comercializadores ofrecían tarifas específicas dependiendo de la potencia conectada y el tipo de cliente. De esta forma existían tarifas especialmente diseñadas por ejemplo, para clientes del tipo agrícola o industrial, que además de tener una cierta potencia conectada, contaban con ciertas características propias de la actividad que realizaban. Estas tarifas específicas solo eran disponibles para los clientes a las cuales estaban dirigidas, existiendo una gran gama de tarifas todas orientadas a distintos segmentos de clientes. Para el caso chileno, no se encontró un fundamento técnico – económico explicito para justificar esta práctica. Sin embargo, es relevante el caso en el que un cliente cambio su potencia conectada estando bajo una opción tarifaria diseñada para las condiciones previas de potencia conectada de dicho cliente. Si bien el cliente podría solicitar un cambio de tarifa a una opción más adecuada a su perfil, este deberá cumplir con sus compromisos de potencia previos en el tiempo remanente del contrato de la tarifa original. En cuanto la inversión que pueda realizar la empresa para servir a un cliente que opte por una tarifa flexible, lo dicho en el artículo 126 de la ley general de servicios eléctricos deberá continuar aplicándose a este cliente.
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Propuesta: Se recomienda que los usuarios puedan elegir libremente entre las opciones tarifarias flexibles disponibles para contratación8, sin considerar la potencia conectada como un elemento discriminador, mientras asuman todos los costos, compromisos y obligaciones asociados a la misma. Se considera que no existen argumentos técnico – económicos para impedir la libre opción de los clientes por las tarifas flexibles reguladas que se oferten por parte de las distribuidoras. e. Término anticipado o programado del contrato por parte del usuario: El término anticipado de contrato por parte del cliente puede generar conflictos en un esquema de tarificación flexible con respecto a las responsabilidades de pago por potencia y la comparación que la ley pudiera exigir entre la tarifa de referencia y la tarifa flexible utilizada por el usuario. La experiencia internacional al respecto no entrega luces claras de cómo abordar esta problemática en Chile, debido a que en el caso de los países revisados, al existir en su mayoría la figura del comercializador minorista de electricidad, el suministro de electricidad está asociado al cliente y no al inmueble. De esta forma el cliente puede realizar cambios de tarifa libremente, estando obligado sólo a cumplir con sus compromisos de potencia en caso de que este quisiera migrar a una tarifa diferente. Propuesta: Se propone permitir un término de contrato y/o cambio de tarifa una vez al año. La distribuidora deberá informar al momento de la firma del contrato sobre las condiciones y costos asociados al término prematuro del contrato por parte del cliente (pagos por compromiso de potencia). Respecto a la comparación entre la tarifa flexible y la tarifa de referencia exigida en la ley, se propone que para el caso del término anticipado de contrato por parte del cliente, no se deberá exigir dicha comparación, siendo su responsabilidad asumir mayores cargos debido a la tarifa flexible (si estos existiesen) al momento de elegir terminar el contrato de forma prematura. f. Término anticipado o programado del contrato por parte de la empresa: La experiencia internacional analizada muestra que las suministradoras minoristas (distribuidoras y comercializadoras) no están facultadas para terminar el contrato ni cortar el 8
Puede existir el caso que existan tarifas vigentes que la empresa no ofrezca a los nuevos clientes, por lo que la discriminación no debiera darse entre las opciones tarifarias disponible a ser contratadas, no entre todas las opciones vigentes. Por ejemplo, en Octubre de 2011 WPS no está aceptando nuevos clientes en la tarifa TOU en favor de otras tarifas como la tarifa Three level pricing (otro tipo de tarifa TOU). Esta situación es muy similar a la observada en las tarifas de celulares. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 61 de 203
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suministro a sus clientes de forma simple y expedita. Existen procesos establecidos que debe seguirse en el caso de un no pago de la deuda por parte del cliente. Propuesta: La distribuidora no debe estar facultada para terminar anticipadamente un contrato de tarifa flexible con el cliente. Ella puede cerrar la inscripción de nuevos clientes en la opción tarifaria, pero no terminar unilateralmente una tarifa adoptada por un cliente, pues este puede cambiar su conducta e incurrir en inversiones, ajustándose a la tarifa por la cual optó. La adopción sostenida en el tiempo de una opción tarifaria flexible puede significar un cambio de conducta respecto al consumo de electricidad (cambio de horarios de consumo, reducción de consumo, etc.). Además, buscando adaptarse mejor al perfil de consumo óptimo para cierta opción tarifaria, el cliente puede realizar inversiones en tecnologías u otros elementos que faciliten esta adecuación. Un término anticipado de contrato por parte de la empresa distribuidora generaría perjuicios para el cliente, dados los cambios de conductas e inversiones en los que ha incurrido. Además, desde el punto de vista de las inversiones, puede llegar a ser necesaria una permanencia de más de un año en una cierta opción tarifaria, de manera que el cliente pueda rentabilizar dichas inversiones. Actualmente en la regulación chilena las empresas están facultadas para terminar un contrato de una opción tarifaria previa notificación tres meses anteriores al término del contrato. En el contexto de la flexibilidad tarifaria, esto debiera cambiarse, de manera de proteger los intereses de los consumidores y las posibles inversiones que este pueda realizar para adecuarse a la tarifa. g. Utilización de consumos provisorios. El privado que deba utilizar consumos provisorios deberá atenerse a todas las condiciones de un cliente normal y cumplir con las exigencias que requiera un término de contrato anticipado. Independiente de esto la empresa podrá pactar tarifas especiales para clientes que permanezcan menos de un periodo de término (un año) y que requieran el uso de consumos provisorios. h. Metodologías de resolución de conflictos: La empresa debiera ser la encargada de acoger las quejas de clientes y resolver los conflictos adecuadamente. En caso de no existir acuerdo entre el cliente y la empresa, debieran establecerse las instancias necesarias de apelación y los intermediarios necesarios (SEC). La
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empresa no debiera poder efectuar un corte de suministro sin antes cumplir con todas las etapas del proceso de resolución de conflicto. i. Condiciones de publicidad y acceso a las ofertas de TFR: En esta materia, la experiencia internacional es clara exigiendo que las empresas provean de la información necesaria para que los clientes puedan realizar una toma de decisión informada respecto a la opción tarifaria que elijan. Un ejemplo de esto es el caso de Inglaterra, donde la regulación establece claramente que las empresas deben proveer contratos que remarquen de forma especial la información básica referente a la tarifa que están contratando. Otro ejemplo es el sitio web Power to Choose en el estado de Texas. En este sitio los clientes pueden conocer el origen de la energía que estarán comprando (origen renovable, convencional, local, etc.), los costos asociados y otros elementos de importancia. Además el sitio permite realizar una comparación entre tarifas entregando información respecto al precio promedio del kWh, costo asociado a un consumo de 1000 kWh, tipo de tarifa, el contenido renovable de la tarifa y los costos de cancelación de la tarifa. Propuesta: Deberá exigirse que las empresas distribuidoras pongan a disposición pública toda la información referente a sus tarifas en medios electrónicos y físicos, de manera que todos sus clientes puedan informarse fácilmente de las opciones tarifarias con las que cuentan. Además los folletos informativos y contratos de cada tarifa deberán remarcar especialmente la información referente al nombre de la tarifa, los componentes de la tarifa, los costos, la duración, las obligaciones de pago por potencias y los costos de término de contrato anticipado. j. Condiciones para el establecimiento de los segmentos, objeto de las ofertas de TFR, considerando como segmento grupos de clientes, zonas geográficas, porciones de la red de distribución u otro criterio adicional que el consultor identifique como relevante de considerar: La experiencia internacional referente a la segmentación de clientes no es clarificante para realizar una propuesta para el caso de Chile. En los casos observados, se presenta una segmentación importante de los clientes, con opciones tarifarias especificas y adaptas a sus necesidades. Si bien no se encontró una justificación clara para este caso, se piensa que deben existir beneficios económicos claros para los clientes, las empresas y el sistema que justifiquen esta segmentación.
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Propuesta: Se propone en una primera instancia no permitir la segmentación y discriminación de clientes en las opciones tarifarias. Mientras un cliente cumpla con las condiciones técnicas asociadas a una tarifa y esté dispuesto a cubrir el costo de instalaciones adicionales (empalmes, medidores, etc.) este deberá poder optar por cualquier opción tarifaria ofrecida por la empresa distribuidora. Sin ir en desmedro de esto, se podrá permitir una discriminación justificada por condición de costo, siendo la Comisión la responsable de evaluar y autorizar esta discriminación en casos especiales. k. Procedimiento para la comparación entre las TFR y las TRT: La experiencia internacional en esta materia muestra que no existe, en la mayoría de los casos revisados, una comparación entre tarifas flexibles y de referencia que obligue a que las tarifas flexibles sean menores que las de referencia. Es más, la experiencia muestra que en algunos casos existen tarifas que representan un costo mayor para el cliente pero que le transfieren beneficios no valorados como la satisfacción de pagar una tarifa eléctrica más cara de manera de aportar parea la instalación de sistemas renovables no convencionales. Propuesta: Deberán establecerse tarifas de referencias por tipo de cliente de forma previa, a través de un estudio realizado por las distribuidoras, en base a la información disponible de sus clientes. Una vez determinadas las tarifas de referencia, estas podrán utilizarse para comparar las opciones tarifarias flexibles utilizadas por los clientes, previa publicación en un diario de circulación nacional. En una primera instancia deberá exigirse que las opciones flexibles representen un menor costo anual para los clientes que las tarifas de referencia. Sin embargo, esta obligación podrá ser levantada por la Comisión, en el caso que las distribuidoras demostraran que la tarifa en cuestión, si bien posee un valor mayor anual para el cliente, esta agrega valor de alguna forma (apoyando fuentes renovables, fuentes locales, etc). En términos de valor agregado, es posible ver que en muchos casos, una parte importante de este valor se traduce en la posibilidad del usuario de elegir el tipo de fuente de generación con el cual se suministra la electricidad para abastecer su consumo. De esta forma existen tarifas especiales como las tarifas verdes y las tarifas locales, donde el cliente paga un mayor valor por obtener el beneficio de consumir electricidad más amigable con el medio ambiente, o electricidad producida en una determinada zona. Sin embargo, en el caso de Chile esta situación no puede darse, debido al actual sistema de licitaciones de suministro usado para abastecer la demanda de las distribuidoras de electricidad. La composición del mix de
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generación no está, ni puede estar, determinada por las preferencias de los clientes. El reglamento a proponer debe considerar que esta opción podría darse a futuro y que ya existe en otros países. l. Uso de TFR en presencia de mediciones Netas (net Metering): Actualmente, la figura de la medición neta o net metering no existe como tal en la regulación chilena. Sin embargo, tomando en consideración el conocimiento que los consultores poseen acerca de cómo podría llegar a implementarse en Chile esta figura es posible realizar propuestas al respecto. Es importante mencionar que estas propuestas deberán ser compatibles con la figura de medición neta que se implemente en la regulación chilena. No existe medición neta por lo que debe compatibilizarse con lo que se propone. Propuesta: En caso que la medición neta represente un valor importante (generación local en presencia de congestión) pueden proponerse tarifas especiales. La experiencia observada en la revisión internacional muestra que para el caso de la medición neta, existen tarifas establecidas por las empresas suministradoras en forma complementaria a las tarifas de consumo. Se establecen tarifas específicas para valorizar la inyección desde pequeños medios de generación distribuida y estas se aplican, ya sea como descuento en las facturas o como un reembolso monetario en forma paralela a la aplicación de otras tarifas al consumo eléctrico. A continuación se presenta un cuadro comparativo que presenta y compara los principales aspectos observados en la experiencia de Chile y el mundo revisado. Esta puede observarse en la Tabla 3. Aquí se muestra una comparación para los países revisados en este informe, incluyendo Chile. En las filas de la tabla se presentan diferentes elementos, los cuales son presentados para cada país o estado revisados. Primero se discute el tipo de proveedor de electricidad presente en cada país o estrado, siendo las opciones Comercializadora, Distribuidora con funciones de comercialización, empresas municipales o cooperativas. Luego se presentan elementos referentes a las tarifas eléctricas, comenzando por la existencia de límite de precio para las tarifas flexibles, existencia de tarifa fijada por el regulador, tarifas de precio fijo o capped tariff (tarifas congeladas por la duración del contrato), tarifas de precio variable (tarifas que pueden variar durante la duración del contrato típicamente de acuerdo a los costos de suministro), tarifas time of use, tarifas de prepago, tarifas indexada a algún indicador económico, tarifas verdes y tarifas net metering. Para más detalle ver lista de términos al final del informe en la sección 8. Estas tarifas se presentan en función de la información revisada para cada país, mostrándose solo las opciones tarifarias flexibles de tipo convencional (dejando fuera programas pilotos de tarificación inteligente). Finalmente se presentan otros antecedentes como la existencia de
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comparadores de tarifas online, costo de cambio de tarifa, posibilidad de cambio de proveedor on – line, comparación de tarifas, clasificación de clientes mediante algún criterio definido en la regulación (ej: clasificación por capacidad conectada).
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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 998894 Original Tabla 3 Cuadro comparativo de experiencia internacional en flexibilidad tarifaria y tarifas flexibles Europa, Estados Unidos y Latinoamérica. Área País
Tipos de proveedore de electricidad
Estados Unidos Wisconsin
California
Illinois
Texas
Brasil
Colombia
Argentina
Chile
No, las empresas distribuidoras ofrecen opciones tarifarias.
Sí
Sí
No
Sí
No
No
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí, generadores y distribuidores pueden comercializar energía. Sin información formal Sin información formal Sí, la CREG fija un precio límite que pueden ofrecer las comercializadoras.
Sí
Sí
Sin información formal Sin información formal
No
Si
Sí, todas las tarifas son calculadas por el regulador (ANEEL).
No
Sí, todas las tarifas son calculadas por el regulador (ENRE).
Sí, todas las tarifas son calculadas por el regulador (CNE). No
Sí
Sí
Sí
Distribuidora / Comercializadora
Sí
Sí
Sí
Sí
Sin información formal Sin información formal
Sin información formal Sin información formal
Sin información formal Sin información formal
Límite de Precio
Tarifas diseñada por Regulador
Tarifas precio fijo Capped Tariff Tarifas precio variable
América Latina
Austria
Comercializadoras
Cooperativas
No
-
Sí
Sí
Sí
-
Sí
Sí
Sí
No
Sí, el margen de ganancia es regulado por CPUC.
No
No
Sin información formal Sin información formal
Si
No
No
No, mercado competitivo
Sí, sólo para consumidores residenciales (M inisterio de Industrias).
No, mercado competitivo
No, el regulador debe aprobar las tarifas ofrecidas por las empresas.
Sí, cubre costos y asegura un margen de ganancia.
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
No
-
-
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí, se ajusta una vez al año.
-
-
Sí
No, el regulador debe aprobar las No, fue abolida el tarifas ofrecidas año 2007. por las empresas.
Sí
Si
Time of Use
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí
-
-
Sí, tarifa horaria residencial de Chilectra
Prepago
Si
Si
Sí
-
-
Sí
Sí
No
-
-
No
Indexada
No
No
No
No
No
No
Sí
No
-
-
Si
Green Tariff
Sí
Sí
Sí
Sí
No
Sí
Sí
No
-
-
No
Existe net metering/tarifa especial para net metering
Si/ No, no se identificó una tarifa especial
Si/ No, no se identificó una tarifa especial
Si/ No, no se identificó una tarifa especial
Si/Si
Si/Si
Si/Si
Si/Si
No
-
-
No. Ley en trámite legislativo
Real Time Pricing
No
No
No
Sí, el precio de la energía es mayor en horas críticas.
Sí, el precio de la energía es mayor en horas críticas.
Sí, para consumidores del grupo A.
-
-
No
No, sólo remanente de potencia contratada y costos de instalacion de nuevos empalmes u otras modificaciones.
Costo cambio de tarifa
Otras Característi cas
España
No, las empresas distribuidoras ofrecen opciones tarifarias.
Empresas M unicipales
Tipos de Tarifas
Europa Inglaterra
Cambio de proveedor on-line Comparación de tarifas on - line
Clasificación Regulada de clientes (tipos o niveles de clientes regulados)
No, excepto con No, excepto No, excepto con tarifa precio fijo. cuando cambia tarifa precio fijo. El El cambio tarda antes de la cambio tarda máximo máximo un mes. primera prórroga. dos meses.
Sí
Sí
No, existe una clasificación informal: Bajo 2100 kWh-año, M edio 3300 kWh-año, Alto 5100 kWh-año.
Sí
Sí
Sí
Sí
Sí, convenio con Sí, el precio de la de la distribuidora energía es mayor ORCOR con IBM en horas críticas. de smart meter .
-
No, sólo puede cambiar de tarifa una vez al año.
-
-
-
-
-
No
No
-
-
No
-
-
No
-
-
No, pero se deben publicar en detalle todas las tarifas.
-
Sí, se clasifican de acuerdo a la demanda de potencia.
Sí, los clientes regulados se clasifica por tensión.
No
No
No, existe una No, pero las clasificación No, pero las empresas clasifican a Sí, se clasfica en informal: pequeños empresas clasifican a sus clientes en alta o baja tensión consumidores menor sus clientes en residenciales, y en potencia a 100.000 kWh-año y residenciales, comerciales, contratada. grandes agrícolas e industriales y consumidores mayor industriales. agrícolas. a 100.000 kWh-año.
No
No, pero las empresas clasifican a sus clientes en residenciales, comerciales e industriales.
Sí
No
No, pero las empresas Sí, se clasifican clasifican en en Grupo A (alta residencial, tensión) y Grupo pequeños B (baja tensión). negocios y grandes negocios.
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7. FLEXIBILIDAD TARIFARIA Y MEDICIÓN INTELIGENTE A nivel internacional la experiencia en flexibilidad tarifaria es amplia, tanto desde el punto de vista de la libertad de establecer tarifas por parte de distribuidoras y comercializadoras independiente del regulador, como de la implementación de tarifas que reflejen la variabilidad de los precios mayoristas de la electricidad. Sin embargo, esta experiencia corresponde a tarificación flexible tradicional. Estas opciones responden a la necesidad de acomodar el comportamiento de la demanda de manera de reducir el estrés del sistema en horarios de punta. Sin embargo, con el surgimiento de nuevas tecnologías inteligentes de medición y comunicación, ha surgido la idea de la implementación de sistemas tarifarios mucho más complejos y flexibles, con un acercamiento más agresivo desde el punto de vista del “Demand response managmenet” o gestión de la demanda, basándose en el uso integral de tecnologías inteligentes de medición. Esta aproximación de tarificación flexible basada en tecnologías inteligentes ha generado la implementación de diversos programas pilotos alrededor del mundo. Dentro de los países que han implementado este tipo de programas es posible identificar a Finlandia, España, Austria, Holanda, Estados Unidos, Korea, entre otros. En estos países, las tarifas que principalmente han considerado los programas son las tarifas tipo Time of Use. En el caso de Estados Unidos es posible destacar algunos programas pilotos implementados tales como el Power Cents DC implementado en Washington, AmerenUE en Missouri, Programa piloto de evaluación de impacto en las tarifas en California y el programa de tarificación inteligente implementado por BGE, Baltimore, entre otros. Algunos detalles de estos programas pueden observarse en la Tabla 4. Tabla 4 Algunos programas pilotos de tarificación flexible inteligente implementado en Estados Unidos Programa/Distribuidora PowerCents DC WASHINGTON DC. EMPRESA DISTRIBUIDORA PEPCO PROGRAMA PILOTO DE EVALUACIÓN DE IMPACTO EN LAS TARIFAS. CALIFORNIA AMERENUE CRITICAL PEAK PRICING PILOT. EMPRESA DISTRIBUIDORA AMEREN PROGRAMA DE TARIFICACION INTELIGENTE. DISTRIBUIDORA BALTIMORE ELECTRIC & GAS
CiudadEstado WASHINGTON CALIFORNIA
MISSOURI
BALTIMORE
Características/Resultados Iniciado en el año 2008 a prácticamente 900 consumidores residenciales por el periodo de un año. Se sometieron a 3 tarifas observándose reducción del consumo en los horarios críticos. Iniciado en el año 2003 a 2500 clientes y finaliza el año 2004. Las tarifas implementadas fueron TOU y dos variedades de tarificación de horas punta critican CPP-F y CPP-V. Los resultados no fueron tan sorprendentes como en otros estados. En ciertos sectores se observo disminución de la demanda peak, por lo que es posible marcar ciertas tendencias. Iniciado el año 2005. El estudio concluye que no hay una gran significancia en el cambio de demanda en las horas punta. Se puso a prueba una tarifa Critical Peak Pricing con y sin tecnología inteligente de medición. Abarcó 1875 clientes durante un periodo de 4 meses en el año 2008. Se lograron variaciones importantes en la demanda de los horarios críticos. Las tarifas implementadas fueron tarifas de horario punta, un sistema PTRL y un sistema PTRH 9.
9
La sigla PTR corresponde a “Peak time rebate”, mientras que PTRL y PTRH corresponde a las mismas siglas que para el caso de PTR, incluyendo la palabra adicional “low” y “high” respectivamente. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 68 de 203
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El grado de éxito observado en los pilotos de tarificación flexible e inteligente es variado. En el caso de Italia, ENEL10 ha propuesto como meta poseer sistemas Telegestor instalados en todos sus clientes para finales del año 2011. El programa PowerCents DC mostro ser exitoso y tener buena recepción entre los clientes mostrando ahorros en la demanda en horas de punta de los clientes estudiados entre un 2% a un 34% dependiendo del tipo de tarifa utilizado y la época del año (Invierno o verano), siendo la tarifa más efectiva la del tipo Critical Peak Pricing. El caso de Ameren en Missouri en cambio, no logró obtener resultados concluyentes que indicaran una real reducción en el consumo de punta de sus clientes. Otros pilotos como el implementado en California o el de Baltimore lograron mostrar reducciones de la demanda punta por sobre el 20% y 30%. Si bien el valor de estos pilotos es grande, debido a que se han realizado en cortos intervalos de tiempo aún existen preguntas sin resolver respecto a los efectos persistentes en el tiempo de la utilización de tarifas flexibles.
7.1. TARIFAS FLEXIBLES UTILIZADAS EN PROGRAMAS PILOTOS Las tarifas flexibles utilizadas en los programas pilotos, son muy similares en muchos aspectos a las históricamente utilizadas en los programas de tarificación flexibles convencionales utilizados en diversas partes del mundo. Estas tarifas están diseñadas para reflejar un mayor costo en horarios donde la exigencia del sistema sea mayor con el objeto de desincentivar el consumo de la electricidad en dichos horarios. Tabla 5 Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos Tarifa
Descripción
Time-of-Use (TOU)
Cobra altos precios durante las horas punta de los días de semana y un precio menor durante las horas fuera de punta y fin de semanas Similar a TOU con la excepción que la ventana de hora punta es más corta en duración (4 horas), dando una fuerte señal de precio Se les cobra a los clientes un alto precio durante el periodo de punta en un número limitado de días críticos (15 o menos días); la tarifa es descontada durante las horas restantes Una tarifa TOU en el cual se aplica un precio moderado de punta durante la mayoría de las horas punta del año, pero es aplicado un alto precio de punta en un limitado número de días críticos. La existente tarifa plana combinada con un descuento por cada unidad de demanda reducida por debajo de una línea base predeterminada, estimada durante las horas punta en días críticos Una tarifa con variación horaria que sigue los LMPs (Precios Marginales Locales), pero con costos de capacidad asignados igualmente a través de todas las horas del año Una tarifa con variación horaria basada en LMPs y sumado con un costo por capacidad aplicado sólo durante las horas críticas , creando una fuerte señal de precio en estas horas
Super Peak TOU Critical Peak Pricing (CPP) CPP-TOU Combination Peak Time Rebate (PTR) Flat Real Time Pricing (RTP) Critical Peak RTP
Las tarifas propuestas en los programas pilotos son de mayor complejidad y comprometen el uso de tecnologías habilitadoras como los medidores inteligentes. Las tarifas consideradas en estos pilotos van desde la ya conocida Time of Use (TOU) hasta tarifas más complejas como el Critical 10
Acrónimo de Ente Nazionale per l'Energía eLettrica, la mayor empresa italiana del sector Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 69 de 203
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Peak Pricing, Super Peak Tou y Real Time Pricing. Una breve descripción resumen de las tarifas utilizadas en los programas pilotos puede observarse en la Tabla 5. En los programas implementados en el mundo, la tarifa flexible más utilizada y probada ha sido la tarifa Time of Use. A continuación se describen algunos antecedentes de los programas pilotos de tarificación flexible con medición inteligente estudiados.
7.2. PROGRAMA TELEGESTOR – ITALIA El programa Telegestor implementado en Italia, busca implementar una estructura de medición remota y automatizada para los clientes del sistema de distribución, la cual les permita la implementación de un mayor grado de flexibilidad en la estructura tarifaria a la cual estos clientes están sujetos. De esta forma es posible establecer nuevas opciones tarifarias a la vez que se obtiene mayor información del sistema (Rogai, 2007). En la actualidad el programa Telegestor es una realidad esperándose que para el final del 2011 todos los clientes italianos del sistema eléctrico de distribución posean equipados sistemas de gestión automática de la medición (Rogai, 2007).
7.2.1. PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA TELEGESTOR - ITALIA El programa de Telegestor posee como principales características la lectura remota de la energía consumida y la potencia demandada, la eliminación de la estimación del consumo en base a mediciones mensuales, programa tarifario multi - tarifa con capacidad de programación, incluyendo la opción de una modulación diaria, semanal, mensual y estacional. Otras características son el cambio remoto de parámetros contractuales (por ejemplo la potencia máxima contratada), la desconexión y reconexión remota del cliente, el monitoreo de la calidad de suministro para cada individuo y la detección y prevención de robos de electricidad (Borghese).
7.3. PROGRAMA PILOTO DE MEDICIÓN INTELIGENTE DE POWERCENTSDC–PEPCO WASHINTON DC En el 2007, el Programa Piloto de Medición Inteligente, fue iniciado por PowerCentsDC para medir el impacto en el comportamiento del consumidor en cuanto a precios y mediciones inteligentes, en el Distrito de Columbia. En julio del año 2008 cerca de 900 clientes residenciales de este Distrito, conectados a las instalaciones de la distribuidora PEPCO, recibieron electricidad mediante Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 70 de 203
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uno de los tres diferentes planes de tarificación que se probaron y el programa duró aproximadamente un año. Las tres diferentes formas de tarificación fueron la tarificación de horas puntas críticas, el reembolso en horas punta críticas y finalmente una tarificación de precio horario. Sus siglas en inglés son respectivamente CPP, CPR y HP11 (eMeter, 2010). Los resultados indican que la reducción de la demanda en las horas punta críticas en verano fue consistente con la señal del precio, mientras que la baja reducción lograda por la tarifa de precio horario (HP), puede ser explicada por dos factores. primero que los altos precios no fueron tan altos como en el caso de CPP o CPR, y segundo que han disminuido los precios en promedio debido a cambios en el mercado (eMeter, 2010).
7.4. PROGRAMA PILOTO CALIFORNIA
DE EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE LA TARIFICACIÓN EN
El mercado eléctrico de California vivió una importante crisis durante los años 2000 y 2001. Esto fue exacerbado por la falta de una tarificación dinámica que hubiese dado a los consumidores los incentivos necesarios para disminuir la demanda durante las horas de punta (River, 2005). Frente al desconocimiento del efecto real que tendría esta medida en los consumidores, se realizó este programa piloto para testear el impacto de las tarificaciones dinámicas y de TOU en sectores residenciales y pequeños comerciales e industriales. En este programa participaron 2.500 clientes, comenzando en julio del año 2003 y terminando en diciembre del 2004 (River, 2005). Las tarificaciones estudiadas incluyeron al tradicional TOU, donde la tarifa de la energía en las horas de punta era un 70% mayor al valor de la tarifa normal, y cercano al doble del valor de la tarifa en horas de baja demanda. Además se testaron dos variedades de tarificación de horas de punta críticas (CPP-F y CPP-V12), donde el valor de las tarifas en estas horas era cinco veces mayor al valor de la tarifa en horario normal y seis veces mayor al valor de la tarifa en horario de baja demanda, diferenciándose en la forma de determinar las horas punta críticas y de notificar al cliente de éstas (River, 2005). Para el sector residencial, la reducción de la demanda, al usar la tarificación TOU en las horas punta disminuyó un 5.9% durante el año 2003, sin embargo el año 2004 se observó que el impacto
11
Las siglas CPP, CPR y HP son: “Critical Peak Pricing”, “Critical Peak Rebate” y “Hourly Pricing” respectivamente. 12 Ambas siglas parten con las letras CPP que como ya se vio en el programa anterior son: “Critical Peak Pricing”, mientras que las últimas letras F y V, son “Fixed” y “Variable” respectivamente. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 71 de 203
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fue mínimo con una reducción de sólo un 0.6%. Una de las explicaciones que se da para explicar este resultado es que el tamaño de la muestra no fue lo suficientemente grande para mostrar una tendencia significativa. Sin embargo, también podría estar mostrando que el impacto de esta tarifa en la reducción de la demanda en las horas de punta es poco significativo (River, 2005). Para el sector industrial, los resultados arrojaron que para en el uso de la tarifa CPP-V la reducción del consumo en las horas punta crítica para los clientes tipo A LT20 fue de un 6% mientras que para los de GT20 fue de un 9.1%. En el grupo C ambas categorías tuvieron una disminución de un 14.3% y 13.8% respectivamente. La mayoría de estos datos sólo contienen información del año 2004, porque no se alcanzó a implementar completamente el año 2003 (River, 2005). En el caso de la tarifa TOU el impacto consistió en una reducción del consumo en estas horas de un 0.3% en el año 2003 y de un 6.8% en el año 2004 para los LT20, mientras que para los GT20 la disminución fue de un 3.9% el año 2003 y 8.6% el año 2004. En el caso de los LT20 ocurre una situación similar que en el caso residencial, donde el impacto en uno de los años es prácticamente nulo (River, 2005).
7.5. AMERENUE CRITICAL PEAK PRICING PILOT – AMEREN MISSOURI Ameren13 desarrolló un proyecto que permitía comparar las siguientes tarifas: Time-Of-Use Pricing de tercer nivel con componente de Critical Peak Pricing y Time-Of-Use Pricing de tercer nivel con Critical Peak Pricing más una tecnología que mide en forma inteligente el termostato y que regula de forma automática la temperatura de los clientes durante eventos Critical Peak Pricing. Este estudio fue aplicado en el estado de Missouri obteniéndose los siguientes resultados para un evento CPP, que se ilustran en la Figura 2. El gráfico de la derecha (que tiene una mayor área achurada con amarillo) representa el plan que tiene incorporado la tecnología de medición de termostato más Critical Peak Pricing (CPP) y el gráfico de la izquierda representa solamente el grupo que está bajo Critical Peak Pricing. Es evidente que se produce un ahorro incluyendo la tecnología. Sin embargo este estudio concluye que el ahorro no es tan significativo como se esperaba, cuantificando un ahorro promedio de 0.63 kW y 1.36 kW por cada participante respectivamente.
13
http://www.ameren.com/Pages/Home.aspx Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 72 de 203
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Figura 2 Resultados en forma gráfica del estudio. (Voytas, 2006)
7.6. PROGRAMA DE TARIFICACIÓN INTELIGENTE – BGE BALTIMORE Baltimore Gas & Electric Company (BGE) requirió el diseño de un programa piloto para evaluar el impacto de varios tipos de tarificación dinámica en clientes residenciales de esta compañía. La compañía comenzó su programa piloto de tarificación inteligente el 1 de Junio del año 2008 y terminó el 30 de septiembre del mismo año, con una participación de 1.375 clientes residenciales (Faruqui & Sergici, 2009). BGE testeó tres estructuras dinámicas de tarificación: una tarifa dinámica de hora punta (llamada también DPP14), que esencialmente es la tarifa crítica de hora punta combinada con una tarifa TOU, y dos tarifas de hora punta con un sistema PTR. Uno fue testeado con un bajo nivel de reembolso (PTRL) y el otro con un alto nivel de reembolso (PTRH)15. Cada uno de los participantes del programa piloto fue asignado a una de estas tres tarifas. La tarifa promedio de los clientes residenciales de BGE, que fue la tarifa estándar durante el período del programa piloto, fue de $0.15/kWh. Además se hicieron pruebas adicionales usando tecnologías de Energy Orb (en este caso particular no se usó la tarifa dinámica de hora punta) y de switch A/C (Faruqui & Sergici, 2009).
14
La sigla DPP es “Dynamic Peak Pricing” La sigla PTR es “Peak time rebate”, mientras que PTRL y PTRH corresponde a las mismas siglas que para el caso de PTR, incluyendo la palabra adicional “low” y “high” respectivamente. 15
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La tarifa dinámica de hora punta logró una reducción del 20.1% de la demanda durante las horas de punta críticas. Con el uso de las tecnologías de Energy Orb esta reducción llegó al 32.5%, mientras que la tecnología de switch A/C sólo logró un 4.4%. La tarifa PTRL por su parte logró una reducción de un 17.8% de la demanda durante las horas de punta críticas, mientras que para el caso en que se usaron las tecnologías descritas, se obtuvo una reducción del 23% y 28.5% respectivamente. Finalmente para el caso de la tarifa PTRH, la reducción en las mismas horas mencionadas anteriormente fue de un 21%, mientras que para el caso en que se usaron las estas tecnologías se logró un 27% y 33% de reducción respectivamente (Faruqui & Sergici, 2009).
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8. CONDICIONES DE APLICACIÓN PARA TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS EN EL SISTEMA DE SUMINISTRO ELÉCTRICO CHILENO (PROPUESTAS PRELIMINARES) Una reforma al reglamento tarifario, para introducir tarifas flexibles reguladas en el ámbito de la distribución y venta de electricidad requiere del establecimiento de lineamientos que representen el espíritu de la nueva reglamentación. El sistema chileno de suministro minorista y distribución de electricidad, es diferente a muchos de los casos observados de aplicación de tarifas flexibles, donde el suministro de electricidad es competitivo y se encuentra separado de la distribución eléctrica. Por esta razón, muchos de los elementos observados en los casos extranjeros deben ser adaptados a la realidad chilena. Se recomienda que un reglamento de tarifas flexibles reguladas, debe ser diseñado según los siguientes lineamientos: Existencia de tarifa de referencia y límite para las tarifas flexibles, tarifas flexibles que agreguen valor y no discriminatorias y libre acceso a la información de las tarifas flexibles ofrecidas. La existencia de una tarifa de referencia, responde a la necesidad de establecer una señal al mercado sobre las TFR. Debido a que la tarifa regulada permite el financiamiento del sistema, además de asegurar una ganancia controlada a las distribuidoras, por lo que las TFR no deberían desviarse demasiado de las tarifas de referencia, en su facturación anual. De permitirse que una TFR esté por sobre los valores de referencia, estas tarifas deberán justificar sus sobrecostos respecto a la tarifa de referencia, en base a servicios complementarios ofrecidos, origen de la energía generada, entre otras. Las distribuidoras, no deben prohibir el ingreso de clientes a una tarifa determinada sin justificaciones técnicas o de eficiencia económica para ello. La segmentación y discriminación de clientes, se debe basar en criterios fundamentados y no en especulaciones. El éxito de un esquema de tarificación flexible, depende en gran parte, del acceso que el cliente tenga a la información sobre las diferentes opciones tarifarias disponibles, de acuerdo a su perfil de consumo. Se debe exigir que las distribuidoras publiquen toda la información referente a sus TFR, además de construir una herramienta web que permita comparar fácilmente las tarifas ofrecidas. Las TFR en Chile, deben estar asociadas al inmueble, es decir el responsable legal debe ser el dueño de la propiedad, debido a que las distribuidoras tienen zonas geográficas determinadas donde ofrecen sus servicios.
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8.1. TARIFA DE REFERENCIA Y LÍMITES PARA LAS TARIFAS FLEXIBLES La experiencia internacional en esta materia, muestra que no existe, en la mayoría de los casos estudiados, una restricción máxima a las tarifas flexibles impuesta mediante una tarifa de referencia. Por el contrario, es común que las suministradores de electricidad ofrezcan tarifas más altas que las calculas por el regulador (España, California). Las tarifas flexibles más caras, ofrecen beneficios no valorizables en la facturación eléctrica, como la satisfacción de consumir energía eléctrica renovable o contratar una tarifa que ofrezca alguna ayuda social. El decreto tarifario 385/2008, establece la existencia de una tarifa de referencia, con la cual las TFR deben ser comparadas, de forma que el cobro anual con estas tarifas no supere el cobro anual que el cliente tendría con la tarifa de referencia. Según lo establecido en este decreto, para clientes antiguos, la tarifa de referencia corresponderá a la tarifa que éste cliente tuviera antes de tomar la tarifa TFR a comparar. Si el cliente fuera nuevo, la tarifa de referencia será aquella que le genere un menor valor entre todas las opciones tradicionales del pliego tarifario vigente. Si bien, éste lineamiento pareciera ser el adecuado, es importante notar que en el caso de clientes antiguos, puede darse el caso, que previamente a tomar la opción TFR actual, el cliente podría haber tenido otra tarifa flexible regulada, teniendo que compararse la TFR actual diseñada por la distribuidora con otra TFR, igualmente diseñada por la empresa. Esta situación, puede generar confusiones y errores y se recomienda que la tarifa de referencia siempre sea una opción regulada y fijada por el regulador, ya que estas tarifas están diseñadas y calculadas de tal forma que las inversiones y costos de operación del sistema sean cubiertos. En una primera instancia, debiera exigirse que las opciones tarifarias flexibles, representen un menor costo anual para los clientes que las tarifas de referencia. Sin embargo, ésta obligación podrá ser levantada por la Comisión, en el caso que las distribuidoras demostraran que la tarifa en cuestión, si bien posee un valor mayor anual para el cliente, ésta agrega valor de alguna forma (apoyando fuentes renovables, fuentes locales, etc.). La superintendencia de electricidad y combustible, deberá ser la encargada de fiscalizar este proceso, de manera de garantizar los intereses de los consumidores.
8.1.1. TARIFAS FLEXIBLES QUE AGREGAN VALOR En la revisión internacional, se observaron tarifas flexibles que agregan valor al servicio de suministro eléctrico, a través de la utilización de recursos renovables, apoyo a causas específicas o si se basan en recursos locales. De ésta forma, existen tarifas especiales como: tarifas verdes y las tarifas locales, donde el cliente paga un mayor valor por obtener el beneficio de consumir electricidad más amigable con el medio ambiente, o electricidad producida en una determinada zona. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 76 de 203
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En el caso de Chile, las distribuidoras no pueden ofrecer tarifas que aseguren un origen específico como renovable no convencional o local, debido al actual sistema de licitaciones de suministro usado para abastecer la demanda de las distribuidoras de electricidad. La composición del mix de generación no está ni puede estar en el corto plazo, determinada por las preferencias de los clientes.
8.2. TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS NO DISCRIMINATORIAS En los casos internacionales estudiados, se observó que existe segmentación de los clientes, ya sea de forma explícita en la regulación o a través de los requerimientos para la contratación tarifaria de las suministradoras. Esta segmentación, se utiliza como marco de referencia para el ofrecimiento de diferentes opciones tarifarias orientadas por tipo de cliente. En éste sentido, la potencia conectada y la actividad productiva del cliente actúan como elementos discriminadores, existiendo conjuntos de tarifas orientados a distintos segmentos de clientes. Lo anterior, se traduce en que las tarifas específicas sólo están disponibles para los clientes a las cuales están dirigidas. Sin embargo, no existen argumentos económicos que justifiquen a priori una segmentación de clientes y/o el establecimiento de condiciones para optar a una tarifa que sean arbitrarias. Mientras los clientes estén dispuestos a pagar los costos y cumplir con los requerimientos técnicos de las tarifa, éstos deberán poder optar por cualquier opción disponible en el mercado. No obstante esto, puede ocurrir el caso en el cual exista un valor asociado a la discriminación y un beneficio para los clientes, las empresas distribuidoras y/o el sistema. En éste caso, la discriminación debiera permitirse de forma excepcional, exigiendo a las empresas distribuidoras justificar con un estudio este beneficio y dejando la autorización para la discriminación en manos de la Comisión. Por ejemplo, la discriminación por zona geográfica podría ser beneficiosa, diseñándose tarifas especiales para lugares que poseen un suministro que opera bajo condiciones críticas y en las cuales una opción tarifaria específica pueda beneficiar a los clientes de dicha zona de forma exclusiva. Se propone en una primera instancia, no permitir la segmentación y discriminación de clientes en las opciones tarifarias. Mientras un cliente cumpla con las condiciones técnicas asociadas a una tarifa y esté dispuesto a cubrir el costo de instalaciones adicionales (empalmes, medidores, etc.) éste podrá optar por cualquier opción tarifaria ofrecida por la empresa distribuidora. Los clientes podrán elegir libremente entre las opciones tarifarias flexibles disponibles para contratación16, sin 16
Puede existir el caso que existan tarifas vigentes que la empresa no ofrezca a los nuevos clientes, por lo que la discriminación no debiera darse entre las opciones tarifarias disponible a ser contratadas, no entre todas las opciones vigentes. Por ejemplo, en Octubre de 2011 WPS no está aceptando nuevos clientes en la Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 77 de 203
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que se pueda considerar la potencia conectada u otro como un elemento discriminador, mientras asuman todos los costos, compromisos y obligaciones asociados a la misma, siendo la Comisión la responsable de evaluar y autorizar esta discriminación en casos especiales.
8.3. ACCESO
PÚBLICO A INFORMACIÓN SOBRE TARIFAS FLEXIBLES Y OPCIONES
TARIFARIAS En esta materia, la experiencia internacional es clara, exigiendo que las empresas provean de la información necesaria, para que los clientes puedan realizar una toma de decisión informada respecto a la opción tarifaria que elijan. Por ejemplo, en Inglaterra, la regulación establece que las empresas, deben proveer contratos que remarquen de forma especial la información básica referente a la tarifa que están contratando. También existen herramientas web, como el sitio Power to Choose en el Estado de Texas, donde los clientes pueden conocer el origen de la energía que estarán comprando (origen renovable, convencional, local, etc.), costos asociados y otros elementos de importancia. Además, el sitio permite realizar una comparación entre tarifas, entregando información respecto al precio promedio del kWh, costo asociado a un consumo de 1.000 kWh, tipo de tarifa, el contenido renovable de la tarifa, los costos de cancelación anticipados, etc. En el caso chileno, se propone que las empresas distribuidoras, pongan a disposición pública toda la información referente a sus tarifas en medios electrónicos y físicos, de manera que sus clientes puedan informarse eficazmente de las opciones tarifarias con las que cuentan. Además, los folletos informativos y contratos de cada tarifa deberán remarcar especialmente la información referente al nombre de la tarifa, los componentes de la tarifa, los costos, la duración, las obligaciones de pago por potencias y los costos de término de contrato anticipado. También, se recomienda diseñar una herramienta web que permita comparar entre todas las opciones tarifarias, la más conveniente para el cliente. No sólo que muestre la TFR con la facturación más baja, sino que se muestren todas las tarifas posibles con su facturación anual, además del detalle de los cobros, beneficios o servicios adicionales, etc. La herramienta web, deberá desplegar distintas opciones para ingresar la información del consumo eléctrico. Un cálculo aproximado solicitando el consumo energético anual y la potencia consumida. Una segunda opción que solicite el consumo de los 12 últimos meses, información que se encuentra actualmente en la cuenta eléctrica, y la potencia consumida. Por último, una opción
tarifa TOU en favor de otras tarifas como la tarifa Three level pricing (otro tipo de tarifa TOU). Esta situación es muy similar a la observada en las tarifas de celulares. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 78 de 203
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que solicite además del consumo energético de los últimos 12 meses, la potencia real instalada solicitando características técnicas de los artefactos utilizados. La herramienta web, deberá solicitar como mínimo, información del consumo de energía de los últimos 12 meses y la potencia del empalme del cliente. Además, deberá requerir la información que la empresa distribuidora estime conveniente para realizar una comparación efectiva de las tarifas disponibles y ofrecer la oferta de tarifa que se ajuste mejor al perfil de consumo de los clientes.
8.4. TARIFAS FLEXIBLES ASOCIADAS AL INMUEBLE O EMPALME Y NO AL CLIENTE El suministro eléctrico, puede estar asociado directamente con el cliente, sin importar su ubicación geográfica, o puede asociarse con el inmueble, siendo responsable del contrato el propietario de éste. El tema toma relevancia en el caso que se produzca un cambio de residencia por parte del cliente. El primer caso, corresponde al actualmente observado en la telefonía fija, donde la empresa con el afán de mantener a sus clientes en un ambiente competitivo, permiten el traslado de la línea junto con él, en ocasiones éste cambio está libre de cualquier costo para el cliente. Esto es posible debido a que en el mercado de las telecomunicaciones existe cierto nivel de competencia. En presencia de un mercado competitivo de suministro de electricidad, con la existencia del comercializador, no existen problemas en asociar el suministro de electricidad a los clientes y no al inmueble, debido a que las tareas de suministro se encuentran separadas a las de distribución El segundo caso, corresponde a la fijación del servicio al inmueble, observado en el caso actual del suministro minorista de electricidad, actividad monopólica regulada. El inconveniente de ésta opción radica en las obligaciones que un nuevo propietario tendría que asumir, posterior a la mudanza del cliente anterior, como una tarifa acorde al perfil de consumo anterior, cuentas impagas, etc. En el caso de Chile, el mercado del suministro minorista y de la distribución se encuentran juntos, por lo que no es aconsejable asociar el suministro eléctrico al cliente, si no que asociarlo al inmueble. Esto debido a que cada distribuidora tiene asignada un área de suministro y no puede prestar servicios fuera de ella. Además, se está trabajando en nuevas leyes como la de “Net Metering” que se diseñan bajo éste concepto. Mientras no se desacople el suministro eléctrico de la distribución, se recomienda mantener la figura anterior, donde es el propietario del inmueble el responsable de establecer la opción tarifaria y de respetar los compromisos que se generen de ésta opción.
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8.5. OTROS ASPECTOS RELEVANTES EN LA APLICACIÓN DE TFR Para la aplicación de tarifas flexibles reguladas, se deben estudiar procedimientos y condiciones respecto a temas relevantes como: migración entre tarifas reguladas y la incorporación de clientes nuevos; término anticipado o programado del contrato de la TFR por parte del usuario o la empresa; la utilización de consumos provisorios; metodología de resolución de conflictos; y las TFR en instalaciones con medición neta. Se pretende aclarar los lineamientos ante un cambio de tarifa anticipado por parte del cliente, los cobros de potencia y gastos operacionales producto del cambio. Ante el término anticipado del contrato de una TFR por parte del cliente, se debe aclarar los sobrecostos exigidos, además de permitir el cambio de tarifas sin costos, una vez terminado el contrato. La distribuidora no podrá terminar un contrato de suministro unilateralmente, previniendo perjuicios en contra del cliente. Los consumos provisorios, deben respetar lo señalado en la regulación actual en Chile. La resolución de conflictos, debe ser solucionada entre ambas partes, si no hay acuerdo se debe acudir a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. En el caso de mediciones netas, las distribuidoras pueden diseñar tarifas especiales para valorizar la energía inyectada al sistema, así como la energía consumida. Esto debe estar coordinado con el futuro reglamento de medición neta en Chile.
8.5.1. MIGRACIÓN ENTRE TARIFAS REGULADAS EN LOS CASOS DE USUARIOS NUEVOS Y ANTIGUOS
Es relevante el caso que un cliente cambia su potencia conectada, estando bajo una opción tarifaria diseñada para las condiciones previas de potencia. Si bien, el cliente podría solicitar un cambio de tarifa por una opción más adecuada a su nuevo perfil de consumo, éste deberá cumplir con los compromisos de potencia previos en el tiempo remanente del contrato de la tarifa original, lo cual deberá estipularse desde un comienzo en el contrato. En cuanto a la inversión que pueda realizar la empresa para servir a un cliente que opte por una tarifa flexible, lo dicho en el artículo 126 de la Ley General de Servicios Eléctricos deberá continuar aplicándose a éste cliente. Al no existir el sector de comercialización minorista de electricidad en Chile y dado que el suministro será atendido por las distribuidoras (no hay competencia en el mercado), se considera razonable emular lo establecido en regulaciones de mercado donde existen tarifas flexibles ofrecidas por empresas distribuidoras, como es el caso de California. En éste sentido, debiera
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permitirse un cambio de tarifa en un periodo de 12 meses y debiera exigirse el pago de los compromisos de potencia con la empresa distribuidora.
8.5.2. TÉRMINO ANTICIPADO O PROGRAMADO DEL CONTRATO POR PARTE DEL USUARIO El término anticipado de contrato por parte del cliente, puede generar conflictos en un esquema de tarificación flexible respecto a las responsabilidades de pago por potencia y la comparación que la ley pudiera exigir entre la tarifa de referencia y la tarifa flexible utilizada por el usuario. La experiencia internacional, al respecto, no entrega luces claras de cómo abordar ésta problemática en Chile, debido a que en el caso de los países revisados, al existir en su mayoría la figura del comercializador minorista de electricidad, el suministro de electricidad está asociado al cliente y no al inmueble. De ésta forma, el cliente puede realizar cambios de tarifa libremente, estando obligado sólo a cumplir con sus compromisos de potencia, o pagando el cobro por término anticipado de contrato, en caso de que éste quisiera migrar a una tarifa diferente. Se propone permitir un término de contrato. La distribuidora, deberá informar al momento de la firma del contrato sobre las condiciones y costos asociados al término prematuro del contrato por parte del cliente (pagos por compromiso de potencia). Respecto a la comparación entre la tarifa flexible y la tarifa de referencia exigida en la ley, se propone que para el caso del término anticipado de contrato por parte del cliente, no se deberá exigir dicha comparación, siendo su responsabilidad asumir mayores cargos debido a la tarifa flexible (si éstos existiesen) al momento de elegir terminar el contrato de forma prematura.
8.5.3. TÉRMINO ANTICIPADO O PROGRAMADO DEL CONTRATO POR PARTE DE LA EMPRESA Y CAMBIO DE TARIFA
Los casos internacionales estudiados, muestran que las suministradoras minoristas (distribuidoras y comercializadoras) no están facultadas para terminar el contrato ni cortar el suministro a sus clientes de forma simple y expedita. Existen procesos establecidos que debe seguir en el caso de no pago de la deuda por parte del cliente. En el caso de Chile, la ley faculta a una empresa distribuidora para terminar la vigencia de un contrato de forma anticipada, previo aviso al cliente tres meses anteriores al fin de la vigencia (Art. 118, Decreto 327/1997). Sin embargo, la adopción sostenida en el tiempo de una opción tarifaria flexible por parte del cliente, puede significar un cambio de conducta respecto al consumo de electricidad (cambio de horarios de consumo, reducción de consumo, etc.). Además, buscando adaptarse mejor al perfil de consumo óptimo para la TFR contratada, el cliente puede realizar inversiones en tecnologías u
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otros elementos que faciliten esta adaptación. Por lo que el término anticipado del contrato por parte de la distribuidora generaría perjuicios contra el cliente. Si bien, la ley considera que la distribuidora pueda terminar un contrato anticipadamente, se recomienda que se elimine ésta facultad para el caso de las tarifas flexibles reguladas, no pudiendo la empresa terminar unilateralmente un contrato de tarifa flexible de forma anticipada, debido a que esto puede significar un perjuicio para el cliente. Si bien, la distribuidora podrá prohibir el ingreso de nuevos clientes a ciertas tarifas, no podrá eliminar la opción tarifaria hasta que todos los clientes que la poseían hayan migrado voluntariamente hacia otra tarifa. Además, puede llegar a acuerdos bilaterales con el cliente para realizar el cambio de tarifa. Otro punto que debe considerarse, es el cambio del valor de la tarifa flexible regulada que la empresa puede establecer en forma unilateral. En este caso, la empresa podría estar facultada para hacer cambios en las tarifas, pero ésta deberá notificar anticipadamente el cambio al cliente. De efectuarse éste cambio en el valor de la tarifa, la empresa deberá permitir al cliente un cambio de tarifa a costo cero, incluso si éste cambio se realiza antes del término de la vigencia del contrato de la tarifa original. Los reajustes realizados a las tarifas reguladas flexibles, deberán ser informados y justificados a la SEC, quien los revisará para evitar que sean injustificados y no provoquen un perjuicio para los clientes.
8.5.4. UTILIZACIÓN DE CONSUMOS PROVISORIOS Actualmente, en Chile, la legislación no contempla de manera explícita la regulación de los servicios y tarifas ofrecidas a los clientes con consumos provisorios. Al revisar el cuerpo legal no fue posible encontrar una referencia directa a ésta situación. Sin embargo, los consumos provisorios son definidos mediante la definición de empalme provisorio entregado en la Norma Chilena Nº4 del año 2003 (NCH4/2003). Además, existe documentación interna de las empresas como el “Manual de empalmes eléctricos de baja tensión” disponible en el sitio web de Chilectra, donde se trata la situación de los empalmes provisorios17. Además, recientemente el Tribunal de Libre Competencia ha solicitado que se intervenga el mercado de los servicios para empalmes provisorios, de manera de que sus valores se regulen. Por lo anterior, se concluye que no existe una regulación claramente establecida en torno a los consumos provisorios y la materia se trata de forma bilateral entre cliente y empresa18. En éste sentido, se recomienda que el privado que deba utilizar consumos provisorios, deba atenerse a todas las condiciones de un cliente normal y cumplir con las exigencias que requiera un 17
http://www.chilectra.cl/wps/wcm/connect/bdb9520044c530a0bec8be71eb24768d/ManualEmpalmesElec tricosBajaTension.pdf?MOD=AJPERES&Tipo=DOC 18 http://www.tdlc.cl/Portal.Base/Web/VerContenido.aspx?ID=2904&GUID= Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 82 de 203
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término de contrato anticipado. Independiente de esto, la empresa podrá pactar tarifas especiales para clientes que permanezcan menos de un periodo de contrato y que requieran el uso de consumos provisorios.
8.5.5. METODOLOGÍAS DE RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS La empresa, debe ser la encargada de acoger las quejas de clientes y resolver los conflictos adecuadamente. En caso de no existir acuerdo entre el cliente y la empresa, debieran establecerse las instancias necesarias de apelación y los intermediarios necesarios (SEC). La empresa no puede efectuar un corte de suministro, sin antes cumplir con todas las etapas del proceso de resolución de conflictos La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), tal como lo hace ahora en materias similares, será la encargada de fiscalizar este proceso y monitorear que las empresas no cometan abusos ni cobros injustificados a sus clientes, asignando tarifas de referencia en base a su conveniencia. En éste contexto, es importante notar que la definición de tarifa tradicional o flexible puede cambiar en el tiempo y podría darse el caso en que una tarifa flexible, dada su popularidad y uso, pudiera ser incorporada al pliego de tarifas tradicionales.
8.5.6. USO DE TFR EN PRESENCIA DE MEDICIONES NETAS (NET METERING) Actualmente, la figura de la medición neta no existe como tal en la regulación chilena. Sin embargo, tomando en consideración el conocimiento que los consultores poseen acerca de cómo podría llegar a implementarse en Chile, es posible realizar propuestas al respecto. Es importante mencionar que las propuestas del reglamento de TFR deben ser compatibles con el futuro reglamento de medición neta que se puede llegar a implementarse en Chile. La experiencia observada en la revisión internacional muestra que para el caso de la medición neta, existen tarifas establecidas por las empresas suministradoras en forma complementaria a las tarifas de consumo. Se establecen tarifas específicas para valorizar la inyección desde pequeños medios de generación distribuida y éstas se aplican, ya sea como descuento en las facturas o como un reembolso monetario en forma paralela a la aplicación de otras tarifas al consumo eléctrico. En caso que la medición neta represente un valor importante (generación local en presencia de congestión) pueden proponerse tarifas especiales.
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8.6. CONTABILIDAD REGULATORIA Y TARIFAS FLEXIBLES La contabilidad regulatoria se constituyen los principales criterios de evaluación y exposición de los conceptos incluidos en los diferentes rubros del activo, pasivo, patrimonio neto, ingresos y gastos, de manera que tanto las empresas distribuidoras como el regulador cuenten con una herramienta que establezca criterios uniformes para la el registro, valuación y exposición de la información contable y otros datos relevantes a los fines regulatorios. Además, esta herramienta proporciona información contable y homogénea en función a normas claras y predeterminadas, e incluyen la información que el regulador necesita en función del marco regulatorio que las rija. Esta herramienta también facilita el proceso de gestión de las empresas y la transparencia en el sistema de información. Por ello, el objetivo básico de la contabilidad es brindar información útil para la toma de decisiones y el control, referida al patrimonio de las empresas distribuidoras, a su evolución, a los bienes de terceros en poder de este y a ciertas contingencias. La contabilidad regulatoria, establecida para las empresas distribuidoras de electricidad, deberá reconocer los esquemas de tarificación flexible en su estructura. En la estructura del cálculo para el Valor Nuevo de Remplazo (VRN) deberá reconocerse los costos por estructura de medición, considerando la naturaleza, tipo de medidor, forma de medir, etc.; personal en los ítems de remuneración, mantención de sitios web en servicios prestados por otras empresas y equipamiento computacional en compra de equipamiento, así como otros costos que surgieran de la implementación de un esquema de tarificación flexible. Además deberán reconocerse los ingresos provenientes de las tarifas flexibles de manera individualizada de otros ingresos por venta que obtengan las empresas distribuidoras. Así, mediante la contabilidad regulatoria se podrían validar los ingresos, inversiones y otras relacionadas con la implementación de la tarifa flexible Sin perjuicio de lo anterior, la empresa deberá velar por una operación eficiente y exenta de subsidios cruzados. Si bien, la implementación de tarifas flexibles podrá agregar valor a las empresas de distribución, estas no deberán representar aumentos relevantes en las tarifas eléctricas de los usuarios regulados, siendo evidentes y distinguibles los beneficios que estos esquemas generen en el sistema. De esta forma, las tarifas flexibles reguladas deberán aportar beneficios sociales y no ser un medio de obtención de mayores rentas para la empresa de distribución.
8.6.1. PRINCIPALES ELEMENTOS A CONSIDERAR EN LA ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS FLEXIBLES
La revisión internacional, especialmente el caso estadounidense, mostro la existencia de una estructura tarifaria estandarizada. Los estados revisados muestran tener una estructura que se replica y adapta a las tarifas ofrecidas por las distintas distribuidoras de electricidad, la cual puede Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 84 de 203
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ser utilizada como marco referencial para determinar las componentes relevantes en un esquema de tarifas flexibles reguladas para Chile. En el caso de California, si bien existe una infinidad de tarifas, con diferentes grados de flexibilidad (principalmente tarifas tipo Time of Use), se observa una estructura estándar. En el caso de la distribuidora Pacific Gas & Electric, se observa una estructura principalmente basada en la estacionalidad invierno – verano de la demanda eléctrica, existiendo cobros para las componentes variables de las tarifas diferentes durante la temporada de invierno y la temporada de verano. Asimismo, en el caso de las tarifas tipo Time of Use, se observa que además de separarse en valores estacionales (invierno verano), las componentes por concepto de consumo de energía se dividen en valores para horario de punta, horario en media punta (horario “hombro”) y horario fuera de punta. A estas componentes se añaden componentes fijas correspondientes a cobros por uso de medidor, uso del sistema de transmisión, entre otros más específicos (PG&E, 2011). Por otra parte, en la distribuidora del mismo estado San Diego Gas & Electric (SDG&E), existe una tarifa del tipo Critical Peak Pricing. En esta tarifa se observas una estructura similar a la descrita para el caso de PG&E. A las ya mencionadas componentes de energía según punta del sistema y estacionalidad invierno y verano, se agregan componentes por consumo de energía durante eventos críticos de punta, tanto para el invierno como para el verano. Además esta tarifa agrega una componente por demanda de potencia durante el horario de punta del sistema (FSCGROUP, 2010).
8.6.2. ESTRUCTURA
CONTABLE
TRADICIONALES EN
REGULADA
PARA
LAS
TARIFAS
ELÉCTRICA
CHILE Y PROPUESTA DE INCLUSIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES
REGULADAS EN LA CONTABILIDAD REGULATORIA DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
En el caso Chileno, las distintas tarifas reguladas tradicionales pueden diferenciarse en tres grandes grupo. El primero corresponde a tarifas aplicadas a clientes con medidor simple energía y con cargo por consumo de energía más cargos adicionales19 (BT1.a). El segundo corresponde a tarifas aplicables a clientes con medidor simple de energía y cargos por energía y potencia, mas cargos adicionales (BT1.b, BT2/AT2). Finalmente el tercer grupo corresponde a tarifas con medidor de energía y demanda de potencia, los cuales tienen cargos por consumo de energía, cargos por demanda máxima de potencia, cargos por potencia contratada y cargos adicionales (BT3/AT3, BT4/AT4). La contabilidad regulatoria para las empresas distribuidoras chilenas contempla la declaración de las ventas realizadas por las empresas distribuidoras bajo las distintas opciones reguladas 19
Uso del sistema de transmisión troncal, arriendo medidor, etc. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 85 de 203
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tradicionales. Para esta declaración se utiliza el formulario estándar “ING_VENTAS_CL_FIN_REGXXXAAAA.xls”. Este formulario posee hojas de cálculo para cada una de las opciones tarifarias, en las cuales se detallan las cantidades y montos que deben ser declarados, por concepto de venta de electricidad a clientes finales utilizando cada una de las opciones tarifarias existentes en el pliego chileno. La información requerida en estos formularios corresponde a información de tipo común a todas las opciones tarifarias e información específica, coherente con la estructura tarifaria de cada una de las opciones ofrecidas (SEC, 2010). La información común corresponde al año, mes, sector, código y nombre de comuna, código y nombre de subestación primaria, tipo de suministro (aéreo y subterráneo, alta o baja tensión), cantidad de clientes, valor neto facturado entre precio de nudo vigente y costo marginal para suministros no cubiertos por contrato, recargos por consumo de potencia reactivo, valor total neto facturado de ventas, corrección monetaria del valor neto y Total de las ventas (SEC, 2010). La información específica dependerá del tipo de tarifa que se esté considerando. Esta información refleja tanto los valores en unidades medidas (cantidad de energía, demanda por potencia), como en la valorización de dichas medidas en pesos chilenos. De esta forma deben declararse cantidades de consumo de energía, consumo de energía de invierno, demanda de potencia en punta y fuera de punta, potencia contratada abastecida en punta, etc. En términos de las tarifas flexibles reguladas, dada la naturaleza de las mismas, es difícil y poco práctico definir un esquema estático de parámetros a declarara, debido a que las opciones tarifarias no existen actualmente (a excepción de la THR de Chilectra) y estas pueden tomar cualquier estructura, dependiendo de la distribuidora que las diseñe. Por esta razón, la declaración realizada en la contabilidad regulatoria debiera considerar un formulario independiente para ventas por tarifas flexibles, donde la empresa declare en forma específica las ventas realizadas con cada una de las tarifas flexibles reguladas que ofrece. La empresa deberá presentar documentación que describa, entre otros aspectos, la estructura de la tarifa para cada una de las tarifas, de manera previa. La declaración realizada en la contabilidad regulatoria deberá ser coherente con los términos declarados en dicha documentación. Como propuesta inicial puede considerarse la estructura revisada en California, la cual fue descrita previamente. En este sentido, la contabilidad regulatoria deberá considerar como base todos la información clasificada como “común” para las tarifas reguladas tradicionales chilenas. Además deberá considerarse las componentes asociadas a las tarifas en particular las cuales debieran ser las siguientes: Consumo de energía en eventos críticos de punta, horario de punta, media punta y fuera de punta; demanda de potencia en horario de punta; ambos para invierno y verano. Además pueden agregarse componentes adicionales para representar componentes de sobreconsumo en los horarios de punta, media punta y fuera de punta, tanto para invierno como para verano.
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Deberá entregarse además la valorización de estas cantidades según las tarifas correspondientes, indicando tanto la tarifa a cobrar, como el valor total valorizado.
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9. PROPUESTA DE REGLAMENTO PARA LA APLICACIÓN DE TFR A continuación se presenta una propuesta de articulado basada en la investigación y revisión bibliográfica realizada, así como los lineamientos y procedimientos presentados en el capítulo 8. REGLAMENTO PARA LA CREACIÓN Y APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS TITULO I: DISPOSICIONES GENERALES Artículo 1º.- El presente reglamento, regirá todas las cuestiones relativas a la aplicación de tarifas flexibles reguladas, en adelante TFR, que se establezcan en el Decreto Supremo a que hace referencia el artículo 190 de la Ley. Artículo 2º.- Corresponderá a la Comisión Nacional de Energía, dictar las normas técnicas indicadas en el presente Reglamento. Estos pliegos, podrán ser modificados, en concordancia con los avances que se produzcan en estas materias. TITULO II: DEL ACCESO PÚBLICO A INFORMACIÓN SOBRE TFR Y OPCIONES TARIFARIAS Artículo 3º.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, deberán poner a disposición del público, toda la información referente a sus tarifas, esto es, las características, requisitos y condiciones de operación de las TFR ofrecidas. Dicha información, deberá estar permanentemente publicada en las oficinas comerciales, en lugares visibles y de libre acceso al público, redactada en términos claros que faciliten su entendimiento, de igual forma, en sus respectivos sitios electrónicos. Artículo 4º.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, deberán implementar herramientas Web que permitan al cliente comparar todas las opciones tarifarias. La información que mediante éste medio se proporcione al cliente, no solo indicará la tarifa con menor facturación sino todas las tarifas disponibles con su facturación anual, además del detalle de los costos, beneficios o servicios adicionales. La herramienta Web, deberá solicitar parámetros de información mínima necesarios para simplificar el análisis de los usuarios, con el objeto de realizar una comparación efectiva de las tarifas disponibles y ofrecer la oferta de tarifa que se ajuste mejor al perfil de consumo de los usuarios. Los parámetros de información, serán establecidos por SEC y no unilateralmente por el distribuidor.
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TITULO III: TARIFAS DE REFERENCIA Y COMPARACIÓN DE TARIFA FLEXIBLE Artículo 5º.- Por opción tarifaria de referencia, se entenderá aquella que tenía el cliente al momento de optar a la TFR, cuando se trate de un cliente preexistente20, o bien, a la opción tarifaria de las indicadas en el punto 3 del Decreto Tarifario vigente que signifique la menor facturación posible durante el año inmediatamente anterior y que esté dentro de las opciones tarifarias aplicables a dicho cliente, cuando se trate de un cliente que fue inicialmente incorporado como tal con una opción TFR 21. Artículo 6º.- Anualmente, las empresas concesionarias deberán verificar e informar a cada cliente que se encuentre suscrito a una TFR, la comparación entre la facturación de los últimos 12 meses con dicha opción tarifaria y la que el cliente hubiese percibido con la opción tarifaria de referencia, para el mismo consumo. La verificación anual deberá ajustarse a los siguientes lineamientos: a)
Se deberá realizar considerando un período de 12 meses.
b)
Sólo se considerarán los clientes que hayan contratado una TFR a partir de la fecha de publicación del Decreto Supremo Nº 385/2008 y que hayan cumplido un período facturado mínimo de 12 meses con la TFR.
c)
Para la determinación de la menor facturación posible, deberá considerarse la tecnología de medición de la TFR contratada y utilizarse los registros de consumo medidos bajo ella.
d)
Los resultados de la comparación realizada por la empresa concesionaria, deberán informarse al cliente, mediante carta con anexo en la factura correspondiente al 12º período.
e)
Si se verificare que la facturación con la TFR es superior a aquella que hubiere resultado al aplicar la opción de tarifa de referencia, entonces, a partir del mes siguiente a dicha comunicación, las empresas deberán facturar al cliente con la opción tarifaria de referencia, salvo que éste comunique por escrito a la empresa, dentro del plazo de 10 días hábiles posterior a la notificación, su intención contraria.
20
Notar que si el cliente tuviera una opción TFR previamente, su tarifa de comparación seria una TFR. Se propone extender las mismas condiciones de comparación de los clientes nuevos a los clientes antiguos. 21 Para los clientes suministrados en baja tensión que posean una potencia conectada igual o superior a 10 KW, no podrá usarse como opción tarifaria de referencia la tarifa BT1. En este caso, si el medidor del cliente no registrase valores de demanda máxima, la opción de referencia corresponderá a la tarifa BT2 y como potencia contratada de referencia deberá considerarse la potencia conectada del empalme Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 89 de 203
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Artículo 7º.- La Comisión, podrá levantar la restricción descrita en el artículo sexto a una TFR, si así lo solicita la empresa concesionaria, debiendo ésta última, demostrar la existencia de un valor agregado en la tarifa que justifique el levantamiento de ésta restricción. TITULO IV: ACCESO A TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS Artículo 8º.- Cualquier cliente, que esté dispuesto a pagar los costos y cumplir con los requerimientos técnicos de las tarifas, podrá optar por cualquier opción disponible en el mercado. La Comisión, permitirá excepcionalmente que las empresas concesionarias puedan restringir el acceso a una TFR, si esto significa un beneficio para los clientes. Será necesario para la aplicación de ésta restricción, que las empresas presenten un estudio fundado ante la Comisión. TITULO V: DE LOS CONTRATOS Y MIGRACIÓN TARIFARIA Artículo 9.- Serán elementos de la esencia de los contratos de TFR: el nombre de la tarifa; los componentes de la tarifa y sus costos; la duración; las obligaciones de pago por potencia y los costos de término de contrato anticipado. Artículo 10.- Las concesionarias de servicios públicos de distribución, deberán exigir a los clientes interesados en contratar una TFR o un cambio de TFR, copia legalizada de los títulos de dominio del inmueble respectivo o en su caso, la respectiva autorización notarial, para tales fines, otorgada por quien aparezca en los títulos como dueño del inmueble. Artículo 11.- Los contratos suscritos entre los clientes y las empresas concesionarias, tendrán una duración de 12 meses. En el evento que el cliente no comunique por escrito a la compañía su decisión de no continuar con su contrato o su deseo de cambiarse de tarifa, el contrato se renovará automáticamente por otro período de igual tiempo. El plazo para ejercer éste derecho, será de 30 días de anticipación al vencimiento del contrato. En el evento de cumplirse lo establecido en el artículo 6º letra e) del presente reglamento, esto es, que la TFR represente un mayor costo para el cliente, éste deberá comunicar por escrito a la compañía, en el plazo de 10 días hábiles posterior a la comunicación a que se refiere la letra d) del artículo 6º, su deseo de continuar con la TFR contratada. Artículo 12º.- Cada cliente, podrá solicitar un cambio de tarifa anticipado al año, si así lo desea. Sin embargo, deberá cumplir con los compromisos de potencia previstos, durante todo el tiempo que reste por cumplir con la TFR contratada originalmente. El plazo para manifestarse en éste sentido, será 10 días antes de cumplirse el período de la TFR contratada, mediante carta certificada dirigida a la empresa concesionaria.
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El cambio de tarifa, se hará vigente dentro del próximo período de facturación. Artículo 13.- Con excepción de los pagos por concepto de potencia remanente que el cliente hubiese pactado con la empresa concesionaria, el término de un contrato de TFR no significará ningún tipo de costo económico o aporte de responsabilidad para el cliente. En cualquier momento, el cliente podrá elegir una TFR, no pudiendo ser objeto de alguna formalidad o condición para dicho término que sea más gravoso que las formalidades o condiciones que se le aplicaron al momento de la elección de la TFR que está dando término. Artículo 14.- La decisión de un cliente, en el sentido de poner término anticipado al contrato con una TFR, exime a la empresa concesionaria de la obligación de elaborar el procedimiento detallado en el artículo 6º del presente cuerpo, cuando la terminación se produzca antes del cierre del respectivo período de 12 meses. Artículo 15.- Para efectos de la aplicación del art. 193 del DFL 4/2006, disposición que define las entradas de explotación, las TFR deberán ser homologadas a alguna de las tarifas indicadas en el punto 3 del Decreto tarifario vigente. Las entradas y costos de explotación asociadas a las TFR, deberán ser incluidas en forma individualizada en los sistemas de cuenta para la determinación del VNR, según estipula el artículo 193 referido. Estas tarifas, no deberán traducirse en sobrecostos injustificados que signifiquen alza en las tarifas para los clientes finales. Artículo 16.- La empresa concesionaria no estará facultada para terminar unilateralmente un contrato de tarifa flexible, en forma anticipada22. No obstante lo anterior, podrá prohibir el ingreso de nuevos clientes a determinadas tarifas. Además, podrá suscribir acuerdos bilaterales con los clientes, para realizar el cambio de tarifa. Artículo 17.- En el evento que la empresa concesionaria modifique el valor de la TFR, deberá notificar previamente dicho cambio al cliente. Al verificarse el cambio de tarifa, la empresa deberá permitir al cliente un cambio de tarifa, siempre a costo cero, incluso si éste cambio se realiza antes del término de la vigencia del contrato de la tarifa original, salvo que dicho cambio implique ampliar el empalme para caucionar la potencia contratada o si el costo de los equipos los paga el cliente. 22
En la práctica esto no es así. Sin embargo, se hace necesario modificar la legislación vigente (Decreto Tarifario 385/2008 y LGSE), donde se permite realizar término de contrato anticipado por parte de la empresa notificando con tres meses de anticipación. Esto debe ser así ya que pueden producirse situaciones, como que determinados clientes hayan realizado inversiones en equipamiento que implicaron un costo al contratar una TFR., por lo que es imperativo resguardar los intereses de los clientes, evitando la generación de perjuicios a los clientes. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 91 de 203
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Los reajustes realizados a las TFR, deberán ser informados y justificados a la SEC, para evitar que se originen perjuicios a los clientes. TITULO VI: DE LOS CONSUMOS PROVISORIOS Artículo 18.- Cada cliente que requiera utilizar consumos provisorios, deberá someterse a todas las condiciones de un cliente normal y cumplir con las exigencias que requiera un término de contrato anticipado. Sin perjuicio que la empresa pueda pactar tarifas especiales, para clientes que permanezcan por un período menor de contrato y que requieran el uso de consumos provisorios. Las TFR aplicadas a consumos provisorios, no estarán sujetas a la obligación de comparación definida en el artículo 6º del presente reglamento, mientras mantengan su condición de provisorio. La obligación de comparación, se aplicará solo una vez que el consumo se transforme en definitivo y el contrato TFR haya estado vigente bajo ésta condición, durante un mínimo de 12 meses. TITULO VII: DE LA RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS Artículo 19.- La empresa concesionaria, será la encargada de recibir los reclamos de clientes y resolver los conflictos adecuadamente. En el evento de no existir acuerdo entre clientes y empresa, los antecedentes serán remitidos a la SEC. DISPOSICIÓN TRANSITORIA Artículo 1º.- El presente reglamento, entrará en vigencia 30 días después de su publicación en el Diario Oficial. Artículo 2º.- Los contratos de TFR suscritos entre las concesionarias y los clientes, con antelación a la entrada en vigencia del presente reglamento, serán incorporados irrevocablemente al momento de su renovación.
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10.
ARTICULADO RELEVANTE
A continuación se presenta una lista con los principales artículos pertenecientes al cuerpo legal chileno, los cuales fueron relevantes para la discusión y elaboración de la propuesta de reglamento para tarifas flexibles reguladas.
10.1. 1.- DS Nº 327/1997 FIJA REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
Art. 113 relativo a la exigencia para los interesados en solicitar una conexión de servicio o un cambio de modalidad, de los títulos de dominio del inmueble. Art. 115, 118, 119, 120 y 122 relativo a la aplicación de las tarifas Art. 127, 128 y 135 relativo a la medición y facturación de los consumos
10.2. 2.- DFL Nº 4/2006
Art. 147 relativo a los clientes sujetos a fijación de precios Art. 151 relativo a los precios máximos calculados por la Comisión y fijados mediante Decreto del Ministerio de Energía Art. 193 relativo a las entradas de explotación
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11. LISTA DE TÉRMINOS RELEVANTES Capped Tariff: Tarifas eléctricas de valor fijo o congelados. Critical peak pricing (CPP): Tarifa que cobra valores altos por la electricidad en los horarios de punta de determinados días del año, los cuales corresponden a eventos de punta crítica. Esta tarifa está orientada a desincentivar el uso de electricidad durante estos eventos críticos. Costo evitado (avoided cost): Costo en el que se evita incurrir al no consumir electricidad desde la red eléctrica (Por ejemplo al utilizar generación local). Dynamic Peak Pricing Real Time Pricing: Tarifa que posee valores que cambian de forma horaria. Una señal de precio es provista a los consumidores, reflejando el costo de generación de la electricidad. ENEL: Acrónimo de Ente Nazionale per l'Energía eLettrica, la mayor empresa italiana del sector energético. Peak load pricing (PLP): Tarifa que considera las condiciones de operación del sistema, mostrando precios altos en las horas de mayor utilización del sistema eléctrico en base a los costos marginales del sistema. Peak Time Rebate (PTR): Tarifa que permite el reembolso a los cliente que demuestran una reducción de consumo durante eventos críticos de punta del sistema. Planes de tasa fija: Planes de tarifas que permiten fijar el precio de la electricidad. Esta tarifa protege al consumidor de alzas en los precios de la energía, pero también produce pérdidas económicas cuando las tarifas bajan. Planes de tasa variable: Planes de tarifas que permiten cambios de precios de la electricidad mensualmente. Si bien no se puede fijar un precio bajo, si repentinamente bajan los precios esto se apreciará en la próxima factura eléctrica del consumidor. Lo mismo ocurre en el caso que suban los precios de la energía. Tarifa bono social: Tarifa eléctrica congelada a valores existentes previo a la reforma de flexibilidad tarifaria realizada en España. Orientada a clientes de escasos recursos. Tarifa de último recurso (TUR): Tarifa de electricidad regulada establecida por el ministerio de Industrias, Turismo y Comercio español, correspondiente a una tarifa monómica de referencia, la cual debe ser ofrecida por todas las comercializadores de electricidad minorista españolas que sean administradas por empresas de distribución eléctrica.
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Tarifas de prepago: Tarifa que permite pagar una cuota fija por adelantado de electricidad, sin chequeos de crédito, depósitos o identificaciones requeridas. Tarifas indexadas: Tarifas en las cuales el precio de la tarifa depende del valor de algún factor en el mercado energético, la fórmula para el cálculo del precio del kWh se publica previamente. A menudo estos planes son indexados al gas natural. Tarifa Verde: Tarifa de electricidad con un costo mayor, orientada a dar apoyo al desarrollo de energías renovables no convencionales. Time of use (TOU): Tarifa que divide las 24 horas del día en dos o más bloques de tiempo (típicamente tres: punta – hombro – fuera de punta). La tarifa asigna valores diferentes para el consumo de energía durante estos bloques de tiempo, siendo la tarifa más alta durante el periodo de punta y la tarifa más baja durante el periodo fuera de punta.
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12. REFERENCIAS ANEEL. (2005). Tarifas de Forcimiento de Energía Eléctrica Available from http://www.aneel.gov.br/arquivos/pdf/caderno4capa.pdf ANEEL. (2007). Revisión de las Tarifas de Energía Eléctrica en Brasil Available from http://www.ariae.org/pdf/xi_reunion_espana/Sesion3_Mesa1/Palestra_Prof_Edvaldo_Sa ntana.pdf Borghese, F. The Telegestore: Automatic Meter Management System AMM, ready for Smart Grids Available from http://www.aneel.gov.br/Arquivos/PDF/ENEL-Fabio_Borghese.pdf CNE. (2010). Análisis de las ofertas públicas de suministro de gas y electricidad, para los consumidores en el mercado liberalizado. Periodo analizado: período del 11 al 17 de octubre de 2010. Retrieved from http://www.cne.es/cne/doc/publicaciones/Mm_OfertasGAS-ELE_Nov2010V2.pdf CNE. (2011a). Descripción y Organización del Mercado. Retrieved from http://www.cne.es/consumidores/pdf/electricidad/CNE_Consumidores_Electricidad_Jul20 11_Cap01.pdf CNE. (2011b). La Elección de Suministrador. La Comparación de Ofertas de Energía en el Mercado Minorista Retrieved from http://www.cne.es/consumidores/pdf/electricidad/CNE_Consumidores_Electricidad_Jul20 11_Cap03.pdf CNE. (2011c). Precios. Calculador de Precios de Referencia. Retrieved from http://www.cne.es/consumidores/pdf/electricidad/CNE_Consumidores_Electricidad_Jul20 11_Cap05.pdf Consumer Focus. (2011a). Energy Price Comparison Tool. Retrieved from http://energyapps.consumerfocus.org.uk/price/browse/dual/low/standard/scottish-hydro Consumer Focus. (2011b). Tariff Types. Retrieved from http://www.consumerfocus.org.uk/getadvice/energy/energy-pricing-information/tariff-types#1 CREG. (2007). Resolución Nº 119 de 2007. Retrieved from http://www.co.electricaribe.unionfenosa.com/LinkClick.aspx?fileticket=Fr7CieXfv8U%3D& tabid=1775&mid=2170&language=es-CO CWLP. (2011). City Water, Light & Power. Retrieved from http://www.cwlp.com/ DIEESE. (2007). Las tarifas de energía eléctrica en Brasil Available from http://www.dieese.org.br/notatecnica/notatec58TarifaEnergia.pdf Direct Energy. (2011). How to Read Your Direct Energy Service Bill. Retrieved from http://residential.directenergy.com/EN/Energy/Texas/Pages/ELE/Your-Electricity-Bill.aspx E-Control. (2010). Market Report 2010: National Report to the European Commission. Retrieved from http://www.econtrol.at/portal/page/portal/medienbibliothek/publikationen/dokumente/pdfs/econtrol-marketreport-2010.pdf E-Control. (2011a). Austria's liberalised electricity market. Retrieved from http://www.econtrol.at/en/consumers/electricity/the-electricity-market E-Control. (2011b). The energy price. Retrieved from http://www.econtrol.at/en/consumers/electricity/electricy-prices/price-composition/energy-price
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ANEXO INFORME DE AVANCE VERSIÓN COMPLETO
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1. REVISIÓN DE APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN EUROPA En la última década, diversos países europeos han implementado una liberalización del sector de suministro, comercialización de la electricidad y otros servicios (como el gas). Esta liberalización a implicado la implementación de estructuras tarifarias liberalizadas y flexibles, facultando a las nuevas empresas comercializadoras la creación de opciones tarifarias propias, en contraposición a la tendencia en décadas previas, donde la tarifa eléctrica para el usuario final se planteaba como un elemento regulado por el Estado. Diversas han sido las naciones que han implementado en sus legislaciones este tipo de liberalización del mercado eléctrico tales como Inglaterra, España y Austria entre muchos otros. Si bien estas reformas han mostrado diversos grados de éxitos, su implementación y mejora ha sido sostenida en el tiempo. Un caso extremo, en cuanto a liberalización se refiere, es el caso de Inglaterra donde el regulador ha perdido sus facultades de fijación de precio de electricidad para usuarios finales. En cambio posee facultades para monitorear e investigar el mercado de la comercialización eléctrica, teniendo acceso pleno a la información de las comercializadoras y las facultades pertinentes para alterar permisos y licencias de estas, con el fin de garantizar la competencia y el resguardo de los intereses de los consumidores. En la misma línea de Inglaterra, España ha implementado un sector de comercialización eléctrica, pero el avance de su regulación se encuentra a medio camino, existiendo aún tarifas reguladas de forma paralela a las tarifas libres ofrecidas por las distribuidoras. El caso austriaco es un ejemplo de completa liberalización en el mercado de suministro de energía eléctrica. El regulador no calcula ninguna tarifa, sólo vigila que las tarifas sean acordes al mercado, además debe asegurar la competencia en el mercado. Las comercializadoras ofrecen sus tarifas a todos los clientes finales y ellos deciden el tipo de contrato que suscriben. Un punto común entre las regulaciones de los diferentes casos estudiados es la obligación para los comercializadores de asegurar una transparencia y libre acceso a la información de tarifas y condiciones de contratación para los clientes que opten por estas opciones, así como la necesidad de que las opciones tarifarias libres sean aprobadas por un ente regulador que garantice los intereses de los clientes y el abuso de posibles facultades de poder de mercado que ciertas comercializadoras pudieran poseer, sin que esto vaya en desmedro de la libre operación del mercado de la comercialización eléctrica.
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1.1. REVISIÓN DE INGLATERRA
LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN
El sistema eléctrico inglés está desagregado verticalmente, separando las áreas de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. Existe competencia en generación y comercialización de la energía, en cambio monopolios regulados en transmisión y distribución. En la comercialización de energía existen cerca de una veintena de empresas dedicadas a comprar energía en el mercado mayorista y venderla a sus clientes finales cobrando una tarifa previamente pactada entre ambos. Esta competencia en el sector de la comercialización es posible gracias a la existencia de pocas barreras que impidan la migración del cliente a diferentes opciones tarifarias y/o empresas comercializadoras. La mayoría de las tarifas ofrecen descuentos producto del ahorro en los costos de operación de la empresa, por ejemplo facturación, registros o pagos online. También existen tarifas Time of Use (TOU), que ofrecen mejores precios de la energía en la madrugada. Así mismo, existen también tarifas que ofrecen un precio fijo de energía durante la duración del contrato, protegiendo al cliente de la volatilidad los precios de la energía. Debido a la amplia disponibilidad de empresas de comercialización y tarifas, en Inglaterra existen herramientas online de comparación de tarifas que ayudan a los clientes a optar por una opción tarifaria específica. Actualmente no existe regulación de precio en las tarifas eléctricas. En reemplazo, el regulador revisa la operación del mercado y monitorea a todas las comercializadoras, con especial énfasis en las empresas dominantes y exige una previa revisión de tarifas y condiciones a aplicar, de forma previa a que estas sean aplicadas, siendo el regulador el encargado de aprobar dichas tarifas.
1.1.1. CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN INGLATERRA La clasificación de clientes en el sistema inglés, distingue entre tres tipos de clientes regulados: clientes residenciales, clientes comerciales y clientes industriales. Las opciones tarifarias disponibles para cada uno de los clientes dictan directa relación con la clasificación de los clientes y el uso que darán a la electricidad. En el caso de los clientes residenciales, se consideran opciones tarifarias estándar y disponibles de forma pública, siendo posible la comparación de tarifas mediante herramientas web. En cambio, para el caso de los clientes comerciales e industriales (generalmente clientes de mayor envergadura), las opciones tarifarias se acuerdan entre el cliente y las comercializadora en una metodología caso a caso, existiendo incluso alternativas especiales mediante contratos para grandes corporaciones, Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 102 de 203
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multinacionales y grandes cadenas de empresas, a las cuales les ofrecen una gestión óptima de electricidad. En el caso de los clientes regulados residenciales la clasificación de estos se realiza según su consumo anual de energía eléctrica y su gasto monetario mensual o anual en electricidad. Esta clasificación puede observarse en la Tabla 6 (Consumer Focus, 2011a). Tabla 6 Clasificación de clientes residenciales por pago mensual o anual y consumo energético de gas o electricidad. Fuente: Customer Focus. Tipo de Usuario
Pago mensual por energético
Pago anual por energético
Bajo Medio Alto
£25 - £38 £39 - £50 £51 - £67
£300 - £450 £451 - £600 £601 - £800
Consumo anual de electricidad [kWh] 2100 3300 5100
Consumo anual de gas [kWh] 11000 16500 23000
1.1.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA INGLATERRA Al existir en Inglaterra el rubro de la comercialización eléctrica (y de gas) en Inglaterra, las opciones tarifarias existentes y a disposición de los clientes son muy variadas. Es importante destacar que las diferentes opciones tarifarias estandarizadas, comparables y disponibles en forma pública son tarifas dirigidas al cliente residencial, no siendo encontrada documentación relacionada con las tarifas para clientes industriales y comerciales (clientes – negocios). En este punto, las empresas comercializadoras solicitan un contacto directo con los clientes industriales y comerciales de forma de establecer la mejor opción tarifaria. Con respecto a los clientes residenciales, es posible reconocer dos grandes grupos de tarifas existentes, las tarifas tradicionales y las tarifas verdes. Si bien en ambos grupos existen elementos de flexibilidad tarifaria , esta clasificación se establece de forma de diferenciar las tarifas que son ofrecidas exclusivamente a clientes que operan con alguna tecnología renovable no convencional o amigable con el medio ambiente (tarifas verdes), de las tarifas ofrecidas en forma general a los clientes (tarifas estándar). El diseño de las tarifas ofrecidas por las empresas comercializadoras de electricidad se centra en la implementación de incentivos para el ahorro de costos de administración, incentivos para el aumento del consumo eléctrico en horarios fuera de punta reduciendo el consumo en horarios puntas y la protección de los clientes ante la volatilidad de los precios de la electricidad mediante contratos de tarifa fija por un cierto periodo de tiempo (típicamente un año). Las tarifas ofrecidas a los clientes estándar reconocen tres grandes grupos de tarifas: Tarifas para la reducción de costos administrativos y de facturación. Tarifas Time of Use y tarifas fijas.
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Las tarifas eléctricas consideran en su estructura cinco componentes en orden de importancia: 1) Compras de energía en el mercado mayorista, costos de suministro y margen de ganancia del comercializador. 2) Cargos por uso de la red de distribución y transmisión. 3) Costos ambientales. 4) Impuesto al valor agregado. 5) Costos por medidor. En relación a la regulación de tarifas eléctricas, en Inglaterra no existe regulación de precio en las tarifas, existiendo en cambio una función revisora y garante de la competitividad del mercado por parte del ente regulador (OFGEM). En este aspecto, la OFGEM está facultada para exigir cualquier tipo de información a las empresas y tomar las acciones que estime conveniente de manera de garantizar la competencia y el resguardo de los intereses de los consumidores. En esta línea, actualmente las licencias de comercialización que la OFGEM entrega establecen la obligación para las comercializadoras de elaborar y entregar previo a su aplicación a la OFGEM, las tarifas y condiciones a aplicar, de manera de ser aprobadas por el organismo regulador.
1.1.2.1. TARIFAS PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ADMINISTRATIVOS Y DE FACTURACIÓN Las tarifas para reducción de costos administrativos y de facturación, corresponden a tarifas ofrecidas a clientes regulados residenciales que buscan reducir este tipo de costos asociados al consumo de los clientes. Estas tarifas ofrecen valores reducidos por la energía eléctrica a cambio de establecer ciertas exigencias y restricciones que se traducen en menores costos administrativos y de facturación para la empresa comercializadora, permitiéndole a la empresa ofrecer mejores precios a sus consumidores. Algunos ejemplos de estas tarifas son las tarifas online – sing up, que reduce costos de registro de clientes; tarifa direct debit, que reduce los costos de pago de facturas mediante el uso de tarjetas bancarias de débito en vez de efectivo o cheques; tarifa online billing, que elimina la boleta física, reduciendo costos de facturación, etc. (UK Power, 2011). Otra tarifa que puede ser considerada en esta clasificación, debido a que propone un medio alternativo de pago, es la tarifa de prepago prepayment meters, la cual considera el uso de tarjetas de prepago y medidores adaptados, que permiten al cliente pagar su consumo de forma previa al consumo mismo de electricidad (UK Power, 2011).
1.1.2.2. TARIFAS TIME OF USE Dentro de las opciones tarifarias existen la tarifa time of use, que segmenta las horas del día de forma de diferenciar el consumo en ciertos horarios del día, según el estrés al que el sistema eléctrico es sometido debido a los niveles de demanda. El caso inglés presenta una opción de tarifa Time of Use la cual posee distintos precios de electricidad para el día y la noche, con lo cual dividen la medición del consumo de electricidad en día y noche. Un ejemplo común de este tipo de tarifa es la tarifa Economy 7, que ofrece un precio menor para la electricidad entre las 1 y las 8 AM en comparación al resto del día (UK Power, 2011).
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1.1.2.3. TARIFAS FIJAS Estas tarifas garantizan la cantidad a pagar por el gas y/o electricidad, hasta una fecha especificada en el contrato. Estas tarifas son normalmente un poco más altas que una tarifa estándar, pero protegen al consumidor de alzas en los precios durante el período de contrato. Estas tarifas son comúnmente conocidas como Capped Tariffs (UK Power, 2011).
1.1.2.4. TARIFAS VERDES Se han clasificado las green tariffs ofrecidas por los proveedores de electricidad de acuerdo a la fuente de energía renovable o si son un medio para incentivar la investigación y desarrollo de este tipo de energía. Las green tariffs ofrecen distintos servicios y características por lo que es difícil para el consumidor identificar la tarifa que se ajusta a su interés de preservación ambiental (Consumer Focus, 2011b). Estas tarifas son opciones en las cuales los clientes finales pueden llegar a pagar más por su consumo eléctrico pero a cambio reciben el compromiso (muchas veces certificado) por parte de la empresa, de que su consumo eléctrico se ajusta a los requerimientos ambientales específicos. Ejemplos de estas tarifas son la Tarifa green source que asegura la proveniencia de la electricidad desde fuentes renovables no convencionales (con certificados ERNC incluidos), las tarifas green fund, que aseguran el apoyo a la construcción de nuevos proyectos renovables no convencionales y las tarifas carbon offset que aseguran la mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero mediante el apoyo a proyectos de mitigación.
1.1.3. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN INGLATERRA En Inglaterra, las comercializadoras de electricidad consideran todos los costos asociados a su actividad y en base a ello deciden la estrategia de tarifas para competir en el mercado. Es decir, los costos influyen directamente en el precio de las tarifas por lo que es importante su estudio. Se detallan los costos, cargos e impuestos aglutinados en el costo final de la factura eléctrica, los cuales no siempre son claros. Este análisis se realizó en base a una cuenta típica de electricidad de £424, correspondiente a un consumo anual de 3300 kWh y promediando el costo de las 6 grandes empresas de suministro en Gran Bretaña (Ofgem, 2011).
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Figura 3 Desglose de costos en la factura eléctrica de Inglaterra. Fuente: Ofgem.
En la Figura 3 se observa que los principales componentes en las tarifas en orden de importancia, corresponden a las siguientes componentes: 1) Compras de energía en el mercado mayorista, costos de suministro y margen de ganancia del comercializador. 2) Cargos por uso de la red de distribución y transmisión. 3) Costos ambientales. 4) Impuesto al valor agregado. 5) Costos por medidor.
1.1.3.1. COMPRAS DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA, COSTOS DE SUMINISTRO Y MARGEN DE GANANCIA DEL COMERCIALIZADOR
Este costo representa cerca del 63% de la cuenta final. Incluye el costo de generación de electricidad, costos de operación del suministrador y su margen de ganancia. El suministrador puede comprar la electricidad en el mercado mayorista o Spot. También puede firmar contratos de energía directamente con alguna generadora de electricidad, resguardándose de la volatilidad de precios del mercado Spot. Los costos de operación del suministrador son cargados en la tarifa del cliente, es por esto que cualquier ahorro en la operación de la empresa se puede traspasar a la tarifa del cliente. Estos costos de operación se refieren a facturación, ventas, servicio al cliente y otras actividades que conforman el negocio de suministrador.
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1.1.3.2. CARGOS POR USO DE LA RED TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN Se refieren a los cargos por utilizar las líneas de distribución y transmisión en el transporte de electricidad hacia los usuarios finales. Estos pagos cubren los costos de construcción, mantención y operación de las instalaciones eléctricas en distribución y transmisión. Los costos de red son traspasados directamente al cliente a través del precio de la tarifa. El costo de distribución representa el 17% del total de la factura, en cambio el costo de transmisión es el 4%. Los cargos por uso de la red son regulados por Office of the Gas and Electricity Markets (Ofgem), y se calculan proyectando un desarrollo inteligente de las redes, incrementando la seguridad de suministro, regulando e incentivando medidas de freno al cambio climático.
1.1.3.3. COSTOS AMBIENTALES Los costos ambientales se producen debido a la obligación de las empresas suministradoras a cumplir con objetivos de reducción de emisiones de CO2. Participando en programas de ahorro energético, reducción de emisiones y enfrentar el cambio climático. Este costo representa cerca del 10% del total de la factura eléctrica.
1.1.3.4. IMPUESTO AL VALOR AGREGADO Este impuesto es pagado directamente por la empresa suministradora al HM Revenue & Custom23 (HMRC, 2011), es traspasado directamente al consumidor final. Este impuesto representa el 5% del total de la factura.
1.1.3.5. COSTOS DEL MEDIDOR Los costos de medidor se refieren al costo mismo del medidor, más la instalación y mantención de éste. Esto representa el 1% del total de la factura eléctrica.
1.1.4. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA INGLATERRA En Inglaterra, la regulación para el sector del suministro o comercialización de electricidad considera la existencia de una licencia de comercialización de la electricidad denominada “Great Britain – weide license”, la que permite a todos los comercializadores suministrar, de forma libre a cualquier cliente dentro del territorio nacional. La comercialización se encuentra separada de la 23
Her Majesty’s Revenue & Custom: Es el estamento responsable de recolectar el Impuesto al Valor Agregado (IVA), derechos aduaneros, impuestos especiales y otros impuestos indirectos como el impuesto de pasajes aéreos, impuestos de cambio climático, primas de seguro fiscal, impuesto de vertederos e impuestos agregados. También es responsable de la gestión de la importación y exportación de bienes y servicios en el Reino Unido. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 107 de 203
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distribución eléctrica, aunque se permite a empresas de distribución participar también del negocio de la comercialización eléctrica. Estos establecimientos se estipulan en el “Utilities Act” del año 2000 (Simmonds, 2002). No existe regulación de precio por parte del regulador pero si una revisión continua y una obligación de suministro de información al regulador por parte de las comercializadoras. El regulador está facultado para cambiar los términos de las licencias y tomar acciones de manera de eliminar acciones anti competitivas y abusivas con el cliente.
1.1.4.1. DESREGULACIÓN DE LA COMERCIALIZACIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO En el sistema inglés cualquier compañía que posea una licencia de comercialización eléctrica puede vender electricidad y todos los consumidores son libres de elegir su propio comercializador. No existe obligación de suministro, pero cada comercializador tiene la obligación de poner a disponibilidad de los consumidores sus términos de suministro. Los comercializadores que suministran a clientes residenciales tienen la obligación de suministrar todas las demandas razonables de sus clientes por suministro y deben asegurar que poseen suficiente suministro eléctrico a su disposición para satisfacer los requerimientos de los consumidores. Estas obligaciones pueden cumplirse mediante contratos o la instalación de generación propia (Simmonds, 2002). Actualmente, el ente regulador de la industria eléctrica y de gas es la OFGEM. La OFGEM es quien concede las licencias de comercialización de electricidad y se asegura de que los intereses de los consumidores sean garantizados. En la actualidad, la OFGEM ha determinado que el mercado de la comercialización eléctrica es lo suficientemente competitivo para no requerir revisiones extensivas y regulares del mercado, limitándose las labores de la OFGEM al monitoreo de forma focalizada del mercado en situaciones que atenten contra la competitividad del mercado y los intereses de los consumidores. Desde el año 2002 la regulación de precio en el suministro eléctrico a clientes finales fue eliminada y reemplazada por el uso de poder de investigación y regulación bajo la ley de competencia. Si bien la labor reguladora de la OFGEM disminuyó, esta continúa monitoreando el comportamiento de todos los comercializadores de electricidad en especial aquellos que poseen dominancia sobre el mercado, de manera de detectar acciones que vayan en contra de la ley de competencia. De esta forma, la OFGEM podrá requerir cualquier información a las empresas comercializadoras y tomar acciones en contra de prácticas anti – competitivas como precios excesivos y discriminación de precio inadecuada(Simmonds, 2002).
1.1.4.2. OPERACIÓN Y OBLIGACIONES DE LAS COMERCIALIZADORAS DE ELECTRICIDAD En este contexto, las empresas comercializadoras operan de forma desregulada, estando facultadas para ofrecer a sus clientes las opciones tarifarias que estimen convenientes. Por su parte, los clientes pueden acogerse a las opciones tarifarias que deseen de forma libre, mientras
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las condiciones de suministro establecidas por la comercializadora y previamente informadas al cliente se cumplan (Simmonds, 2002). Sin ir en desmedro de lo anterior, la OFGEM establece en sus licencias de suministros ciertas obligaciones que los comercializadores de electricidad deben cumplir. En primera instancia esta deben cumplir, como entidad comercial desregulada, con todas las exigencias y reglas de comercio vigentes en Inglaterra. Adicionalmente, las comercializadoras deben cumplir con exigencias específicas para el rubro. Estas exigencias son las siguientes:
Entregar términos de suministro según sean requeridos Establecer acuerdos de seguridad Preparar y enviar a la OFGEM para su aprobación, códigos de tarificación y prácticas de cobro. Suministrar a los clientes con información apropiada, incluyendo información de su consumo. Ofrecer variedad de formas de pago a clientes residenciales Tomar las acciones necesarias para atraer la atención del cliente hacia los términos principales de los contratos de suministro En los casos que sea práctico, ofrecer a los consumidores opciones de prepago Incluir en los contratos de suministro, una clausula que permita a los consumidores terminar con el contrato en cualquier momento mediante una notificación y el pago del cargo por terminación de contrato. Establecer procedimientos adecuados para prevenir el abuso de marketing, incluyendo procedimientos de selección de staff y entrenamiento, identificación de agentes de ventas, auditorias de ventas puerta a puerta, ventas telefónicas y en lugares públicos. En este contexto, la empresa debe asegurar que los clientes estén satisfechos con haber firmado un contrato de suministro doméstico respecto a los siguientes elementos: cancelación de contrato cuando sea requerido por el consumidor, quejas y la identificación y resolución de debilidades en las condiciones de marketing
1.1.5. COMPARACIÓN DE OPCIONES TARIFARIAS PARA CLIENTES RESIDENCIALES EN INGLATERRA Existen diversas páginas donde se puede comparar las tarifas ofrecidas por las suministradoras, una de ellas es www.moneysupermarket.com. Estos comparadores de tarifas están disponibles para comparar las opciones tarifarias ofrecidas a clientes residenciales, no existiendo similares para clientes comerciales e industriales.
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Estos sistemas requieren el ingreso de datos del usuario, como la dirección y el código postal del cliente. En base a esa información se obtienen los datos actuales del contrato. Luego se ingresan los datos de consumo (en el caso que se desconozcan se utiliza un consumo estándar). Al final se escoge el tipo de pago y tarifa deseada. La información desplegada para la decisión de tarifa y suministrador es:
Costo anual del contrato Ahorro anual respecto al contrato actual Ahorro por contratar gas y electricidad conjuntamente Meses de precio fijo ofrecidos Costo de cancelación de contrato Porcentaje de energía suministrada Formas de pago Vía de manejo del contrato, etc.
1.1.6. PROCESO DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR ELÉCTRICO DE UN CONSUMIDOR EN INGLATERRA El proceso de cambio de suministrador y/o tarifa de electricidad en Inglaterra es sencillo. El consumidor dispone de una herramienta web donde compara el costo anual de su consumo de gas y electricidad, indicándole cual es la tarifa más conveniente. Basándose en esta información el consumidor decide su nueva tarifa y empresa de suministro. El consumidor realiza el registro de su nueva tarifa online y el nuevo suministrador se pone en contacto con el suministrador actual para dar de baja la tarifa y comenzar a facturar al nuevo cliente. Este cambio se puede tardar hasta 4 semanas y durante la transición el cliente no sufre ningún corte de suministro. El cambio de tarifa no tiene ningún costo para el cliente, excepto cuando sea necesario cambiar el medidor, por ejemplo de prepago a un medidor estándar. También el cliente debe asumir el costo cuando este desea cambiar una tarifa de precio fijo (capped tariff) sin haber cumplido el tiempo de permanencia del contrato. El consumidor puede elegir cambiar su tarifa por otra más conveniente en cualquier momento, no existiendo cláusulas de permanencia mínima en el contrato (Energy Choices, 2011).
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1.2. REVISIÓN ESPAÑA
DE LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN
La reforma en el sistema eléctrico español permitió la creación de empresas comercializadoras, las cuales venden energía eléctrica y gas a los usuarios finales. Los consumidores pueden escoger libremente al suministrador de energía, fomentando la competencia en este sector. Esta reforma se gestó bajo la Directiva Europea 2003/54/CE, que establece un mercado eléctrico único a nivel europeo (UE, 2011). La Comisión Nacional de Energía (CNE) española regula el mercado y es el Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio el que calcula las tarifas reguladas o Tarifa de Último Recurso (TUR) y las tarifas de accesos a la red, que corresponden a los costos por el uso de la red. A la TUR puede optar un segmento reducido de clientes, en su mayoría residenciales. El resto de clientes, que no posee acceso a la TUR, deben escoger una tarifa entre las ofrecidas por las comercializadoras. Por otro lado, la TUR es utilizada como referencia de las tarifas ofrecidas por las comercializadoras (CNE, 2011a; Endesa, 2011b). Las tarifas ofrecidas por las comercializadoras, si bien son elaboradas por las mismas empresas y no están sometidas a regulación de precios, deben pasar por una revisión previa del organismo regulador previamente a que estas sean ofrecidas a los clientes de las distribuidoras. El acceso de información correcta por parte del usuario es fundamental para el buen desarrollo de este sistema. Es por esto que la Comisión Nacional de Energía ha desarrollado una herramienta web y estudios de tarifas que facilitan al consumidor la comparación y posterior elección de tarifas (CNE, 2011b). Los resultados obtenidos de los estudios comparativos de tarifas muestran que para clientes residenciales existen opciones tarifarias más económicas que la TUR (tarifa de referencia). En cambio, para clientes con mayor potencia contratada (sin acceso a la TUR) las tarifas resultan en promedio mayor a las tarifas ofrecidas a clientes con acceso a TUR, debido a que están afectas a restricciones y penalizaciones impuestas para incentivar los contratos con las comercializadoras libres (CNE, 2010). En la actualidad, la implementación de esta reforma no se encuentra totalmente terminada ya que aún hay consumidores en un proceso de transición. Se espera que al 1 de enero de 2012 se hayan integrado completamente al sistema. El éxito de la implementación de la comercialización eléctrico y los consiguientes beneficios esperados de esta desregulación del mercado eléctrico no han sido los esperados, en parte debido a la estructura de integración generación – distribución que permite la regulación española y al poder que ejercen las distribuidoras sobre el mercado.
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A continuación se hará una descripción general del sistema tarifario eléctrico en España, describiendo las tarifas eléctricas, los medios de acceso a información por parte del cliente y la forma de contratación de las tarifas ofrecidas por las comercializadoras.
1.2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA El sistema tarifario español diferencia a tres tipos de consumidores, en base a lo cual el consumidor tiene acceso a distintas tarifas, siendo estos, clientes de baja tensión pequeños, clientes de baja tensión medianos y clientes de alta tensión. Los tipos de consumidores se explican a continuación:
Clientes baja tensión pequeños < 10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en baja tensión (menor a 1kV) con potencias contratadas igual o inferior a 10kW. Clientes baja tensión medianos >10 kW: Consumidores que se encuentran conectados en baja tensión con potencia contratadas mayores a 10 kW. Clientes de alta tensión: Todos los consumidores conectados en alta tensión (mayor a 1kV).
Los consumidores conectados en baja tensión (menor a 1kV) y con una potencia contratada menor o igual a 10kW tienen acceso a una tarifa de suministro de último recurso (TUR), cuyo valor es fijado por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. También tienen la opción de contratar el suministro en el mercado libre, con tarifas fijadas de común acuerdo entre el cliente y el suministrador. El resumen de la clasificación de clientes puede observarse en la Tabla 7. El resto de los consumidores, aquellos conectados en baja tensión (menor a 1kV) con potencia contratada mayor a 10kW y aquellos conectados en alta tensión, sólo tienen acceso a contratos de suministro en el mercado libre, ver Tabla 7. Tabla 7 Clasificación de tipos de clientes según legislación española. Fuente CNE. Voltaje conexión Menor a 1kV Menor a 1kV Mayor a 1kV
Potencia contratada Menor o igual a 10kW Mayor a 10kW Todo el rango
Acceso a tarifa TUR y Mercado Libre Sólo Mercado Libre Sólo mercado Libre
Hasta el 1 de enero de 2011 aquellos clientes sin acceso a la TUR y sin contrato de suministro en el mercado libre, se les factura la TUR con un 20% de recargo. Posterior a esta fecha se les rescindirá el contrato (CNE, 2011c).
1.2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA ESPAÑA La estructura tarifaria española considera la existencia de dos grandes grupos de tarifas: Las tarifas reguladas y las tarifas libres. Las tarifas reguladas son establecidas por el ministerio de Industrias, Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 112 de 203
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Turismo y Comercio y están disponibles para pequeños clientes residenciales y clientes de bajos recursos. Estas tarifas sólo son ofertadas por las comercializadoras dependientes de las empresas de distribución. Por otra parte, las tarifas libres corresponden a opciones tarifarias ofrecidas por todas las comercializadoras de electricidad española. Estas tarifas son elaboradas de forma independiente por cada empresa pero deben ser aprobadas por el organismo regulador. Los clientes tienen libertad para elegir entre cualquier tarifa ofrecida por las comercializadoras. En este grupo de tarifas pueden observarse tarifas especiales por tipo de cliente, tarifas tipo time of use, tarifas verdes y tarifas para suministro con servicios complementarios. A continuación se describen en mayor detalle las tarifas existentes en el sistema de comercialización eléctrica español.
1.2.2.1. TARIFAS REGULADAS Las tarifas reguladas son calculadas por el Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio, tienen como objetivo dar una referencia de precio en las tarifas, principalmente para clientes residenciales, aunque también son utilizadas como referencia para grandes clientes. Estas tarifas se encuentran disponibles solo para pequeños clientes en baja tensión (< 10 kW) en adición a las tarifas libres ofrecidas por las comercializadoras. Existen dos tarifas reguladas una para clientes en riesgo social y/o problemas económicos y otra para clientes residenciales. La tarifa de último recurso (TUR) es fijada por el Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio, es una opción para clientes conectados en baja tensión (menor a 1kV) y con una potencia contratada menor o igual a 10kW, la ofrecen las comercializadoras de último recurso, las cuales corresponden a las empresas comercializadoras dependientes de las empresas distribuidoras (dueñas de la red de distribución). Esta tarifa consta de un término fijo, el cual paga la potencia contratada, y está medida en [€/kW/mes]. Además posee un término variable, con el cual se paga la energía consumida, que está medida en [€/kWh]. Esta tarifa cuenta con una opción sin discriminación horaria y otra con discriminación horaria a elección del cliente de acuerdo a su perfil de consumo (CNE, 2011c). En la tarifa TUR el periodo de punta dura 10 horas y el de valle 14 horas. La disposición de estos periodos de tiempo en el día cambia de acuerdo a la estación del año. En verano el periodo de punta va desde las 13 horas a las 23 horas, el resto del tiempo es periodo valle. En invierno el periodo de punta es desde las 12 horas hasta las 22 horas, el resto del día es horario valle. En la Tabla 8 se aprecia lo descrito anteriormente.
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Tabla 8 Periodos tarifarios de punta y valle de acuerdo a estación del año. Fuente: CNE. Invierno Periodo de punta 12:00 - 22:00
Periodo Valle 0:00 - 12:00 22:00 - 24:00
Verano Periodo de punta 13:00 - 23:00
Periodo Valle 0:00 - 13:00 23:00 - 24:00
La tarifa bono social consiste en una congelación de las tarifas eléctricas en los valores tarifarios existentes de forma anteriores al cambio de tarifas flexibles, antes de 1 de julio de 2009. Con ello se protege a los hogares de menos recursos ante posibles alzas en los precios. El bono social asegura un consumo gratuito de los primeros 12,5 kWh en un mes y el recargo de exceso de consumo por sobre los 500 kWh en el mes de 0,02839 €/KWh (Endesa, 2011a). La tarifa de bono social consiste en un término fijo correspondiente al pago por potencia y a un término variable que corresponde a la energía. El cliente puede escoger una tarifa con o sin discriminación horaria, de acuerdo a su perfil de consumo. Esto se aprecia en la Tabla 9 (Endesa, 2011a). Tabla 9 Tarifa de bono social con y sin discriminación horario válida a partir del 1 de julio 2009. Fuente: Endesa. Tipo de tarifa Sin discriminación horaria
Término fijo (€/ kW/mes) 1,642355
Con discriminación horaria
1,642355
Término variable (€/kWh) 0,112480 0,059614 Valle 0,135145 Punta
El periodo de punta dura 10 horas y el de valle 14 horas. La disposición durante el día de estos periodos cambia dependiendo de la estación del año, al igual que la tarifa TUR, ver Tabla 8 (CNE, 2011c). Todas las personas naturales con una potencia contratada menor a 3 kW tienen acceso al bono social automáticamente. Las personas con una potencia contratada mayor a 3 kW y menor a 10 kW deben cumplir con alguno de los siguientes requisitos (CNE, 2011a):
Personas de 60 años o más, que reciban una pensión mínima. Mayores de 60 años que perciban una pensión de jubilación o invalidez y que no estén obligados a presentar declaración de renta, así como los beneficiarios de pensiones del extinguido Seguro Obligatorio de Vejez e Invalidez. Familias numerosas. Familias con todos sus miembros cesantes.
Ninguna persona con una potencia contratada mayor a 10 kW puede optar a este beneficio. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 114 de 203
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En adición a las tarifas reguladas previamente descritas (TUR y Bono social) existe una tarifa regulada disponible para clientes sin acceso a la tarifa TUR denominada tarifa transitoria para clientes sin acceso a TUR. Los clientes sin acceso a TUR son aquellos conectados en baja tensión (menor a 1 kV) con potencia contratada mayor a 10 kW y clientes conectados en alta tensión (mayor a 1 kV). Para aquellos clientes sin acceso a TUR y que al 1 de julio del 2009 no tenían contrato de suministro con alguna comercializadora se les comenzó a facturar con la TUR más un 20% de recargo (CNE, 2011c). Esta disposición estará vigente hasta el 31 de diciembre del 2011, posterior a esta fecha los clientes sin acceso a TUR y que continúen sin contrato de suministro se les rescindirá el contrato (CNE, 2011c) En particular, para clientes con una potencia contratada mayor a 15 kW se les ofreció una tercera tarifa con tres periodos de discriminación horaria: punta, valle y supervalle. En la Tabla 10 se muestra la tarifa de tres periodos para clientes sin acceso a TUR con potencia contratada mayor a 15 kW. Esta es una tercera alternativa de tarifa calculada por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo (CNE, 2011c). Tabla 10 Tarifa para clientes con potencia contratada mayor a 15 kW con tres periodos de discriminación horaria vigente a partir del 1 de octubre de 2011. Fuente: Endesa. Tipo de tarifa
Término fijo (€/ kW/mes)
Con discriminación horaria
2,0633129
Término variable (€/kWh) 0,055744 Supervalle 0,08088 Valle 0,167056 Punta
Tabla 11 Tres periodos tarifarios de punta, valle y supervalle de acuerdo a estación del año. Fuente: CNE. Zona
Invierno Punta
1
18:00 -22:00
2
18:00 - 22:00
3
18:00 - 22:00
4
18:00 - 22:00
Valle 8:00 - 18:00 22:00 - 24:00 8:00 - 18:00 22:00 - 24:00 8:00 - 18:00 22:00 - 24:00 0:00 - 1:00 9:00 - 19:00 23:00 - 24:00
Supervalle
Verano Punta
0:00 - 8:00
11:00 - 5:00
0:00 - 8:00
18:00 - 22:00
0:00 - 8:00
11:00 - 15:00
1:00 - 9:00
11:00 - 15:00
Valle 8:00 - 11:00 15:00 - 24:00 8:00 - 18:00 22:00 - 24:00 8:00 - 11:00 15:00 - 24:00 9:00 - 11:00 15:00 - 24:00 0:00 - 1:00
Supervalle 0:00 - 8:00 0:00 - 8:00 0:00 - 8:00 1:00 - 9:00
El periodo de punta tiene una duración de 4 horas, el valle de 12 horas y supervalle de 8 horas, como se puede ver en la Tabla 11.
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Los tres periodos de discriminación horaria se disponen durante el día de distinta forma, dependiendo de la zona geográfica donde se encuentre el consumidor, esto se aprecia en la Tabla 11. Las zonas geográficas corresponden a la Zona 1 – Península, Zona 2 – Baleares, Zona 3 – Canarias y Zona 4 – Ceuta y Melilla.
1.2.2.2. TARIFAS DE COMERCIALIZADORAS ESPECÍFICAS PARA UN TIPO DE CLIENTE Las comercializadoras han dispuesto tarifas que son exclusivas para consumidores residenciales con derecho a TUR, comúnmente éstas ofrecen algún descuento respecto a la TUR o algún servicio adicional de mantenimiento. Otras tarifas son exclusivas para clientes comerciales o negocios, ofrecen servicios de mantenimiento de climatización e instalaciones eléctricas. Un ejemplo es la tarifa llamada “Tarifa Ahorro +10 A punto” ofrecida por ENDESA, incluye servicios de:
Mantenimiento de instalación eléctrica y climatización. Revisión inicial de diagnostico de la instalación eléctrica y/o climatización. Revisión periódica anual de las instalaciones. Servicio de reparaciones en menos de 3 horas incluido el desplazamiento. Las 3 primeras horas de mano de obra totalmente gratuitas. Servicio de remodelaciones con presupuestos gratuitos y sin compromiso.
1.2.2.3. TARIFAS DE COMERCIALIZADORAS TIPO TIME OF USE Las comercializadoras ofrecen tres tipos de tarifas: sin discriminación horaria; con dos periodos de discriminación; y con tres periodos de discriminación (tarifas Time of Use). Las tarifas planas y con dos periodos de discriminación están enfocadas a clientes residenciales y comercio pequeño, sin mayor diferenciación. En cambio, tarifas con tres periodos son ofrecidas generalmente a clientes con potencias contratadas mayores a 15 kW.
1.2.2.4. TARIFAS DE COMERCIALIZADORAS VERDES Las comercializadoras ofrecen tarifas asegurando que su energía proviene 100% de fuentes renovables, llamadas tarifas verdes. En el caso de clientes residenciales existen tarifas verdes más económicas que la TUR. Para grandes clientes existen tarifas verdes que no resultan mucho más costosas que una tarifa normal. Es decir, la posibilidad de comprar energía limpia en los consumidores finales no resulta mucho más costosa que la energía proveniente de fuentes fósiles.
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1.2.2.5. TARIFAS DE COMERCIALIZADORAS CON SERVICIOS COMPLEMENTARIOS Las comercializadoras ofrecen tarifas con mantención de las instalaciones eléctricas y servicios de asistencia ante desperfectos y cortes de suministro. Estas tarifas son de las más caras en sus precios y en su mayoría se enfocan a clientes comerciales o negocios. Algunos de los servicios ofrecidos son:
Mantenimiento de instalación eléctrica y climatización. Servicio de remodelaciones con presupuestos gratuitos y sin compromiso. Servicio de Urgencias con desplazamiento y hasta 3 horas de mano de obra gratuitas. Servicio de Reparaciones y Reformas. Servicio de Orientación Jurídica. Servicio de Asistencia Informática. Cuota Fija. Factura Electrónica.
1.2.3. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA DE ELECTRICIDAD EN ESPAÑA El Ministerio de Industrias, Turismo y Comercio fija la tarifa de acceso a la red que corresponde a todos los costos que se incurren por operar la red eléctrica. Esta tarifa lo deben pagar todos los clientes finales, y lo pueden hacer a través la empresa suministradora o directamente al distribuidor. En el primer caso la comercializadora funciona como mandatario del consumidor, los abonos realizados al distribuidor aparecen en la factura eléctrica. La tarifa de acceso a la red se compone de un factor variable dependiente de la cantidad de energía consumida y de un factor fijo que depende de la potencia contratada. La tarifa de acceso cubre los siguientes costos:
Pagos por capacidad. Pérdidas en redes. Red de transporte. Red de distribución. Gestión de medidas. Costo del Operador del Mercado y del Sistema. Impuestos. Otros costos regulados (Déficits años anteriores, primas régimen especial, gestión residuos nucleares, etc.).
La TUR es calculada como la tarifa de acceso a la red más el costo de generación eléctrica y costos de operación de la empresa de último recurso. En el caso de las tarifas suministradoras, éstas se Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 117 de 203
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basan en la tarifa de acceso a la red más el costo de la compra de su energía, sumando sus costos de operación y margen de ganancia.
1.2.4. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA ESPAÑA La reforma del mercado eléctrico español tiene como objetivo mejorar la competitividad en el sector eléctrico español. La liberalización del suministro eléctrico al cliente final y la creación de la figura del comercializador establecen la existencia de tarifas libres, creadas por el comercializador y elegidas de forma libre por el cliente. Sin embargo, estas tarifas deberán ser aprobadas por el ente regulador antes de ser ofrecidas a los clientes cualificados. En este contexto, si bien las tarifas libres son de responsabilidad de los comercializadores, el pago de la distribución y transmisión continúan siendo fijados por el organismo regulador, de manera de evitar el abuso de las posiciones de dominio que existen debido a las características monopólicas de las distribuidoras.
1.2.5. COMPARACIÓN DE OPCIONES TARIFARIAS PARA CLIENTES REGULADOS EN ESPAÑA La CNE española desarrolló una herramienta web que permite la elección de la mejor tarifa para cada cliente de acuerdo a su perfil de consumo. El comparador permite el ingreso de las ofertas tarifarias por parte de las empresas, las cuales tienen la obligación de comunicar sus oferta a la CNE. Por otro lado, esta herramienta permite que los consumidores realicen la búsqueda de la mejor oferta tarifaria de acuerdo a su perfil de consumo (CNE, 2011b). El consumidor debe acceder a la dirección www.cne.comparador.es, donde tiene que ingresar la siguiente información:
Tipo de suministro: gas/ electricidad / ofertas conjuntas. Código postal correspondiente a su domicilio o negocio. Datos de consumo anual (en kWh) y en el caso de la electricidad, la potencia contratada. Para que la comparativa se ajuste mejor a las características del consumidor, es conveniente que estos datos sean los consumos reales de su vivienda en el último año.
Cuando no se dispone de esta información, el comparador proporciona una ayuda con el consumo estimado de varios consumidores tipo. Una vez se introducen estos datos, el comparador presenta todas las ofertas de suministro disponibles en el mercado para las características del suministro seleccionado. El comparador ordena los resultados de la búsqueda por precio anual en el primer año (impuestos incluidos).
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A través de esta herramienta se tiene acceso al detalle de cada componente de la tarifa (fijo y variable), condiciones del contrato, tiempos de permanencia y servicios complementarios que ofrece.
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1.2.6. PROCESO DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR ELÉCTRICO DE UN CONSUMIDOR EN ESPAÑA El proceso de cambio de suministrador y/o tarifa de electricidad en España es simple. El consumidor dispone de una herramienta web donde compara el costo anual de su consumo de gas y electricidad, indicándole cual es la tarifa más conveniente de acuerdo a su consumo. Además le entrega información sobre servicios adicionales de la tarifa. Basándose en esta información el consumidor decide su nueva tarifa y empresa de suministro. El consumidor debe ponerse en contacto con la nueva empresa suministradora por vía telefónica, internet o personalmente en una oficina comercial. La nueva suministradora realiza el contacto con el suministrador actual para dar de baja la tarifa y comenzar a facturar al nuevo cliente. Este cambio se realiza a partir de 15 días dado el aviso, o en la próxima lectura de medidor. En el caso que haya que hacer cambios en los medidores el cambio se realiza luego de esta modificación, comúnmente 5 días. Los contratos de energía tienen una duración anual, y se prolongan tácitamente por un año. El cliente puede rescindir de la prórroga dando aviso 15 días antes sin incurrir en costo alguno. También se indica que en el caso que el consumidor rescindiera del contrato antes de la primera prórroga las penalizaciones máximas por rescisión de contrato, cuando ésta cause daños al suministrador, no podrán exceder el 5% del precio del contrato por la energía estimada pendiente de suministro (Eroski Consumer, 2011).
1.3. REVISIÓN AUSTRIA
DE LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN
El mercado de la electricidad de Austria fue totalmente liberalizado a partir del año 2001. Esto permite que el consumidor de energía eléctrica pueda elegir libremente su proveedor de electricidad, lo cual produce competencia entre los proveedores, en búsqueda de captar clientes por medio de las tarifas ofrecidas. El precio de la electricidad depende del proveedor eléctrico y de la tarifa que escoja el cliente. Por eso, para que exista verdadera competencia el cliente debe poder cotizar y cambiarse de tarifa fácilmente. Las redes eléctricas son operadas por las distribuidoras, empresas monopólicas naturales regionalmente y que son independientes a las proveedoras de electricidad. Estas distribuidoras están encargadas de la operación y mantenimiento de la red eléctrica, además de la lectura del Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 120 de 203
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medidor. Las distribuidoras reciben un pago por la utilización de la red, el cual está regulado y se muestra explícitamente en la factura eléctrica. Las redes de electricidad son reguladas por E-Control, entidad encargada de elaborar y aplicar las normas que aseguren un buen funcionamiento del sistema eléctrico y por la libre competencia en el mercado (E-Control, 2011a).
1.3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN AUSTRIA El mercado minorista austriaco en general se puede dividir en dos sub-mercados con diferentes condiciones:
Mercado de pequeños consumidores: Son hogares y pequeños consumidores, y clientes con demanda no medida con un consumo anual menor a 100.000 kWh. Mercado de gran consumo: Son la demanda de los consumidores medido con un consumo anual de más de 100.000 kWh.
En 2009 la electricidad se suministraba a un total de 5,8 millones de puntos de medición. De estos aproximadamente el 71% de los consumidores fue domésticos, el 25% otros pequeños consumidores (pequeñas y medianas empresas, la agricultura y los consumidores interrumpibles) y el 4% consumidores con demanda medida (consumidores industriales) (E-Control, 2010).
1.3.2. DESCRIPCIÓN DE TIPOS DE TARIFAS REGULADAS EN AUSTRIA No existe una clasificación clara por tipo de tarifas en el mercado austriaco, pero si se pueden distinguir características en los servicios ofrecidos para los distintos tipos de cliente. Esto es debido al grado de liberalización e independencia con el cual las tarifas son diseñadas y ofertadas en el sistema austriaco. En el caso de clientes residenciales se ofrecen tarifas económicas que reducen costos operativos y de facturación, se contrata por internet, el servicio al cliente es a través de e-mail, la factura es enviada electrónicamente y el pago también es a través de este medio. Existen otras tarifas con servicios complementarios que ofrecen asesoramiento energético para clientes residenciales con un consumo entre 4.000 y 10.0000 kWh al año, enfocado a clientes residenciales y agricultores. Otras tarifas ofrecen precios fijos de energía o “Capped Tariff” hasta el 2013 para clientes de hasta 100.000 kWh al año. Por último existen tarifas con discriminación horaria o “Time of Use”, especialmente para hogares que utilizan calefacción o calentadores de agua, se ofrece un precio de energía más económico en la noche, esto se realiza a través de dos medidores independientes, uno diurno y el otro nocturno (Verbund, 2011c).
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Para consumidores comerciales y PYME con un consumo entre 0,1 a 1 GWh al año, las cotizaciones se hacen privadamente con el proveedor de electricidad, no hay tarifas públicas. Aún así las comercializadoras ofrecen energía 100% limpia para mejorar el balance de emisiones de CO2 de la empresa (Verbund, 2011a). En el caso de clientes industriales tampoco existen tarifas públicas pero se ofrecen servicios personalizados dependiendo de las características de la industria, más que una tarifa se ofrecen planes de energía integrales (Verbund, 2011b).
1.3.3. DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA DE ELECTRICIDAD EN AUSTRIA
El precio de la electricidad que paga cada consumidor consiste en tres componentes. El precio de la energía que alcanza cerca de un 40% del costo total, los costes de red que alcanzan un 30% y los impuestos y recargos que alcanzan otro 30% del costo total de la factura eléctrica, ver Figura 4.
Figura 4 Estructura de costos de una factura eléctrica típica en Austria. Fuente: E-Control.
1.3.3.1. PRECIO DE LA ENERGÍA El precio de la electricidad está determinado por los proveedores. Este precio depende sustancialmente de los contratos que cada suministrador suscribe con las empresas generadoras. Además, el precio de la energía para cada consumidor depende de la tarifa contratada (E-Control, 2011b).
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1.3.3.2. CARGOS POR USO DE LA RED Los cargos de la red son establecidos por la E-Control. Estos cargos constan de varios componentes (E-Control, 2011d):
Cargo de utilización de la red: Los operadores de red son reembolsados por el costo de la construcción, ampliación, mantenimiento y operación de la red. Consiste en un pago por potencia instalada y un precio basado en el consumo por kWh. Cargo por pérdidas en la red: Este cargo compensa a los operadores del sistema por el costo de las pérdidas de energía eléctrica ocasionados por las características físicas de la red. Carga de medición: Los operadores de red recuperan los costos de la instalación y operación de los dispositivos de medición de consumo, y los costos de lectura.
1.3.3.3. IMPUESTOS Y RECARGOS Los consumidores de electricidad tienen que pagar los siguientes impuestos y recargos (E-Control, 2011g):
Cargo de energía: entre otras formas de energía, la electricidad también está sujeta a tributación a través del cargo de energía. El cargo de energía en Austria alcanza a 1,5 c€/kWh. Impuesto de comunidad: Algunas comunidades cobran una tasa por el uso de la propiedad pública, por ejemplo las redes de electricidad. Impuesto al valor agregado (IVA): Se suma un 20% a cada componente del precio.
1.3.4. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN AUSTRIA La E-Control es el agente regulador del mercado eléctrico en Austria. Debe velar por el libre acceso a las redes para las compañías proveedoras nuevas y existentes, bajo una tarifa de red equitativa. Las barreras de entrada para suministrar y vender energía eléctrica son muy pocas, casi no hay límites reglamentarios. Lo proveedores sólo deben ser parte de un “balancing group” o crear uno (Hofbauer Ines, 2006). Estos “balancing group” son los encargados de calcular el balance entre la oferta y demanda de sus clientes y sus contratos de compra y de contrarrestar las fluctuaciones de la demanda. Los representantes de los “balancing group” se relacionan con el resto de los agentes del mercado. La E-Control es la encargada de entregar las licencias a los “balancing group” y aprobar sus términos generales y condiciones (E-Control, 2011e). Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 123 de 203
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La E-Control monitorea la competencia en las comercializadoras, la administración de los “balancing group”, la información de las tarifas entregada a los clientes, debe solucionar las disputas del mercado, establecer un código de conducta de los agentes del mercado y controlar los subsidios para la eco-electricidad (Hofbauer Ines, 2006).
1.3.5. METODOLOGÍA DE COMPARACIÓN DE TARIFAS EN AUSTRIA La comparación de las distintas tarifas se realiza a través de una herramienta web (Tariff Calculator) en la cual se ingresa el código postal, el número de integrantes en la familia y el consumo anual. Esta herramienta acepta un consumo anual máximo de 100.000 kWh. El resultado muestra las distintas tarifas aplicables ordenadas en forma creciente de acuerdo al costo anual. También es posible acceder al detalle de cada tarifa, observar el desglose del costo anual, los beneficios de la tarifa y servicios complementarios. También es posible ver el porcentaje de la electricidad que proviene de medios de generación renovables.
1.3.6. PROCESO DE CAMBIO DE SUMINISTRADOR ELÉCTRICO DE UN CONSUMIDOR EN AUSTRIA El cliente debe tener decidido la nueva tarifa de electricidad y el proveedor eléctrico que la ofrece. Este procedimiento de cambio es gratuito para el cliente y no involucra ningún corte de suministro eléctrico. El procedimiento es análogo para clientes residenciales o industriales. El cliente debe rellenar el formulario de contrato con la nueva suministradora, en el cual se incluyen nombre y dirección, además de identificar la conexión de la casa. Esto se hace a través de un número de 33 dígitos que empieza con “AT” y se encuentra en la factura eléctrica. En el caso que el cliente posea dos medidores independientes (día/noche) se deben ingresar ambos números de identificación de conexión. Finalmente el cliente debe enviar el formulario a su nuevo suministrador por correo, fax o e-mail. Y es el nuevo suministrador el encargado de realizar todas las gestiones para el cambio de tarifa. El cambio de proveedor se realiza sólo el primer día de cada mes, y no debe tardar más de dos meses una vez firmado y enviado el formulario de contrato. El nuevo suministrador informará sobre el momento en que comience a suministrar la energía, antes de eso el antiguo proveedor suministrará el servicio (E-Control, 2011c, 2011f).
2. REVISIÓN DE APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN ESTADOS UNIDOS
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La experiencia en Estados Unidos respecto a tarificación flexible es variada y nutrida. Si bien la figura del comercializador no siempre está presente en el suministro de electricidad al usuario final (como en el caso de Texas), las empresas distribuidoras o Utilities ofrecen una variedad de tarifas ajustadas a perfiles específicos de clientes. Existen tarifas específicas para clientes residenciales, clientes comerciales, industriales y agrícolas. También existen tarifas del tipo Time of Use o Critical peak pricing. La existencia de una tarifa de referencia es observada en algunos estados, siendo esta tarifa establecida por el regulador y ofrecida de forma obligatoria por las empresas distribuidoras. En el otro extremo, las empresas tienen la capacidad de crear sus propias opciones tarifarias, determinando el esquema de la tarifa y fijando su valor según estimen conveniente. Si bien el regulador no interviene en este proceso directamente, si lo hace en la revisión y aprobación de la tarifa, siendo su responsabilidad garantizar los intereses del cliente. Las entidades que rigen el procedimiento de tarificación y cobro por parte de los proveedores eléctricos (distribuidoras o comercializadoras, según sea el estado) corresponden a las Public Service Comission de cada estado y a la Federal Energy Regulatory Comission (FERC), encargándose esta última de la regulación inter-estado, quedando en manos de las comisiones reguladoras de cada estado las regulaciones a nivel de estado. En los estados revisados poseen libertad de definir sus propias opciones tarifarias. Si bien no existe un modelo estándar para la elaboración de las tarifas ni opciones tarifarias reguladas establecidas directamente en la ley, sí existen directrices y requerimientos que las distribuidoras deben proveer al ente regulador. Así, el regulador puede revisar los antecedentes y determinar si la tarifa propuesta puede ser ofrecida a los clientes.
2.1. REVISIÓN DE LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD PARA EL ESTADO DE WISCONSIN El estado de Wisconsin posee un gran número de proveedores de electricidad. Estas empresas distribuidoras o “Utilities” poseen la libertad de ofrecer a sus clientes una amplia gama de opciones tarifarias. Si bien estas opciones corresponden a tarifas libres y no reguladas, están deben ser analizadas y aprobadas por el organismo regulador (Public Servicve Comission), siguiendo lo establecido en los códigos eléctricos de Wisconsin y las directrices establecidas por la FERC. La experiencia observada en cuanto a clasificación y tipos de clientes y tarifas en el estado de Wisconsin es variada. Se observan diversos esquemas debido a que cada distribuidora posee la libertad de definir sus propias clasificaciones y opciones tarifarias. Sin embargo, es posible identificar lineamientos generales, estableciendo una división entre clientes residenciales Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 125 de 203
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pequeños, clientes comerciales e industriales pequeños y clientes residenciales, comerciales e industriales grandes. Entre las opciones tarifarias disponibles es posible encontrar tarifas tipo Time of Use, tarifas Peak load pricing, tarifas especiales para clientes en riesgo social, tarifas tipo convenio para actividades especificas, tarifas para net metering y otros.
2.1.1. CLASIFICACIÓN DE CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN WINSCONSIN En el estado de Wisconsin, la clasificación de los clientes que reciben suministro de distribuidoras de electricidad (utilities) depende de los criterios que establezca cada uno de las distribuidoras en particular, sin embargo es posible reconocer clasificaciones comunes. Los clientes son clasificados según su consumo eléctrico, potencia y demanda de punta, considerando una clasificación entre clientes residenciales, pequeños consumidores, industriales y grandes consumidores residenciales e industriales. Estas clasificaciones guardan directa relación con las opciones tarifarias a las que los diferentes clientes pueden optar.
2.1.1.1. CONSUMIDORES RESIDENCIALES Los clientes residenciales corresponden a los clientes que puedan atribuirse a consumos de una o dos familias, condominios, apartamentos u otras unidades residenciales que consten con elementos como alumbrado, cocina, calefacción, electrodomésticos ordinarios y motores que no sobrepasan los 7.5 HP. La clasificación de residencial aplica en forma general para los puntos expuestos anteriormente, pero existen algunas compañías distribuidoras que explicitan más requisitos. En los siguientes puntos se mencionan algunos:
La compañía Xcel Energy aplica tarifas residenciales a aquellos que no sobrepasen un consumo anual de 60.000 kWh. Madison Gas and Electric aplica esta tarifa para aquellos consumidores que no tengan más de 5.500 W en unidades de calefacción y refrigeración. Este requisito es controlado.
2.1.1.2. PEQUEÑOS CONSUMIDORES COMERCIALES, INDUSTRIALES Y AGRÍCOLAS En el estado de Wisconsin se observa que existe una sola categorización que agrupa tanto a clientes comerciales, industriales y agrícolas de hasta una mediana capacidad, ofreciendo las mismas opciones tarifarias de forma indistinta para estos clientes. La clasificación de este tipo de clientes puede variar entre las diferentes distribuidoras del Estado pero en términos generales, esta clasificación considera una potencia máxima instalada de 100 KW y un consumo de energía total entre 12.500 kWh - mes y 25.00 kWh - mes.
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2.1.1.3. GRANDES CONSUMIDORES RESIDENCIALES E INDUSTRIALES Algunas distribuidoras establecen límites para clasificar a grandes clientes residenciales e industriales. La clasificación se realiza típicamente en función de la potencia conectada de los clientes con valores entre los 75 kW y los 200 kW de capacidad instalada.
2.1.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN WISCONSIN Las distribuidoras del estado de Wisconsin consideran variadas opciones tarifarias para sus clientes. En el caso de los clientes residenciales existen opciones tarifarias estándares y disponibles en forma pública. Estas opciones consideran tarifas tipo Time of Use, tarifas Peak load Pricing, tarifas tipo convenio para usos específicos, tarifas para clientes con vulnerabilidad social y tarifas para generación local (net metering). Por otro lado, las tarifas eléctricas comerciales e industriales ofrecidas en el estado de Wisconsin depende de la empresa distribuidora que las elabora (Proveedor público, privado o cooperativa). Sin embargo es posible reconocer tarifas del tipo time of use, tarifas del tipo high load factor servicie (tarifa para clientes que sobrepasan sistemáticamente demandas máximas de punta) y Tarifas tipo convenio.
2.1.2.1. TARIFAS TIME OF USE (TOU) Todas las empresas distribuidoras presentan este servicio, existiendo típicamente la existencia de tres componentes dentro de la tarifa, la componente On – Peak, la componente Off- peak y la componente Shoulder - Period:
On-Peak: Ocurre cuando los precios de la energía son más altos, debido a una mayor demanda en ese periodo. Off-Peak: Ocurre cuando los precios de la energía son más bajos debido a una menor demanda. Desplazar el consumo a estas horas puede disminuir la cuenta presente en la boleta mensual. Shoulder-Period: Ocurre cuando el consumo eléctrico es moderado. El precio de la electricidad es el estándar si se consume en este periodo.
El consumidor tiene la opción de participar en este programa decidiendo cambiar parte de su consumo On-peak a periodo Off-peak si es posible, en caso contrario es preferible cambiar el consumo a Shoulder-period. La Tabla 12 presenta un ejemplo de los periodos On – peak, Off Peak y shoulder peak para invierno y verano considerados en la tarifa Time of Use. Tabla 12 Ejemplo periodos para tarifa Time of Use empresa distribuidora Wisoncin Public Service Nivel On-peak
Invierno Octubre-Abril
Verano Mayo-Septiembre
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Off-peak
Shoulder-peak
Lunes a Viernes 4 p.m a 8 p.m 0.27624$/kWh Se excluyen festivos Todo el año Lunes a Viernes 10 p.m a 7 a.m 0.06990$/kWh Se excluyen festivos Octubre-Abril Lunes a Viernes 7 a.m a 4 p.m 8 p.m a 10 p.m 0.12209$/kWh Se excluyen festivos
Lunes a Viernes 1 p.m a 7 p.m 0.27624$/kWh Se excluyen festivos Todo el año Lunes a Viernes 10 p.m a 7 a.m 0.06990$/kWh Se excluyen festivos Mayo-Septiembre Lunes a Viernes 7 a.m a 1 p.m 7 p.m a 10 p.m 0.12029$/kWh Se excluyen festivos
La opción tarifaria Time of Use está disponible tanto para clientes residenciales, como para clientes industriales y comerciales.
2.1.2.2. TARIFAS PEAK LOAD PRICING La tarifa tipo Peak load Pricing está diseñada de manera que el cliente disminuya su consumo en periodos extremadamente críticos de demanda energética. Los periodos que se distinguen en esta estructura tarifaria son periodos On – peak, Off – peak y Critical – peak:
On-peak: Ocurre cuando los precios de la energía son más altos debido a un incremento de la demanda. Off-peak: Los precios son más bajos debido a un menor consumo de energía. Critical-peak: Es una condición extrema donde los precios son demasiado altos debido a un consumo muy elevado de energía. Generalmente suele pasar cuando hace demasiado frio o calor.
2.1.2.3. TARIFAS LIFELINE RATE PARA CONSUMIDORES VULNERABLES La tarifa Lifeline rate está diseñada para ofrecer una tarifa preferencial para clientes que estén en condición de vulnerabilidad social. Este régimen tarifario considera un precio más bajo para la energía sobre los primeros 300 kWh consumidos y otro precio para kWh siguientes. Los clientes que pueden pertenecer (es opcional) a esta tarifa son los siguientes:
El cliente debe tener un ingreso por debajo del 150% del nivel de pobreza establecido por el Departamento de Salud y Servicio. El jefe de familia o su cónyuge tiene que estar recibiendo un ingreso de seguridad suplementario. El cliente tiene que demostrar su condición y llenar una solicitud de servicio bajo esta condición.
Los clientes que ya pertenecen tienen que cumplir con las siguientes normas generales:
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Los clientes que pertenecen a esta tarifa y reciben servicios de climatización en sus viviendas serán trasladados de tarifa. Los clientes que hayan recibido servicios de climatización antes del 30 de Julio de 1985 permanecerán en la tarifa hasta que no cumplan con el requisito socioeconómico exigido. Cuando un cliente se cambia de residencia, pierde el beneficio iniciando un nuevo servicio en la actual residencia.
2.1.2.4. TARIFAS TIPO CONVENIO PARA USOS ESPECÍFICOS Algunas distribuidoras ofrecen tarifas especiales en forma de convenio para clientes que usan la electricidad para algún uso en específico, ofreciendo tarifas y condiciones preferenciales para estos. Un ejemplo de este tipo de tarifa es la tarifa residencial para suministro de agua caliente utilizando un sistema de control de calentamiento de hagia (Controller water heating). Otro ejemplo es la tarifa para iluminación ofrecida a clientes comerciales e industriales.
2.1.2.5. TARIFAS NET METERING Este convenio es válido para consumidores con generación propia y que desean conectar su generación en paralelo con las instalaciones de la compañía. La interconexión debe ser autorizada por la compañía y también los equipos a conectar. Establece tarifas de compra de la energía generada por los medios locales. Estas tarifas de compra reconocen valores diferenciados para inyecciones realizadas en alta y baja tensión e inyecciones realizadas durante periodos de punta y fuera de punta. El consumidor debe generar el voltaje con todas las características técnicas necesarias para conectarse a la red (misma magnitud y frecuencia), es un requisito mínimo y obligatorio. La compañía compra la energía suministrada por el consumidor. Notar que este convenio puede aplicarse con cualquier otra tarifa existente.
2.1.2.6. TARIFAS TIPO HIGH LOAD FACTOR Este tipo de convenio está dedicado a aquellos clientes industriales que sobrepasan por un periodo determinado su demanda máxima. Algunas variaciones de estas tarifas, consideran la interrupción del servicio para clientes que sobrepasen los 10.000 kW de demanda y que estén conectados a altos voltajes (>69 kV).
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2.1.3. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN WISCONSIN La estructura de las tarifas ofrecidas por las distribuidoras de Wisconsin se diferencia según el tipo de cliente existente, habiendo cargos para los clientes residenciales y otros para los clientes comerciales e industriales. El espectro de tarifas en el estado de Wisconsin depende de las empresas eléctricas encargadas, pero es común observar una tarifa eléctrica básica que cobra el valor de la energía consumida y que rige para clientes residenciales, agrícolas y comerciales e industriales pequeños. Las tarifas por cargo de potencia o que involucran cargos por demanda está definida en todos los niveles, pero solo son obligatorias para grandes clientes comerciales e industriales. Los cargos por potencia (o demanda) están involucrados en las tarifas especiales como Time of Use Service, Peak Load Pricing y otro tipo de programas. Adicionalmente, también existen programas de energías renovables en todos los niveles (residencial, comercial e industrial) y programas de generación paralela y Net-Metering por parte de los grandes proveedores de electricidad. Los cargos involucrados más importantes para los clientes residenciales consisten en los siguientes:
Cargo de energía: Cargo asociado a la cantidad de energía que consume el cliente. La energía se mide en kWh. Cargo al consumidor: Cargo que no cambia por la cantidad consumida de electricidad. El cargo del cliente cubre el costo de mantener un suministro seguro y confiable. Este costo es levemente superior en zonas rurales, donde se bastece un número menor de clientes. Esta es la cantidad mínima que se cobrara cada mes. Cargo por personas de bajos ingresos: Cargo correspondiente a un subsidio para clientes en riesgo social. Este cargo es cobrado por las empresas eléctricas; luego los fondos son transferidos al departamento de administración de Wisconsin para ayudar a los clientes de más bajos ingresos. Este cargo no está presente en todas las tarifas, sino en aquellas que tienen este tipo de convenio.
Los cargos y cobros presentes en la tarifa comercial e industrial son los siguientes:
Cargo mínimo mensual: Cargo mínimo a pagar durante el mes. Está compuesto del cargo al consumidor más el cargo por demanda. Cargo por energía: Depende de cada distribuidora que tipo de cobro realiza en representación de este ítem, pero el concepto es el mismo. Generalmente este cargo no es el mismo en periodos On-peak que en Off-peak. Es un cargo que varía su valor
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con respecto al instante de tiempo que se use. Este cargo generalmente no es el mismo para estaciones de verano e invierno. Transmisión y servicios auxiliares: En este ítem se incluyen los costos de toda la transmisión, servicio de distribución y todo tipo de servicios auxiliares. Estos costos pueden variar si el consumidor participa o no en el mercado eléctrico. Congestión y pérdidas: Costos asociados a las perdidas en las líneas y la congestión de las mismas Impuestos.
2.1.4. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN WISCONSIN En el estado de Wisconsin, no existe una tarifa estándar a elaborar o un esquema tarifario por el cual se guíen los proveedores de electricidad, sino que existe una documentación mínima a presentar ante la Public Service Commision of Wisconsin que evalúa la propuesta, y también la tarifa eléctrica diseñada tiene que contener una información mínima al cliente. Toda la información relevante que necesita el proveedor de electricidad para presentarse ante la Comisión está en el capítulo 113 del Wisconsin Administrative Code; este capítulo detalla claramente en 113.0401 la información solicitada al proveedor eléctrico y en 113.0406 la información mínima al cliente que la tarifa diseñada debe tener, además trata aspectos como la resolución de conflictos entre el cliente y la empresa eléctrica y plazos que se tienen que llevar a cabo para todo tipo de trámites. Ante la Public Service Commision of Wisconsin el proveedor de electricidad deberá otorgar una detallada información sobre cómo es derivada la tarifa eléctrica incluyendo todo tipo de cálculos, fórmulas y cargos utilizados; además deberá mostrar una reglamentación clara y detallada que aplique sobre la tarifa, es decir que para que casos es válida y que sucede bajo todas las situaciones posibles. La Comisión evaluará si la tarifa cumple con los requisitos mínimos y también que el valor de la tarifa sea racional o que represente de manera razonable los costos de la empresa eléctrica. El procedimiento que tiene que llevar a cabo el proveedor de electricidad esta explicitado en el capítulo 113 del Wisconsin Administrative Code, que tiene la reglamentación y también la guía necesaria para presentarse ante la Public Service Commision of Wisconsin. Es interesante notar que la Comisión de Servicio Público de Wisconsin es un organismo a nivel local (o a nivel de estado) y el organismo superior es la National Association of Regulatory Utility Commisioner, que agrupa todas las comisiones presentes en Estados Unidos. También es interesante destacar que los proveedores de electricidad cuyos dueños son los accionistas (Proveedores privados) no están regidos Public Service Commision of Wisconsin, sino que quedan en manos directamente del Wisconsin Administrative Code y Register, solamente las cooperativas y proveedores municipales forman parte activa de la regulación por parte del Public Service Commision of Wisconsin.
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2.1.4.1. ANÁLISIS DE VALIDEZ DE UNA TARIFA PROPUESTA POR UNA DISTRIBUIDORA Las tarifas eléctricas son elaboradas por la empresa distribuidora respectiva, pero son reguladas y analizadas por la Comisión eléctrica24 de la Public Service Commision of Wisconsin que se basa en las leyes del estado de Wisconsin (Administrative Code Wisconsin). Las leyes del estado de Wisconsin en el capítulo 196 hacen referencia a la regulación de servicios públicos (agua, gas, electricidad y telecomunicaciones, por ejemplo). Este código administrativo de Wisconsin complementa al Administrative Code y Register que trata con mayor detalle el tema de la tarificación. Las secciones del capítulo 196 del Administrative Code Wisconsin relacionados con los cobros y tarifas de electricidad son los siguientes:
Legalidad de las tarifas y cobros racionales por parte del distribuidor de electricidad: La Comisión revisa los cargos, peajes y tipos de tarifas propuestas por el proveedor de electricidad; se revisan los servicios, mediciones y normativas que el proveedor de electricidad lleva a cabo y el tema de cambio de tarifas por parte del proveedor de electricidad. Reglamentación clara y accesible sobre las tarifas, convenios y contratos: El proveedor de electricidad debe presentar por escrito toda la documentación necesaria que muestre el tipo de tarifas aplicadas y la reglamentación que rige tales tarifas. Reglas de servicio y cambio de tarifa por parte del proveedor de electricidad: La Comisión está facultada para velar que las reglas de servicio se cumplan y también el tema de cambio de tarifa por parte del proveedor de electricidad; más específicamente se solicita indicar todas las normas sobre la interrupción del servicio eléctrico en el que las tarifas son aplicables y las fechas relacionadas con las propuestas de cambios sobre las tarifas. Compensaciones, tarifas y contratos: La sección 196.192 hace referencia a las compensaciones, tarifas y contratos basados en el mercado eléctrico.
En este contexto, en el estado de Wisconsin no existe una tarifa estándar o una forma específica de hacer las tarifas, sino que los proveedores de electricidad presentan las tarifas elaboradas ante la Comisión, esta evalúa todos los costos involucrados y decide sobre la racionalidad y validez de las tarifas. La Comisión se basa en el Administrative Code y Register (ítem 113 principalmente) y en el Administrative Code Wisconsin (Capitulo 196 principalmente) para realizar el análisis. En las siguientes secciones se explican de manera general las secciones más importantes del capítulo 196.
24
Notar que existen comisiones para el gas, agua, comunicaciones, electricidad y otros servicios públicos. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 132 de 203
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2.1.5. OTROS ASPECTOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN WINSCONSIN La regulación del estado de Wisconsin establece otros aspectos de importancia que deben ser considerados en el proceso de tarificación y facturación del consumo eléctrico para los clientes de las distribuidoras de electricidad. Si bien los elementos mencionados y desarrollados en la regulación son muchos, algunos de los más importantes y concernientes a la investigación son: El procedimiento de facturación, la lectura de los medidores y periodos de facturación y los procedimientos de solución de problemas.
2.1.5.1. PROCEDIMIENTO DE FACTURACIÓN. PCS 113.0406 Cada facturación incluyendo el recibo de los clientes de las siguientes empresas eléctricas deben mostrar por cada medición la siguiente información:
Datos del cliente: El nombre del cliente, la dirección de servicio y la dirección de facturación si esta última es diferente a la de servicio. Número de identificación medidor: Para unidades residenciales en edificios, se debe mostrar el número del medidor o número de identificación y el número de cuenta del cliente. Lecturas: La lectura presente y también las lecturas pasadas. Fecha de Lecturas: La fecha de la lectura presente y también las correspondientes fechas de las lecturas pasadas y la próxima fecha programada para la lectura del medidor. Además debe incluirse el número de días que están involucrados en el periodo de facturación. Consumo eléctrico: El consumo energético producido en el periodo de facturación. Servicio suministrado: La clase de servicio suministrado y la respectiva explicación de los códigos involucrados y abreviaturas. Cargos aplicados: La lista de cargos en los cuales se basa el cálculo de la tarifa, incluyendo el cálculo realizado. Debe incluirse un desglose claro de la cantidad facturada, mostrando los saldos impagos si corresponde y los cargos por pagos tardíos. Además debe mencionarse en forma clara ajustes realizados, cantidades sujeta a impuesto, tasa del impuesto y el impuesto facturado entre otros.
2.1.5.2. LECTURAS DE LOS MEDIDORES Y LOS PERIODOS DE FACTURACIÓN. PCS 113.0405 Las lecturas de los medidores utilizados deben realizarse por lo menos una vez cada 2 meses; algunas empresas pueden ofrecer planes de lecturas trimestrales o semestrales, pero esta opción no es obligatoria. Los medidores serán leídos los días correspondientes a cada ciclo de periodo de lectura de medidores. La fecha de lectura de medidores se puede adelantar o posponer no más de 5 días sin Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 133 de 203
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el ajuste de facturación correspondiente. Las facturas del servicio otorgado tienen que estar dentro de un plazo de 40 días después de haber leído el medidor, otra manera tiene que ser autorizada por la Comisión. El proveedor de electricidad puede otorgar la lectura del medidor al cliente por teléfono o correo electrónico siempre y cuando un representante del proveedor de electricidad lea el medidor por lo menos una vez cada 6 meses.
2.1.5.3. PROCEDIMIENTO DE SOLUCIÓN DE PROBLEMAS. PCS 113.0407 Siempre que el cliente realice una solicitud de disputa por un depósito o garantía o por una facturación, o cualquier asunto relacionado con la desconexión o denegación del servicio eléctrico, el proveedor de electricidad deberá:
Investigar el motivo de la disputa en forma rápida y completa. Avisar al consumidor los resultados de la investigación. Intento de resolver la disputa. Brindar la oportunidad al cliente de llegar a un acuerdo de pago diferido bajo PCS 113.040425, con el fin de terminar la disputa. Cuando un proveedor de electricidad nombra a un agente encargado de resolver las disputas o consultas, pero cuando este no resuelve el conflicto de manera adecuada, la responsabilidad de resolución de la disputa vuelve a la empresa eléctrica. Cuando los pagos se realizan por medios electrónicos o a través de vendedores, tarjetas de crédito o un tercero, y cuando estos medios tienen una relación contractual con la empresa eléctrica, la resolución de problemas queda en manos del proveedor de electricidad.
Cuando la empresa eléctrica y el cliente han agotado todos los recursos para la solución del problema, se puede pedir a la Public Service Commision que analice y resuelva el caso.
2.2. REVISIÓN DE LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD PARA EL ESTADO DE CALIFORNIA El sistema eléctrico de California es manejado por la California Independent System Operator (CAISO), la cual es responsable de entregar energía al 80% del estado, el 20% restante es responsabilidad de empresas de servicios públicos municipales. La CAISO es regulada por Federal Energy Regulatory Commission (FERC). El territorio abarcado por la CAISO se divide en: SP-15, NP-15 y ZP-26. En cada una de las zonas se calcula cada cinco minutos la generación de energía necesaria para satisfacer la demanda. De esta 25
Service Rules for Electrical Utilities – Deferred payment agreement), Wisconsin, USA Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 134 de 203
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manera las centrales generadoras con costo marginal más bajo van entrando o saliendo de la matriz para lograr generar energía al menor costo posible. Al mismo tiempo existe un sistema tarifario flexible que permite a los distintos clientes optar por distintas tarifas. Las empresas generadoras venden su electricidad a las distribuidoras o “utilities”, las que ofrecen diferentes alternativas tarifarias al consumidor. La California Public Utilities Commission (CPUC) es la Comisión que regula el sistema de tarifas, responsable de que todos los agentes que forman parte del mercado eléctrico californiano cumplan con las normas y leyes establecidas por la “PU Code”. El sistema eléctrico se conforma por distribuidoras pertenecientes a inversionistas con fines de lucro. Existen tres distribuidoras que abarcan casi la totalidad del territorio: Pacific Gas & Electric (PGE), San Diego Gas & Electric (SDGE) y Southern California Edison (SCE). Estas empresas deben proveer su servicio a un precio razonable que cubra sus costos de transmisión y la inversión realizada.
2.2.1. CLASIFICACIÓN DE CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN CALIFORNIA Dentro del mercado eléctrico californiano existen tres tipos de consumidores:
Consumidores Residenciales: clientes que vivan en casas, departamentos que puedan ser medidos separadamente y complejos multi-familiares. Consumidores Agrícolas: clientes con un consumo agrícola importante (generalmente mayor al 70% de su consumo total), y con una demanda no mayor a 500kW. Consumidores Industriales: clientes que no pertenecen al sector residencial o agrícola, generalmente con un consumo menor a 500kW.
Los consumidores residenciales poseen las “Baseline Quantity”, son referencias de consumo eléctrico que si son superados por el consumidor se le cobra un recargo. Estos recargos son fijados por la CPUC en base a las características climáticas de la zona de consumo, la época del año (verano o invierno), si el tipo de consumo es completamente eléctrico (All-Electric) o si también existe consumo de gas (Basic). Las distribuidoras ofrecen distintas tarifas de acuerdo a los perfiles de consumo de cada tipo de clientes. Para discriminar a los clientes impone requisitos mínimos que debe cumplir el cliente para acceder a las tarifas, lo cual es regulado por la CPUC.
2.2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN CALIFORNIA Existen dos tipos de tarifa en California, una tarifa regulada por la CPUC que cubre todos los costos de la distribuidora y le asegura un margen de ganancia. Además, existe otro tipo correspondiente
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a las tarifas flexibles ofrecidas por las distribuidoras a los consumidores de acuerdo a sus perfiles de consumo, pero la ganancia en base a este tipo de tarifas es regulada por la CPUC.
2.2.2.1. DESCRIPCIÓN DE LA TARIFA REGULADA La tarifa regulada recibe el nombre de Schedule WD-1, es una tarifa de compensación a las empresas distribuidoras, por los costos derivados de la distribución de la energía eléctrica en donde se incluyen las siguientes componentes:
Cargo Plano: Dentro de este costo se considera los gastos de la empresa distribuidora en mano de obra y supervisión de servicios de facturación, incluyendo cuentas por potencia reactiva. Para determinar estas cantidades, se realiza un estudio estimando las horas de trabajo mensuales y mano de obra. Cargo por distribución: Dentro de este costo se considera el uso de las instalaciones de distribución. La cuota mensual se calcula como el producto de la tasa de distribución primaria y secundaria del cliente, y los determinantes de la distribución de la facturación del cliente en ese lugar. El determinante de facturación debe incluir las pérdidas de carga promedio del sistema. Para distribución primaria y secundaria, la tasa de genéricos es $ 3.69 y $ 7.00 por kW-mes, respectivamente. Costo por propiedad: Costo asociado a la posesión de los servicios distribuidores.
2.2.2.2. DESCRIPCIÓN DE LAS TARIFAS FLEXIBLES Las empresas distribuidoras tienen la posibilidad de establecer sus propias tarifas, dándole la posibilidad al consumidor a optar por el plan que más le acomode. Estas tarifas son supervisadas por la CPUC. En el sistema tarifario flexible de California existe una gran variedad de tarifas que combinan estructuras y características que otorgan al consumidor la posibilidad de elegir el plan que más le acomode, según sus necesidades y características de consumo. Dentro de la totalidad de las tarifas hay elementos en común que permiten clasificarlas, las más conocidas son:
Tarifas Planas: Poseen una tasa constante por kWh consumido. Por lo general tienen asociadas un valor mínimo si el consumo es bajo. Tarifas Time-Of-Use (TOU): Dividen al día en Peak y Off-Peak o en Peak, Partial-Peak y OffPeak horarios. Los horarios Peak tienen un valor más elevado y los Off-Peak un valor menor para incentivar la disminución consumo en horas punta. El horario Peak se rige entre las 12:00-18:00 hrs.
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Tarifas de Temporada: Posee una tasa constante por kWh consumido, cuyo valor es distinto para invierno y verano. Net Energy Metering (NEM): Plan tarifario enfocado para agentes que generan su propia energía y se conectan a la red, considera la energía entregada y la energía recibida. Por lo general, el valor de la energía entregada es menor debido a que no contempla el factor de “potencia”.
2.2.2.3. DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE COBRO DE LAS TARIFAS Las tarifas se pueden clasificar por el tipo de cobro que realizan, estos son costos por energía, potencia y/o cantidad de motores.
Tarifas de cobro por energía: Se cobran costos fijos y variables. Los costos fijos en donde toman en cuenta el uso diario de medidores y servicios de mantenimiento, en cambio el costo variable se refiere a la energía, se considera el costo por kWh de generación y distribución, considerando variaciones dependiendo de la época del año, TOU y porcentaje de cobro en la tarifa plana. Es un tipo de tarifa enfocada especialmente a clientes residenciales o industriales pequeños. Tarifa de cobro por energía y potencia: En este tipo de tarifa se considera el gasto derivado de la potencia, además de la energía. Dentro de los costos fijos, están presentes el uso del medidor y servicios adicionales. En los costos variables se identifica un cargo por energía y potencia, por la generación y distribución de éstas en el sistema. Esta tarifa se enfoca principalmente en clientes industriales de mayor demanda y clientes agrícolas que utilizan pocos motores. Tarifa de cobro por energía y potencia para clientes con muchos motores: Se identifica un costo fijo asociado al uso de los medidores (se cobra por unidad) y por servicios adicionales. Es posible encontrar un costo variable que se reparte en un cargo por energía y otro por potencia. Para el caso de la energía se le atribuyen costos de generación y distribución, a la vez que para la potencia se le atribuyen parte de los costos de generación, de distribución y por carga conectada. Este tipo de tarifa está orientada generalmente a agricultores, donde el uso de motores es más frecuente.
2.2.3. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN CALIFORNIA La estructura de costos de los tipos de tarifa en California presenta una componente fija dentro de las que entran costos por uso del medidor, costos para financiar servicios de mantenimiento (como el Nuclear Decommissioning, DWE Bond), etc. Y una componente variable que se divide en cobros por la energía y por la potencia consumida.
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Dentro de los costos fijos y variables de los tipos de tarifa hay costos que son comunes para todas, que están ligados al gasto de la empresa en servicios como generación, transmisión, distribución y costos de servicio. Entre los principales se pueden destacar:
Generación: Costo asociado a la generación en cada tipo de tarifa. Transmisión: Costo de transmisión de electricidad de las centrales eléctricas, líneas de alta tensión, sistema de distribución. Distribución: Costo asociado al sistema de bajo voltaje, líneas eléctricas, postes, transformadores. Programas de propósitos públicos: Costo para fondo de políticas públicas, para fomentar programas de ayuda social. Desmantelamiento de instalaciones nucleares: Costo para la restauración de los lugares cercanos a instalaciones nucleares, luego de que dejan de funcionar. TTA: Costo asociado para refinanciar, gastos antiguos en inversiones previamente incluidos en el precio autorizado por la CPUC. Carga DWR: Costo para creación de bonos para financiar los costos históricos de la electricidad comprada por el departamento de recursos hídricos de california. CTC: Cargo por el costo de la electricidad en exceso en el sistema. Costo energía de recuperación: Costos para el financiamiento del fondo de emergencia ante una posible bancarrota.
2.2.4. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN CALIFORNIA El regulador del sistema eléctrico de California debe velar por los procedimientos de cambios de tarifa, la creación de nuevas tarifas, la no discriminación de clientes y debe actuar en la resolución de conflictos entre consumidores y distribuidora.
2.2.4.1. REGULACIÓN EN LA CONTRATACIÓN DE NUEVOS CLIENTES Para clientes nuevos la distribuidora debe hacerse cargo de ubicar al consumidor en una tarifa en la que sea elegible y no está obligada a recomendar una tarifa en específico. Los clientes agrícolas pueden proveer información a la distribuidora para recomendar alguna tarifa óptima.
2.2.4.2. REGULACIÓN DE CAMBIOS EN TARIFAS EXISTENTES Para realizar cambios en cualquier tipo de tarifa las distribuidoras deben hacer públicas las nuevas características de la tarifa 30 días antes de la aplicación de los cambios, además de ser aprobadas y archivadas por la CPUC. Todas las tarifas ofrecidas por la distribuidora se deben encontrar publicadas.
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2.2.4.3. REGULACIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE CREACIÓN DE NUEVAS TARIFAS La empresa distribuidora solo puede obtener utilidades de las tarifas flexibles a partir de tasas de retorno o ganancia en los elementos activos, como bienes y equipos. La distribuidora cobra en la tarifa el valor correspondiente al reembolso de sus costos de energía comprada y costo de combustible, no obteniendo margen de ganancia o beneficio a partir de estos elementos. Esto es regulado por la CPUC. Para crear una nueva tarifa la distribuidora debe notificar a la FERC explicando su estructura. La FERC expone la información de la nueva tarifa a través de su plataforma eTariff para el conocimiento público. Los requisitos de ingresos impuestos a las distribuidoras y la autorización en la creación de nuevas tarifas se determinan principalmente en los siguientes foros:
Casos de tasas generales: A cargo de la CPUC. Casos de transmisión de velocidad: A cargo de la Federal Energy Regulatory Commission (FERC). En estos casos la CPUC tiene la obligación de permitir la tasa autorizada por la FERC. La Energía de Recuperación de Recursos de la Cuenta (ERRA): establecida por la CPUC regula los casos en que la Comisión revisa la utilidad de combustible y energía comprada, de manera que pasen los requisitos de ingresos sin permitir ganancia o utilidad a partir de estas. Procedimientos específicos de programas zonales: Están a cargo de las entidades donde se determina el presupuesto de dichos programas. Costos de servicio o requisitos de ingreso: Se clasifican en Generación, Distribución y Transmisión. Estas categorías no solo reflejan las principales áreas que generan utilidad, sino que también son utilizadas para decidir a cual clase de consumidor irá dirigida cada tarifa.
2.2.4.4. REGULACIÓN EN CONFLICTO ENTRE EMPRESA Y CLIENTE Si una distribuidora termina o se rehúsa a restablecer el servicio a un consumidor por alguna de las razones que se enuncian a continuación, no adquiere responsabilidad alguna con este cliente.
2.2.4.5. REQUISITOS DE PERMANENCIA EN UNA TARIFA Los clientes pueden solicitar un solo cambio en su tipo de tarifa durante cualquier periodo de doce meses. La empresa distribuidora no tiene la obligación de realizar más de un cambio en el tipo de tarifa del cliente en un transcurso de doce meses, a menos que un cambio en esta tarifa sea aprobada o que las condiciones de operación del cliente cambien lo suficiente como para garantizar un cambio en el régimen tarifario. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 139 de 203
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En el caso de clientes agricultores, la distribuidora genera un análisis tarifario para el cliente, quién luego de aceptar la tarifa establecida no puede solicitar ningún cambio durante un periodo de al menos tres meses de verano y tres meses de invierno.
2.2.4.6. CLIENTE SOLICITA EL TÉRMINO DE PAGO POR SERVICIO Si el cliente solicita el término de pago por servicio, en una instalación distinta a un alojamiento multifamiliar, debe hacer la solicitud a lo menos dos días antes en que se haga efectivo el término del servicio. El cliente se hará cargo de todos los servicios prestados en las instalaciones hasta dos días después de la recepción de la solicitud o hasta el día especificado en esta. En cambio, si el cliente solicita el término de pago por servicio en un alojamiento multifamiliar, cuyo término privará a los residentes del servicio. El cliente debe hacer la solicitud de término de servicio y dar aviso de esta decisión a los residentes, con diez días de anticipación a la fecha deseada para finiquitar el servicio. Además, éste se hará cargo de todos los servicios prestados en las instalaciones hasta diez días después de recibida la solicitud o hasta el día especificado en esta.
2.2.4.7. TÉRMINO DE SERVICIO POR NO PAGO En caso de aviso por no pago de la cuenta o depósito de crédito, la distribuidora no puede dejar de proveer el servicio si es fin de semana o feriado. Una cuenta mensual o una solicitud de depósito de crédito en el caso de un servicio residencial son declaradas como deuda, si el pago no es recibido durante los periodos de tiempo establecidos desde el momento que la cuenta o solicitud es enviada al cliente. Una vez declaradas como deuda y con previo aviso al consumidor, según las condiciones establecidas por ley, la distribuidora puede poner fin al suministro del servicio, a menos que se den las siguientes condiciones:
Si el cliente alega una inhabilidad para pagar, la empresa deberá extender el tiempo del servicio en caso de que el término de este represente una amenaza de vida para el cliente o en caso de que el cliente esté dispuesto a entrar de condiciones de pago razonables. El cliente solicita un acuerdo de extensión.
En caso de que el cliente no llegue a acuerdos en el pago de una deuda con la distribuidora, este puede contactar a la Rama de Asuntos del Consumidor (CAB) de la CPUC para evitar el corte del servicio. Esta es la encargada de resolver los problemas entre el consumidor y el distribuidor en primera instancia. Si el cliente no está satisfecho con la resolución establecida por el CAB, este puede apelar a la CPUC según los procedimientos establecidos.
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2.3. REVISIÓN
DE LA APLICACIÓN DE
TARIFAS
FLEXIBLES ELÉCTRICAS PARA EL
ESTADO DE ILLINOIS Las tarifas eléctricas en el estado de Illinois son diversas gracias al amplio espectro de proveedores eléctricos que existe que van desde grandes empresas eléctricas hasta pequeños inversionistas privados. Las tarifas se componen de un cargo fijo presente en todos los tipos, un cargo variable por energía que solamente se observa en consumidores pequeños o residenciales, un cargo por potencia o demanda que se observa a partir de consumidores comerciales o aquellos cuya demanda es considerable. Es importante notar la gran cantidad de tarifas Space Heating and Cooling, esto es debido a que el 56% del consumo en los hogares es debido a este factor (Energy Savers, 2011). Existe una amplia variedad de tecnologías dedicadas a la calefacción y refrigeración del hogar. Proveedores eléctricos cooperativos y retailers ofrecen una gran cantidad de tarifas que incluyen este concepto. Los aspectos regulatorios del proceso de tarificación están normados por el código administrativo de Illinois y por la legislatura del estado de Illinois. La Comisión reguladora se basa en ambos documentos para formular la política económica general y la investigación en Ingeniería, analizar temas estatales de electricidad y regionales de energía e investigar las tarifas y peticiones.
2.3.1. CLASIFICACIÓN DE CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN ILLINOIS Los consumidores presentes en el estado de Illinois se pueden dividir en residenciales, comerciales e industriales. Los consumidores agrícolas se incluyen dentro de los consumidores residenciales o comerciales, no existe una tarifa especial dedicada a ellos. Los tipos de consumidores serán analizados de acuerdo a sus características principales. Es interesante notar que la clasificación exacta depende del proveedor de electricidad, pero igual se pueden encontrar rasgos comunes que se encuentran para cada tipo de consumidor.
2.3.1.1.
CONSUMIDORES RESIDENCIALES
Los consumidores residenciales se caracterizan por los siguientes aspectos:
Servicio monofásico de electricidad en baja tensión.
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Generalmente el uso de electricidad se limita a electrodomésticos, calefacción y rara vez se incluyen cargas adicionales como motores. Si se incluyen cargas, tienen que estar limitadas en cuanto a su demanda energética. Solamente se le hace un cobro por energía, no se incluye potencia entre sus cargos. En algunos casos particulares, se hace subdivisión en consumidores de la tercera edad, o familias de escasos recursos, pero estas subdivisiones dependen del proveedor de electricidad. Generalmente están constituidos por familias que viven en condominios, y apartamentos. Pequeños consumidores agrícolas también se incluyen en esta categoría.
2.3.1.2.
CONSUMIDORES COMERCIALES
Los consumidores comerciales a diferencia de los residenciales tienen más cargos y cobros involucrados; los rangos de consumo también son hechos por los proveedores de electricidad, no existe un rango estándar. Las principales características son:
Existen cargos por potencia o demanda involucrados. Los cargos de energía dependen de la estación del año (Invierno/Verano) y de la cantidad de energía consumida. Generalmente el servicio eléctrico es trifásico, aunque también puede ser monofásico. Generalmente constituyen clientes que proporcionan servicios institucionales o comerciales. Consumidores agrícolas también pueden ser considerados, si están dentro de los rangos de potencia y energía establecidos por el proveedor de electricidad. En tal caso serían grandes consumidores agrícolas.
2.3.1.3.
CONSUMIDORES INDUSTRIALES
No existe una clasificación de clientes industriales, los clientes de esta naturaleza son incluidos dentro del ámbito residencial. Las tarifas están diseñadas por tamaño y naturaleza del consumo, no para una clasificación industrial o comercial. Es común que los consumidores industriales y comerciales sean de naturaleza trifásica y su consumo sea mayor, cayendo dentro de una categoría.
2.3.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD EN ILLINOIS Los tipos de tarifas que se ofrecen provienen de retailers, de empresas eléctricas y el programa real time pricing. Se observa una al igual que en otros estados americanos tarifas para Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 142 de 203
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consumidores residenciales, consumidores comerciales de diversos tamaños y programas que no son un esquema tarifario, sino métodos para ahorrar, como el programa real time pricing, en donde cualquier cliente residencial perteneciente a cualquier tarifa puede participar para disminuir la cuenta que aparece en su factura.
2.3.2.1.
DESCRIPCIÓN DE TARIFAS OFRECIDAS POR PROVEEDORES RETAILERS
Los proveedores retailers pueden ofrecer tarifas fijas, variables o planes de energía verde como son denominados, todos estos planes ofrecidos para el sector residencial. Los planes de tiempo variable son ajustados mes a mes y no hay cargo por una terminación anticipada. Los planes fijos o de tarifa fija tienen el mismo precio durante todo el contrato. Los planes de energía verde están basados en energías renovables. En la Tabla 13 se observan precios referenciales de estos planes ofrecidos por retailers. Tabla 13 Planes ofrecidos por el retailer NICOR Gas. Plan Tiempo variable Tiempo fijo Tiempo variable-energía verde Tiempo fijo-energía verde
2.3.2.2.
Duración del contrato Depende del usuario 12 meses Depende del usuario 12 meses
Precio de la energía 7.7 ₵/kWh 6.7 ₵/kWh 8.2 ₵/kWh 7.3 ₵/kWh
DESCRIPCIÓN DE TARIFAS OFRECIDAS POR PROVEEDORES MUNICIPALES
Las agregaciones municipales o generadores municipales ofrecen tarifas planas que solamente tienen cargo de energía, con precios de la energía que fluctúan entre 5.50 ₵/kWh y 6.50 ₵/kWh.
2.3.2.3.
DESCRIPCIÓN DE TARIFAS OFRECIDAS POR PROVEEDORES COOPERATIVOS
Los proveedores cooperativos de electricidad son aquellos proveedores cuyos dueños son los usuarios y la municipalidad correspondiente. Es decir, cada ciudad puede tener un proveedor público de electricidad, en donde los usuarios también pueden formar parte propietaria. Estas cooperativas eléctricas ofrecen programas tarifarios importantes como:
Tarifa residencial y agrícola: Aplicable a consumos agrícolas y residenciales que no deben tener motores mayores a 10 HP. Existe solamente cargo por energía que cambia al consumir sobre 1000 kWh. Tarifa residencial y agrícola- Water-Heater Control: Aplicable a consumos con calentamiento de agua. Solamente existe cargo por energía, que varía de acuerdo a la
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cantidad en kWh que ha consumido el cliente. Servicio monofásico con conexión en baja tensión. Tarifa residencial y agrícola- Electric Heat Without Water Heater: Esta tarifa rige cuando la fuente primordial de calefacción es la electricidad. Existe solamente cargo de energía, servicio monofásico con conexión en baja tensión. No se admiten motores mayores a 10 HP sin previa autorización. Tarifa residencial y agrícola- Electric Heat With Water Heater: Similar a la tarifa anterior, pero incluye calentamiento de agua para uso doméstico. Existe solamente cargo por energía. No se admiten motores mayores a 10 HP. Servicio monofásico con conexión en baja tensión. El cargo de energía es función de la época del año y la cantidad de energía consumida. Tarifa residencial y agrícola- Geothermal: Tarifa que está destinada a los consumidores que tienen como principal fuente un sistema geotérmico de calefacción eléctrica. Existe solamente cargo por energía que es función de la época del año y la cantidad consumida. Servicio monofásico con conexión en baja tensión. No se admiten motores mayores a 10 HP sin previa autorización. Tarifa comercial: Incluye cargo por potencia y energía. El servicio es trifásico en baja tensión. Entra como requisito también el tener un factor de potencia cercano a la unidad.
2.3.2.4.
DESCRIPCIÓN DE TARIFAS OFRECIDAS POR COMPAÑÍAS ELÉCTRICAS
Las grandes compañías eléctricas también ofrecen tarifas para residenciales y comerciales, entre las tarifas que ofrecen las compañías eléctricas se tienen las siguientes:
Tarifa residencial estándar: Consiste únicamente en el cargo de energía más un cargo fijo. No existen cargos por potencia. Se hacen distinciones para el cargo por energía entre las estaciones de verano e invierno. Tarifa residencial estándar 2: Similar a la tarifa anterior, pero está destinada a clientes que no usan la electricidad para fines de calefacción/ventilación. También se hace distinción entre verano en invierno para el precio del cargo de energía. Tarifa residencial para consumidores de la tercera edad: Tarifa destinada a personas de la tercera edad y que utilicen fuentes de calefacción distintas a la energía eléctrica. A este tipo de clientes se le puede realizar un descuento de hasta un 10% en los meses de invierno. Tarifa para pequeños comerciales: Tarifa disponible para cualquier cliente monofásico no residencial de servicios institucionales o comerciales, o cualquier cliente trifásico no residencial de servicios institucionales o comerciales. La demanda mínima tiene que ser de 1 kW. Los consumidores tienen un solo medidor en el lado de menor tensión. Existen
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cargos por potencia y energía y que son distintos tanto en invierno como en verano, más un cargo fijo. Tarifa comercial con Meter Space Heating: Tarifa comercial destinada a consumidores monofásicos o trifásicos que tienen un solo medidor y donde la energía eléctrica constituye la principal fuente de calefacción del local. La demanda mínima tiene que ser de 1 kW. El cliente puede recibir un descuento del 2% si se conecta a 2400 V o más. Un 2% de descuento también puede realizarse cuando el cliente instala y mantiene el transformador que baja la tensión de 2400 V a una menor. Existen cargos por potencia y energía más un cargo fijo. Tarifa comercial con Meter Space Heating separado: Es muy similar a la tarifa anterior con la diferencia que la energía utilizada para calefaccionar se mide por separado con la energía que se utiliza con fines no acondicionativos. Corren los mismos descuentos mencionados en la tarifa anterior y también los mismos cargos. Tarifa comercial para consumidores de tamaño medio: Es un tarifa que presenta cargos por potencia y energía más un cargo fijo. El límite de consumo lo fija la empresa respectiva, pero para City Water, Ligth & Power un consumidor de tamaño medio es aquel que su demanda mínima es de 70 kW. Existe un descuento del 2% por conectarse a 2400 V o más, y también otro descuento del 2% si el consumidor es quien instala y mantiene el transformador que reduce a los voltios que necesita el cliente. Existen cargos por potencia y energía distintos dependiendo si es invierno y verano. Tarifa para consumidor industrial o un gran comercial: Disponible para cualquier cliente que con un medidor toma el consumo en 4760 V o 12470 V. Asumiendo la responsabilidad de una demanda mínima de 2500 kVA para el caso de la empresa City Water, Ligth & Power. Existen cargos por potencia y energía diferentes para cada estación del año.
2.3.2.5.
PROGRAMA REAL TIME PRICING PARA CLIENTES RESIDENCIALES
Este programa es ofrecido por las empresas distribuidoras Ameren Illinois y ComEd y es un sistema de fijación de precios por hora existente únicamente para los clientes residenciales. Este programa ofrece a los clientes residenciales el acceso a los precios de la electricidad por hora que se basan en los precios de mercado; esto significa que el precio a pagar por la electricidad varia de hora en hora y día a día dependiendo del precio real de mercado. Se pueden manejar los costos de electricidad adoptando medidas sencillas para ahorrar energía en las horas más críticas. No se puede garantizar un ahorro, pero desde que se inició el programa (año 2007) los clientes han ahorrado en promedio un 25% de sus facturas de electricidad con respecto a la tarifa estándar residencial.
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2.3.3. REGULACIÓN DE LOS PROVEEDORES ELÉCTRICOS Y DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN EL ESTADO DE ILLINOIS Las reglas son impuestas por la Asamblea General de Illinois. El título 83 del código administrativo de Illinois hace referencia a los proveedores públicos de servicios (no solamente electricidad), todo sobre su regulación y la tarificación de la energía. La Comisión reguladora del estado de Illinois de basa en el titulo 83 y en los actos públicos 220 ILCS 30/ y 220 ILCS 5/ (Ilga, 2011). Las partes destinadas al sector electricidad son las siguientes:
Certificación de retailers como proveedores eléctricos: El código 451 del título 83 de la Asamblea General de hace referencia a los requisitos que tienen que cumplir los retailers para poder ser suministradores de electricidad. Metering: Las partes 460 y 410 del título 83 hacen referencia a lo relacionado con el Metering. Como se debe aplicar y como se tiene que llevar a cabo la medición. Confiabilidad del servicio eléctrico: Es abordado por las partes 411 Y 305 del título 83. Instalaciones eléctricas: Es abordado por las partes 300 y 305 del título 83. Trata sobre el procedimiento a realizar para la instalación de una nueva infraestructura. Poda de árboles por parte de la empresa eléctrica: Tratado en la parte 411 del título 83 del código de Illinois.
Entre todas las obligaciones y deberes de la empresa eléctrica, se realizará especial mención a la reglamentación sobre las tarifas eléctricas. El acto público 220 ILCS 5/ trata los siguientes puntos sobre las tarifas. El articulo IX es el más general sobre la tarificación de servicios eléctricos y de otro tipo (gas, telecomunicaciones, por ejemplo) (Ilga, 2011).
2.3.3.1.
NORMATIVA RELACIONADA PÚBLICO 220 ILCS 5/
DIRECTAMENTE CON LA TARIFICACIÓN EN ACTO
La normativa relacionada directamente con la tarificación hace alusión al acto público 220 ILCS 5/, título IX. En él se trata la normativa general que rige en cuanto a las tarifas y su fabricación para todos los proveedores públicos. Se tratan principalmente puntos como la racionalidad de cobros y cargos y transparencia del proceso utilizado en la tarificación.
Racionalidad de cargos y cobros: Los cargos y cobros exigidos por cualquier servicio eléctrico tiene que ser justo y razonable. La empresa eléctrica tiene que generar un reglamento que no afecte este ítem. Sección 9-101.
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Transparencia de las tarifas: Todos los cargos, formas de derivación, fórmulas de los cálculos, y el porqué de tales cobros tiene que ser expuesto ante la Comisión reguladora. Sección 9-102. Tarifas negociadas: Se discute el caso de las tarifas especiales destinadas a clientes que tienen un contrato con el proveedor eléctrico, estos clientes son tratados como propiedad. Sección 9-102.1. Publicación de los precios de las tarifas: El valor de cada tarifa tiene que ser publicado, guardado y archivado. Sección 9-103. Autorización: Un proveedor de electricidad no tiene que comprometerse a suministrar algún servicio si los cargos y tarifas no han sido presentados previamente a la Comisión. Sección 9-104. Cambios en los servicios prestados: Ningún cambio de cualquier tipo puede ser llevado a cabo sin previo aviso ya autorización por parte de la Comisión reguladora. Sección 9-201. Desmantelamiento de plantas nucleares: La Comisión previa audiencia puede autorizar el alza de las tarifas eléctricas o del servicio que se provee, debido al desmantelamiento de una central nuclear. Sección 9.201.5. Revisión de los ingresos: La Comisión reguladora puede solicitar un estudio/ informe de los ingresos y ventas que se realizan por parte del proveedor de electricidad. Sección 9.202. Valorización de los servicios públicos: La Comisión tiene el derecho de valorizar todos los servicios públicos (sobre todo infraestructura) presentes en el estado de Illinois. Sección 9.210.
Las normativas anteriores tratan para todas las tarifas de servicio públicos, no solamente electricidad, es ley cumplir con estándares de transparencia en el proceso efectuado para la tarificación de servicios. En la siguiente sección se exponen puntos del título 83 que tratan de manera más detallada los procesos de tarificación.
2.3.3.2.
NORMATIVA RELACIONADA DIRECTAMENTE CON LA TARIFICACIÓN EN TITULO 83 DEL CÓDIGO DE LEYES DE ILLINOIS
El código administrativo de Illinois hace referencia en su título 83 con más detalle a procedimientos y requisitos a seguir para todo tipo de actos por parte del proveedor de electricidad. En los siguientes puntos se expondrá más detalladamente partes específicas relacionadas con el proceso de tarificación se servicios eléctricos.
Cambios en las tarifas: Los cambios en las tarifas son tratados en el punto 255 del título 83. Indica plazos, archivos a presentar y procedimiento a seguir por parte del proveedor de electricidad.
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Pagos sobre la tarificación, depósitos y pagos diferidos: Estas situaciones son presentadas en la parte 280. Se discuten reembolsos de pagos y pagos diferidos, facturas estimadas, Servicio no facturado, acuerdos de pago diferido, presupuestos, procedimientos de disputa relacionados con esta temática, interrupción del servicio. Incremento en las tarifas: Los incrementos en las tarifas tienen que ser justificados debidamente. En el punto 285 se presenta todo sobre este tema. En 285.110-285.150 se presenta el procedimiento general a seguir por parte de los proveedores de electricidad; en 285.31 se presenta la información general requerida para llevar la operación de un incremento de tarifa por parte de un proveedor eléctrico. La sub-parte D del punto 285 presenta los antecedentes financieros que hay que presentar debido a este incremento en las tarifas. La sub-parte E explica reglas para la obtención de los cargos principales de la tarifa que se va aplicar. Tarifas de prueba por un año: El punto 287 expone sobre la aplicación de tarifas de prueba por el periodo de 1 año. Trata sobre la aplicabilidad y ajustes que se podrían realizar a la tarifa. Impuestos de las tarifas de proveedores municipales: La parte 418 del título 83 expone sobre los impuestos que poseen estas tarifas. En general se detalla el procedimiento a seguir y los requerimientos que hay que presentar ante la Comisión sobre este tema.
2.4. REVISIÓN TEXAS
DE LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN
El sistema eléctrico en Texas se segmenta en el sector de generación, transmisión, distribución y la comercialización de energía eléctrica. En generación y comercialización existe competencia, en cambio en transmisión y distribución los peajes y tarifas están regulados por la Comisión de Servicios Públicos o “Public Utility Comission” (PUC) (Texas Electric Choice, 2011a). Por medio de la competencia eléctrica, los proveedores de electricidad de venta al público o “Retail Electric Provider” (REP) les venden electricidad a los consumidores finales y administran el servicio al cliente y la facturación. Para competir en el negocio, los REP ofrecen una variedad de diferentes opciones de precios, opciones de energía renovable, beneficios agregados de servicio al cliente u otros incentivos (Texas Electric Choice, 2011a). A principio de la reforma se fijó un “Price to Beat”, que fijaba un límite a los precios que podrían cobrar las REPs, este precio expiró en el 2007. No todas las zonas del estado están disponibles para la competencia. La Comisión de Servicios Públicos (PUC) ha retrasado la implementación de competencia para los clientes de las empresas Entergy Gulf States, Southwestern Public Service Company, El Paso Electric Company y AEP
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SWEPCO, puesto que la PUC ha determinado que no hay competencia adecuada en el mercado de electricidad mayorista para que la competencia de venta al público funcione satisfactoriamente en estas áreas. Las cooperativas de electricidad y las compañías de servicios públicos de la ciudad pueden decidir si sus clientes pueden tener opciones de los REP. Los clientes de estas zonas deben comunicarse con su cooperativa de electricidad o compañía de servicios públicos de la ciudad para obtener más información (Texas Electric Choice, 2011a).
2.4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN TEXAS No existe una clasificación clara de los tipos de clientes pero básicamente se separan en consumidores residencias, pequeños comerciantes y grandes comerciantes. De acuerdo a su perfil de consumo es la tarifa que la empresa le ofrece.
2.4.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA TEXAS Debido a la desregulación del mercado energético en Texas, los clientes tienen muchas opciones para escoger el tipo de tarifa que desea contratar. Básicamente son cuatro tipos de tarifas que varían en la fijación de precios de la energía y el modo de facturación (Electricity Texas, 2011). Planes de tasa fija: Son planes que permiten fijar el precio de la tarifa eléctrica. Esta tarifa protege al consumidor de alzas en los precios de la energía, pero también produce pérdidas económicas cuando las tarifas bajan. Planes de tasa variable: Son los planes que tienen los cambios de precios mensualmente. Si bien no se puede fijar un precio bajo, si repentinamente bajan los precios esto se apreciará en la próxima factura eléctrica del consumidor. Lo mismo ocurre en el caso que suban los precios de la energía. Planes de tarifas indexadas: El precio de la tarifa depende del valor de algún factor en el mercado energético, la fórmula para el cálculo del precio del kWh se publica previamente. A menudo estos planes son indexados al gas natural. Tarifa de prepago: le permite pagar una cuota fija por adelantado de electricidad, sin chequeos de crédito, depósitos o identificaciones requeridas.
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2.4.3. DESCRIPCIÓN DE TARIFAS DE GENERACIÓN Y VENTA DE ENERGÍA RENOVABLE DISTRIBUIDA (DRG) POR EL CONSUMIDOR El cliente con una unidad de Generación distribuida renovable o “Distributed Renewable Generation” (DRG), menor a 2 MW de capacidad, tiene la posibilidad de vender el exceso de su energía generada a una empresa proveedora de electricidad o “Retail Electric Providers” (REP). Esto es posible si el cliente tiene un acuerdo de interconexión con un servicio de electricidad. La venta del exceso de energía funciona de distintas maneras de acuerdo al lugar donde vive (Texas Electric Choice, 2011b).
2.4.3.1.
VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS CON COMPETENCIA DE VENTA
DE ELECTRICIDAD AL PÚBLICO
El cliente puede vender el exceso de energía que produce sólo al proveedor (REP) al cual le compra electricidad. No obstante, no es obligatorio que los REP compren esta energía. Algunos REP que compran energía renovable distribuida pueden requerir que el cliente se suscriba también a una oferta de tarifa específica. Otros REP pueden permitir que el cliente elija las tarifas de venta y compra de energía de forma independiente. Los clientes que desean instalar DRG deben firmar un acuerdo de interconexión con la compañía local de transmisión y distribución de electricidad. En el cual se detalla la forma de conectar el dispositivo de generación de energía renovable al sistema de distribución.
2.4.3.2.
VENTA DE ENERGÍA GENERADA POR DRG EN ÁREAS SIN COMPETENCIA DE VENTA
DE ELECTRICIDAD AL PÚBLICO
Los municipios o las cooperativas de electricidad prestan servicio en la mayoría de las áreas de Texas que no existe competencia eléctrica. Los clientes de estas áreas que deseen instalar un DGR deben contactar a la compañía de servicios públicos o la cooperativa directamente. Antes de instalar DRG, es necesario un acuerdo de interconexión de la compañía de servicios públicos que describa las condiciones de conexión al sistema. Para los clientes que no reciben servicio de una compañía de servicios públicos municipal o cooperativa, las normas de la PUC exigen que la empresa adquiera energía DRG para la red a una tarifa igual al "costo evitado" o “avoided cost”, según se define en §25.242(c)(1). En este caso el “costo evitado” se refiere al costo que se ahorra la empresa de servicios eléctricos si tuviera que comprar aquella energía desde otra fuente de generación o simplemente comprar una fuente de generación de energía renovable.
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2.4.4. ESTRUCTURA DE COSTOS EN UNA FACTURA TÍPICA DE ELECTRICIDAD EN TEXAS La factura de electricidad además de cubrir los costos de la energía, debe financiar el normal funcionamiento de la red, el uso de los sistemas de transporte eléctrico, impuesto, etc. (Direct Energy, 2011) Cargo de Medidor Avanzado: Cargo aplicado para recuperar los costos asociados con el nuevo sistema de medidores avanzados que actualmente no se están recuperando por los cobros existentes. Cargo base: El cargo generado durante cada ciclo de facturación sin importar la demanda o consumo del cliente. Cargo por demanda: Cargo basado en la tarifa de acuerdo a la forma en que la energía eléctrica fue entregada. Ya sea por la demanda requerida o en un promedio establecido durante un periodo determinado en un ciclo de facturación Cargo por energía: El cargo basado en el consumo de energía eléctrica (kWh). Factor de recuperación de costo de energía eficiente: Cargo aplicado por la compañía de transmisión para recuperar los costos asociados con los programas de eficiencia eléctrica y que actualmente no están siendo recuperados por los cobros de parte de la compañía de transmisión. Penalidad por pagos atrasados: Cargo aplicado por realizar pagos atrasados conforme a las leyes del PUCT. Un cargo de 5% sobre el monto pendiente si no realiza su pago en la fecha indicada en su factura. Reembolso del impuesto a los ingresos brutos misceláneo: Cobro aplicado para recuperar impuestos a los ingresos brutos misceláneo que son impuestos a los proveedores eléctricos en ciudades con poblaciones de más de mil habitantes. Valoración del PUC: Cargo aplicado para recuperar el cobro obligatorio para llevar acabo el estatuto de PUC. Impuesto de ventas: Impuesto aplicado al consumidor por autoridades del estado, municipalidad y subdivisiones de un condado. Sobrecargos por distribución y transmisión: Uno o más cargos en su factura que son aplicados por la compañía local de distribución y transmisión. Estos recargos serán incluidos en su factura.
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2.4.5. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA TEXAS La regulación de todo el sistema tarifario en Texas está a cargo de la Public Utility Comission (PUC), se encarga de controlar las tarifas, registrar a las REP, etc. (PUCT, 2011). El diseño de tarifas no debe ser discriminatorio y debe ser equitativo y consistente en la aplicación a cada clase de consumidor, además debe estar basado en costos. La tarifas deben ser determinadas según los ingresos, la facturación y los datos de uso por un año ajustado por cambios conocidos y medibles, y los costos de servicio.
2.4.6. PROGRAMA DE SMART METER EN TEXAS Oncor es una empresa de distribución y transmisión regulada que en el 2010 firmó un acuerdo con IBM y Ecologic Analytics para implementar un sistema de medición inteligente en todos sus clientes. Se pretende que los clientes posean información de su consumo eléctrico cada 15 minutos y con ello logren adecuar su perfil de consumo de acuerdo a los precios instantáneos de energía eléctrica del sistema, ahorrando en su factura eléctrica (Smart Meter Texas, 2011).
3. REVISIÓN DE LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN LATINOAMÉRICA La experiencia en flexibilidad tarifaria y tarifas libres en Latinoamérica es variada e irregular. Si bien la mayoría de los mercados eléctricos más importantes de la zona se encuentran desintegrados verticalmente, reconociéndose claramente un sector de generación competitivo y unos sectores de transmisión y distribución como monopolios naturales regulados. La figura del comercializador y el concepto de libertad tarifaria no se ha extendido en la regulación de la zona. En términos de flexibilidad tarifaria, existen algunas experiencias en las cuales se incluyen algunas componentes variables en el tiempo en las tarifas ofrecidas a los clientes, mayormente tarifas tipo Time of Use de dos bloques o tarifas horarias. Sin embargo, la tendencia general es a la existencia de tarifas planas, las cuales suelen ser definidas por un ente regulador en un proceso de fijación tarifaria que se realiza en un periodo determinado de años (típicamente 4 a 5 años). La experiencia en Brasil y Argentina, una de las economías más pujantes de la zona, muestran la existencia de tarifas tradicionales reguladas completamente por la autoridad. Si bien incluyen componentes horarias y estacionales, estás no van más allá que el reconocimiento de componentes de punta y fuera de punta y componentes estacionales de invierno y verano. En contraposición, el modelo colombiano incluye la existencia del comercializador de electricidad y faculta a este comercializador a crear sus propias opciones tarifarias. La regulación colombiana, no realiza fijación de precio, si no que establece una formula tarifaria para el costo de suministro Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 152 de 203
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de la electricidad, de manera de que pueda establecerse una cota máxima para las tarifas eléctricas. Bajo esta cota, dada la existencia de variados agentes (comercializadores) se espera que gracias a las condiciones de competitividad del mercado, las tarifas ofrecidas se encuentren muy por debajo del valor máximo establecido por el regulador. Algo importante de destacar que el valor máximo es diferente para cada empresa comercializadora ya que el elemento fijado por el regulador es la formula tarifaria que debe ser usada por las diferentes empresas para definir sus costos máximos de suministro.
3.1. REVISIÓN BRASIL
DE LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN
A continuación se describe el proceso de tarificación en Brasil, enfocado a los clientes finales en el sector de distribución. Se comienza describiendo a los clientes finales y la estructura tarifaria, para luego seguir con una descripción de la evolución que han tenido las tarifas en distintas regiones y sectores de consumo, finalizando con una explicación sobre la regulación tarifaria y sus procedimientos.
3.1.1. CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES Y SUS FORMAS DE TARIFICACIÓN EN BRASIL Existe en Brasil dos grandes grupos de consumidores: el Grupo A y el Grupo B. Que se distinguen de acuerdo al voltaje de conexión a la red, al interior de estos grupos se clasifican los clientes según su perfil de consumo, energía y potencia consumida.
3.1.1.1. DESCRIPCIÓN DE TARIFAS APLICADAS A CLIENTES PERTENECIENTES AL GRUPO A Las tarifas del grupo A son los consumidores atendidos por la red de alta tensión conectado en 2,3 a 230 kV y se clasifican según su voltaje de conexión a la red, existiendo seis clasificación para este tipo de clientes, ver Tabla 14 (ANEEL, 2005). Tabla 14 Descripción de las subdivisiones del grupo A. Fuente: ANEEL Grupo A1 A2 A3 A3a A4 AS
Rangos de tensión en que se clasifican 230 kV o más Entre 88 a 138 kV 69 kV Entre 30 a 44 kV Entre 2.3 y 25 kV Sistema subterráneo
Las tarifas del grupo A se construyen de tres formas: convencional, hora y temporada azul, y hora y temporada verde.
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Tarifa convencional: Se caracteriza por la aplicación de tarifas de consumo de energía y/o potencia independiente de la hora o temporada de utilización durante el año. El consumidor en alta tensión, puede optar por esta tarifa si está conectado a una alimentación menor a 69 kV y tiene una demanda menor a 300 kW.
Tarifa horaria-temporal: Se caracteriza por la aplicación de tarifas diferenciadas de consumo de energía eléctrica y de demanda de potencia, de acuerdo a la hora y la temporada en que se realiza el consumo. Se define como horario punta a las horas que están entre las 18 y 21 horas, tienen una mayor tarifa que las horas fuera de punta. Dentro de los períodos, se destacan los períodos secos y los períodos húmedos. En donde en los primeros el precio de la energía y la potencia es mayor. La tarifa azul es aplicable obligatoriamente a las unidades consumidoras atendidas por el sistema eléctrico con una tensión igual o mayor a 69 kV. La tarifa verde tiene una única diferencia con la tarifa azul, y es que la tarifa de potencia es única, sin depender del horario. La tarifa horario-temporal se aplica obligatoriamente a unidades consumidoras con una tensión inferior o igual a 69 kV y demanda contratada superior a 300 kW, con la opción del consumidor por elegir modalidad azul o verde. Para los que con el mismo nivel de tensión tienen un consumo inferior a 300 kW, pueden optar por la tarifa horario-temporal y por el color azul o verde (ANEEL, 2005).
3.1.1.2. DESCRIPCIÓN DE TARIFAS APLICADAS A CLIENTES PERTENECIENTES AL GRUPO B Las tarifas en el grupo B se destinan a unidades consumidoras conectadas a una tensión inferior a 2,3 kV. Los clientes de baja tensión se clasifican en cuatro grupos dependiendo del uso económico de sus instalaciones, ver Tabla 15 (ANEEL, 2005). Tabla 15 Descripción de la clasificación de clientes del grupo B. Fuente: ANEEL. Grupo B1 B2 B3 B4
Descripción Sector residencial Sector rural Sector comercial, industrial, servicios y consumo propio Iluminación pública
Existe una tarifa social para personas de bajos ingresos, que presenta descuentos en escala de acuerdo a la tasa de consumo, los cuales se aplican al grupo B1. Estos descuentos a las tarifas van desde un 65% a un 10%, ver Tabla 16 (ANEEL, 2005).
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Descuento tarifario 65% 40% 10%
3.1.2. ESTRUCTURA TARIFARIA El régimen tarifario que existía en el sector hasta mediados de los años 90 preveía que las tarifas de energía eléctrica cobradas a los consumidores deberían ser capaces de cubrir los costos asociados a la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Además, de garantizar una tasa de retorno previamente fijada para las empresas concesionadas en el sector eléctrico. Con esto se buscaba una sustentación financiera adecuada para las empresas y evitar un lucro excesivo en el sector (DIEESE, 2007). Este sistema, permitía también a los consumidores de todas las regiones del país, gozar del mismo nivel tarifario para una misma clase de consumo, lo cual beneficiaba a los consumidores situados en regiones cuyos costos de actividad de suministro eran mayores (DIEESE, 2007). Sin embargo, en 1996 se inició el Proyecto de Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño, cuyo objetivo fue desestatizar el sector eléctrico para hacerlo más competitivo. Las tarifas finales para los clientes regulados, actualmente se obtienen según los costos de las empresas concesionadas de distribución. Se realiza una división de costos no controlables y controlables y la tarifa final de la energía proviene de la suma de todos estos costos (DIEESE, 2007).
3.1.2.1. COSTOS NO CONTROLABLES Estos costos son básicamente los que no dependen de la gestión de la concesionaria, que son los costos de compra y producción de la energía por parte del sector de transmisión y generación. Además se incluyen cargos sectoriales en los costos de la concesionaria.
3.1.2.2. COSTOS CONTROLABLES Son todos los gastos en los que incurre la empresa, como son los de operación y mantenimiento, incluyendo además el retorno de las inversiones (como un costo alternativo), más otros cargos. Esta estimación de costos se realiza mediante la comparación con una empresa de referencia.
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3.1.3. EVOLUCIÓN DE LAS TARIFAS La evolución de la tarifa eléctrica, a partir del cambio en la estructura tarifaria en las distintas regiones en Brasil entre los años 1997 a 2006, ha sido de continuo aumento. La tarifa eléctrico para los consumidores finales ha crecido entre un 10% y un 14% anual, llegando a una tasa acumulada de un 273% en el nordeste de Brasil, ver Tabla 17 (DIEESE, 2007). Tabla 17 Evolución de la tarifa media de energía eléctrica por región entre 1997 al 2006. Fuente: DIEESE. Regiones Norte Noreste Sudeste Sur Centro-oeste
Tasa Acumulada 273,21% 232,32% 214,52% 157,28% 165,73%
Tasa media anual 14,08% 12,76% 12,14% 9,91% 10,27%
En un análisis de las tarifas según la actividad económica del consumidor entre 1998 al 2006, destaca el alto crecimiento de la tarifa para el sector industrial, con un 280%, en comparación al sector comercial y residencial, que alcanza un promedio de 150%. El aumento tarifario promedio de todos los sectores económicos del Brasil alcanza un 205%, ver Tabla 18 (DIEESE, 2007). Tabla 18 Aumento total de las tarifas de energía por actividad económica entre 1998 al 2006, Fuente: DIEESE, Sector Residencial Industrial Comercial Aumento medio total
Aumento total 146,17% 280,3% 153,95% 205,29%
3.1.4. CAPACIDAD DE LAS EMPRESAS DE DEFINIR SUS PROPIAS TARIFAS Hasta mediados de la década de los 90, el sector eléctrico en Brasil estuvo esencialmente en manos del gobierno. Sin embargo en 1996 se inició el Proyecto de Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño, cuyo objetivo fue construir un sector eléctrico desestatizado y más competitivo, lo cual permitió el arribo de muchos inversionistas privados en el sector (DIEESE, 2007). El sector de distribución mantuvo su estructura a base de concesiones, sin embargo la reforma introdujo cambios a la forma de calcular la tarifa para facturar a los clientes finales.
3.1.5. SISTEMA DE REGULACIÓN Y FIJACIÓN DE TARIFAS A partir de la desestatización, se exigió un nuevo formato de regulación por parte del Estado brasileño. Se creó la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que pasó a tener la función de regular y fiscalizar la producción, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica en conformidad con las políticas del gobierno federal (DIEESE, 2007).
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En medio de estas modificaciones se adoptaron mecanismos de alteración de las tarifas definidas en los contratos de concesión, a través de revisiones y reajustes de las tarifas.
3.1.5.1. REVISIÓN TARIFARIA Se realiza una revisión tarifaria cada cuatro años que busca redefinir el equilibrio económicofinanciero de la concesión. Se realizan los siguientes procedimientos (ANEEL, 2007):
Reposicionamiento tarifario: Su objetivo es redefinir el nivel de las tarifas de suministro de energía eléctrica considerando costos operacionales eficientes, una remuneración adecuada sobre las inversiones prudentes y una renta verificada, obtenida por la aplicación de las tarifas vigentes. Cálculo del factor X: Su objetivo es compartir con los consumidores la ganancia de eficiencia del mercado prevista para los períodos comprendidos entre las revisiones.
3.1.5.2. REAJUSTE TARIFARIO El reajuste tarifario se realiza anualmente y busca preservar el equilibrio de la concesión. Se define la renta requerida por la distribuidora, en base a la fórmula de indexación mostrada a continuación (Edp, 2009): (
)
Donde: IRT: Índice de ajuste de tarifas. Costos no controlables en la fecha de ajuste. : Costos controlables en la fecha de ajuste anterior. Ingresos anuales de los últimos 12 meses. I: Inflación. X: Factor de eficiencia definido en la revisión tarifaria. Además se considera una revisión extraordinaria, la cual es aplicada cuando un evento extraordinario desequilibra el contrato de concesión.
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3.2. REVISIÓN DE COLOMBIA
LA APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES DE ELECTRICIDAD EN
Las tarifas de la energía eléctrica son reguladas por la Comisión de regulación de energía y gas (CREG), mediante resoluciones que en principio tienen vigencia por cinco años26. La tarifa definida en pesos por kilovatio hora ($/kwh), tiene como base de cálculo el costo unitario de la provisión del servicio y en su determinación se tiene en cuenta si el consumo es residencial o industrial (Lozano, 2010).
3.2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES Para el caso del consumo residencial, se cobra de manera estratificada, de modo que para los estratos 1, 2, y 3 se le descuenta un subsidio al costo unitario, al estrato 4 se le cobra justamente el costo unitario, mientras que a los estratos 5 y 6 se le adiciona una contribución. Por su parte la tarifa que se cobra a los usuarios industriales regulados, está conformada por el costo unitario más una contribución (o sobretasa).
3.2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA COLOMBIA Las tarifas aplicables a los clientes finales son definidas libremente por los comercializadores colombianos pero no pueden superar la tarifa general de electricidad. La regulación colombiana (Resolución 119/2007) establece una fórmula tarifaria que determina el costo máximo de prestación de servicio de energía eléctrica y las tarifas aplicables a los usuarios finales regulados (CREG, 2007). El costo unitario de prestación del servicio de energía eléctrica consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/kWh, y un componente fijo expresado en $/factura. Estas componentes se calculan en base a los siguientes componentes:
Costo compra de energía. Costo por uso del sistema nacional de transmisión. Costo por uso de Sistemas de Distribución. Margen de comercialización. Costo de restricciones y Servicios asociados con generación. Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía. Costo Base de Comercialización.
26
Si al término del período tarifario de 5 años no se emite una nueva resolución definiendo la tarifa, se extenderá la vigente hasta su expedición. La fórmula tarifaria definida en la Resolución 031 de 1997, por ejemplo, estuvo vigente durante diez años.
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3.2.3. ESTRUCTURA DE COSTOS DE LAS TARIFAS ELÉCTRICAS EN COLOMBIA En los siguientes apartados se describen los componentes del costo unitario de la prestación del servicio de energía eléctrica, asociados a las actividades de generación (G), transmisión (T), distribución (D) y comercialización (C). Además se presentan las reglas de ajuste al costo unitario y los criterios que se tienen en cuenta en la definición de los subsidios y las contribuciones (Lozano, 2010).
3.2.3.1. COSTO UNITARIO El costo unitario de la provisión del servicio de energía eléctrica, expresado $/kWh, es igual a la sumatoria del costo por unidad de la generación, transmisión, distribución y comercialización, más unas pérdidas reconocidas (PR) y unas restricciones (R) que le son propias a estas actividades. La Resolución 119 de 2007 de la CREG señala que “el costo unitario de prestación del servicio consta de un componente variable de acuerdo con el nivel de consumo, expresado en $/Kw-h, y un componente fijo, expresado en $/factura”. Es conveniente precisar que el componente fijo hace referencia exclusivamente a la actividad de comercialización y aún no ha sido definido explícitamente por la CREG. Hasta que no se expida una resolución que determine el cargo fijo de la comercialización, dicho componente será igual a cero. En el Tabla 19 se presenta el costo unitario promedio a nivel nacional para mayo de 2009 y la importancia que tiene cada negocio. Es evidente que el costo atribuido a la Generación y Distribución son los que mayor peso tienen en la determinación de la tarifa, al explicar conjuntamente el 71% del costo unitario. Por su parte, las pérdidas y las restricciones explican cerca de una décima parte del costo unitario. Tabla 19 Costo unitario por componentes. Mayo de 2009: promedio nacional -$/kwh- y participaciones. Costo Unitario $323,2 (100%)
Generación $106,6 (33%)
Transmisión $25,9 (8%)
Distribución $122,8 (38%)
Comercialización $38,8 (12%)
Pérdidas Reconocidas $22,6 (7%)
Restricciones $6,5 (2%)
3.2.3.2. COSTO DE GENERACIÓN (G) O PRECIO DE COMPRA DE LAS COMERCIALIZADORAS El costo de generación de un kWh, que a su vez es equivalente al precio de compra de las comercializadoras, está determinado por el juego entre los oferentes (las generadoras) y los demandantes (las comercializadoras), por lo que en rigor es el único componente del costo unitario cuya fijación se aproxima al mecanismo de mercado. El precio que pagan las comercializadoras (o costos de adquisición) depende de las necesidades de energía que tengan que atender. Estas a su vez son cubiertas mediante compras por contratos
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bilaterales (realizados en subastas en sobre cerrado) y/o mediante compras en Bolsa. Por consiguiente, el precio final que pagan las comercializadoras puede resultar de una combinación entre el precio de los contratos bilaterales y los precios en Bolsa. En particular, el precio de los contratos bilaterales que paga la comercializadora i-ésima está determinado por el precio resultante de sus propios contratos. Este precio es percibido en el mercado como un precio de mediano y largo plazo, en la medida que la duración de los contratos bilaterales oscila entre uno y cuatro años. Por su parte, el precio en Bolsa o de corto plazo, es el precio de oferta de la empresa generadora que en el despacho ideal corresponde a la empresa marginal, es decir aquella que con su oferta completa la atención de la demanda total.
3.2.3.3. LOS COSTOS DE TRANSMISIÓN (T) Y DISTRIBUCIÓN (D) Los costos unitarios atribuibles a la trasmisión y distribución de energía corresponden a un derecho fijado por la CREG por el uso de las redes del Sistema de Transmisión Nacional (STN), el Sistema de Transmisión Regional (STR) y el Sistema de distribución Local (SDL). Estos derechos se fijan de tal manera que cubren:
La depreciación de los activos de las empresas que participan en estos negocios y el costo de oportunidad de su capital (o tasa de retorno).
Los gastos de administración, operación y mantenimiento de las redes.
El pago a terceros por concepto de conexión al sistema de redes
El pago por los servicios que prestan los CRD. Dentro de estos conceptos, los dos primeros son los predominantes.
Los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) de la infraestructura eléctrica, corresponden a un porcentaje de los costos anuales de reposición de los activos, que varía de acuerdo a los niveles de tensión del sistema27. Para los niveles de tensión I y II, los gastos por AOM son el 4% del valor de reposición mientras para los niveles de tensión III y IV, son el 2%. En las zonas de alta contaminación salina, se adiciona un 0.5%, a los porcentajes anteriores. Los gastos en AOM varían entre las transportadoras y remuneran tanto las reposiciones efectivas de los equipos como las nuevas inversiones, sobre la base del capital de cada firma (activos 27
El sistema tiene cuatro niveles de tensión: Nivel de tensión 1 con tensión nominal menor a 1 KV; Nivel de tensión 2 con tensión nominal mayor o igual a 1 KV y menor de 30 KV; Nivel de tensión 3 con tensión nominal mayor o igual a 30 KV y menor de 62 KV y Nivel de tensión 4 con tensión nominal mayor o igual a 62KV.
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eléctricos y no eléctricos), variables ambientales, variables-características de la actividad, capacidad de entrega de potencia y la disponibilidad de la red de transmisión. En relación a la tasa de retorno, ésta fue fijada en 9% para el período tarifario 1998-2008 (junio), tanto para la transmisión como para la distribución. En el actual período tarifario que va desde mediados de 2008 hasta 2012, la tasa de retorno se fijó en 11.5% para las empresas transmisoras y en 13% y 13,9% para las distribuidoras, según el sistema se remunera mediante la metodología del ingreso máximo o precio máximo, respectivamente. Mediante el mecanismo de precio máximo (price-cap) el regulador autoriza un precio máximo, independiente de cómo se comporten los costos y la demanda del servicio durante un periodo determinado. Mediante el mecanismo de ingreso máximo (revenue-cap) el regulador estima el ingreso máximo para la empresa de distribución con base a una eficiente prestación u operación del servicio. Los activos a depreciar y a remunerar conforman las llamadas Unidades Constructivas, que son reconocidas por el regulador con base en los reportes de cada empresa. Las Unidades Constructivas (o unidades de costos) hacen referencia a kilómetro de línea, kilómetro de circuito, kilómetro de red, bahías, transformadores, etc. Para la depreciación y remuneración de los activos, cada empresa debe reportar a la CREG sus balances e inventario, precisando los activos que se encuentren en operación (parcial o total) y los costos de servidumbre. Los costos de transmisión y distribución de la energía se han venido ajustando mensualmente en los últimos años con el Índice de Precio del Productor (IPP) total nacional. La Resolución 031 de 1997 fijó la regla de indexación que estuvo vigente hasta 2008. La Resolución 010 de 2009 le introdujo cambios a la fórmula de indexación del costo de transmisión, al tiempo que mantuvo el criterio de ajuste de la distribución consignado en la Resolución anterior.
3.2.3.4. COSTO VARIABLE DE LA COMERCIALIZACIÓN El costo variable de comercialización de energía explica actualmente alrededor del 12% del costo total. Su cálculo se hace sobre la base del llamado costo base de comercialización, que corresponde a la remuneración por la lectura, facturación y otros costes propios de esta actividad, y que varía en función de las ventas o consumo de energía. La metodología para la fijación de dicho costo base es conocida como de punto extremo (Análisis Envolvente de datos, DEA)28. La CREG toma como referencia el costo de comercialización eficiente 28
El método de punto extremo se utiliza para evaluar la eficiencia relativa de un grupo de entidades permitiendo construir una frontera de eficiencia relativa. Con esta metodología, si una empresa está en capacidad de producir Y unidades de producto, dadas X unidades de insumos, otra empresa es eficiente si con los mismos insumos produce el mismo.
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estimado con esta técnica y le fija a cada comercializador un margen que les permite cubrir tanto el riesgo de la actividad como el retorno del capital comprometido (margen fijado en 15%).
3.2.3.5. PÉRDIDAS RECONOCIDAS (PR) Y LAS RESTRICCIONES Las pérdidas reconocidas constituyen un componente del costo unitario en la medida que se hacen explícitos los costos por pérdidas imputables a las compras y al transporte de energía a través del STN. De acuerdo con la Resolución 082 de 2002 de la CREG, existen dos tipos de pérdidas:
Pérdidas técnicas: Energía que se pierde en los sistemas de transmisión regional o distribución local durante el trasporte y/o su trasformación.
Pérdidas no técnicas: Energía que se pierde en el mercado de comercialización por motivos diferentes al transporte y a su transformación.
3.2.4. REGULACIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO DE ELECTRICIDAD PARA COLOMBIA La actividad de comercialización de energía consiste en la compra de energía eléctrica y su venta a los usuarios finales, regulados o no regulados; y su representación ante el mercado de energía. En Colombia, la comercialización se puede realizar conjuntamente por generadores, distribuidores o de manera independiente, bajo un régimen de separación contable entre actividades. El comercializador que atiende el mercado regulado, el cual generalmente coincide con el distribuidor comercializador, es remunerado mediante un cargo máximo por mercado (costo base de comercialización), que reconoce los costos de todos los procesos comerciales desde la lectura de contadores hasta el recaudo, atención al cliente, gestión de compra de energía, y un margen del 15% sobre los anteriores costos. El costo de comercialización se variabiliza utilizando el consumo medio de cada mercado. Sin embargo, en la fórmula tarifaria vigente se prevé la aplicación de un cargo fijo y otro variable con el fin de remunerar los costos y riesgos de la actividad. Conforme a lo anterior, el comercializador factura la totalidad de los costos de las etapas del servicio a los clientes regulados según se establece en la Resolución CREG 119 de 2007. Para el traslado de costos de compra de energía, el esquema permite trasladar los costos de compra mediante contratos, aplicando una señal de eficiencia al comparar los costos propios con el costo promedio de todos los contratos bilaterales con destino al mercado regulado. A su vez el costo de compras en bolsa de energía es un pass-trough aunque contempla un factor de ajuste para atenuar las volatilidades asociadas a las compras en bolsa cuando el precio rebasa una condición particular.
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Actualmente el regulador ha previsto en la fórmula tarifaria, la entrada de un esquema de subastas para el cubrimiento del 100% de la energía del mercado regulado denominado Mercado Organizado Regulado (MOR), el cual se encuentra en proceso de desarrollo. Adicionalmente, la fórmula permite trasladar los costos de Transmisión, Distribución y Comercialización, y el costo de las pérdidas hasta un nivel regulado. Para el caso del mercado no regulado, y como ya se mencionó anteriormente, el usuario pacta libremente la tarifa con el comercializador que escoge le represente ante el mercado.
3.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA TARIFARIO EN ARGENTINA A continuación se describe el proceso de tarificación en Argentina, el cual está enfocado a los clientes finales del sector de distribución. Se comienza clasificando a los clientes finales, para luego seguir con una descripción de la estructura tarifaria y finalizar con una explicación sobre la regulación tarifaria y sus procedimientos.
3.3.1. CLASIFICACIÓN DE CLIENTES FINALES DE ELECTRICIDAD EN ARGENTINA Existen distintas tarifas las cuales se dividen según el tamaño de la demanda de potencia y energía, las que se describen a continuación (Enre):
3.3.1.1. TARIFAS PARA PEQUEÑAS DEMANDAS En este grupo se encuentran las tarifas residenciales, generales y de alumbrado público. Las residenciales se dividen en R1 para demandas de potencia menores a 300 kW y R2 para mayores a 300 kW. En las generales se encuentran la G1 con una demanda menor a 1600 kW, la G2 con una demanda de entre 1.600 y 4.000 kW, y finalmente la G3 con una demanda de entre 4.000 y 10.000 kW.
3.3.1.2. TARIFAS PARA MEDIANAS DEMANDAS Los que pertenecen a este esquema tarifario presentan demandas entre 10 kW y menos de 50 kW.
3.3.1.3. TARIFAS PARA GRANDES DEMANDAS En este sector se reconocen tres grupos, los cuales tienen demanda de potencias por sobre 50 kW en Baja Tensión (BT), Media Tension (MT) y en Alta Tensión (AT) Baja Tensión (BT), quienes les ofrecen suministro en tensiones de hasta 1 kV, desde1 kV a 66 kV, y superior a 66 kW respectivamente.
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Según un reporte del ENRE, para septiembre del 2011, el valor por kWh en cada uno de estos grupos es similar (siendo de unos 0,06 pesos), salvo en las tarifas G1, G2 y G3 (llegando a 0,211 para el primer caso), mientras que el cargo fijo más caro lo poseen los sectores G2 y G3, con cargos fijos de 103,83 y 288,07 pesos, mientras el promedio de los demás bordea los 20 a 25 pesos (Enre).
3.3.2. DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA EN ARGENTINA La tarifa eléctrica está compuesta fundamentalmente por dos partes, una parte en donde se calcula el importe en base al consumo eléctrico del período, y otra en donde se aplican los impuestos nacionales, provinciales y municipales, dispuestos por cada jurisdicción, los cuales se detallan a continuación (carga impositivia).
3.3.2.1. CONSUMO ELÉCTRICO El consumo está definido por dos factores básicos que contabilizan el consumo eléctrico mensual o bimestral: el cargo fijo y el cargo variable. La aplicación de ambos determina el valor de la energía utilizada por el usuario final y el costo de mantener el servicio por parte de todas las empresas que intervienen (FUNDELEC, 2009). El cargo fijo refleja el costo del mantenimiento activo de la conexión. Aun cuando no se utilice el servicio, el cargo fijo reflejará el costo que le representa a las empresas el mantenimiento del usuario como activo. El cargo variable, en cambio, refleja exclusivamente el consumo que ése usuario verificó en el período facturado. Para ello se le asigna un valor al kWh y ese valor se multiplica por la cantidad de kWh registrados para ese período.
3.3.2.2. CARGA IMPOSITIVA Al igual que la tarifa, también es distinta la carga impositiva que se paga en cada jurisdicción, variando entre un mínimo de un 21.6% (IVA de 21% más el impuesto nacional de 0.6%), hasta una carga que supera el 100%, como es el caso de la Ciudad de los Lobos. En este sentido, existen casos muy dispares, como los casos de Olavarría donde se abona más del 60% en impuestos, la Ciudad de Paraná con casi el 60%, el Gran Buenos Aires casi el 45%, la Ciudad de Buenos Aires un 28% y Mendoza un 26%. En promedio, Argentina maneja un nivel impositivo del 35%, que es alto en comparación a otros países de la región, como se muestra en la Figura 5.
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Figura 5 Carga impositiva a los usuarios finales en distintos países de Sudamérica (FUNDELEC, 2006).
3.3.3. CAPACIDAD DE LAS DISTRIBUIDORAS DE DEFINIR SUS PROPIAS TARIFAS EN ARGENTINA Las empresas distribuidoras no tienen la capacidad de definir sus tarifas. Estas son fijadas por el sistema de regulación y adicionalmente tienen cargos impositivos según la provincia y el municipio en donde se encuentre la distribuidora.
3.3.4. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE REGULACIÓN Y FIJACIÓN DE TARIFAS EN ARGENTINA La razón fundamental para la regulación tarifaria en el sector de distribución, es porque éste es considerado un monopolio natural. La falta de competencia permite a las empresas del sector obtener un mayor beneficio, que es ineficiente desde el punto de vista económico. Así entonces el objetivo de la regulación del servicio es subsanar las deficiencias señaladas (Enre). Conforme a la ley 24.065 se establece la realización de una Revisión Tarifaria Integral (RTI), que está a cargo del ENRE y determina mecanismos y procedimientos para la determinación de la remuneración del concesionario ante el supuesto de variaciones en la economía y para condicionar esta remuneración en función de la calidad del servicio (J. C. Molina, 2005). Los lineamientos seguidos para la determinación de los cuadros tarifarios son los siguientes (Enre):
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Se establecen tarifas máximas para cada período tarifario, las cuales están conformadas por dos aspectos: El primero es ser representativo de los costos de adquisición en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El segundo debe incluir los costos propios de la distribución, constituidos por el costo económico de las redes puestas a disposición del usuario, más los costos de operación y mantenimiento de las redes y gastos de comercialización (Enre, 2009). Para tal efecto es utilizada una empresa representativa, que se concibe como una muestra de instalaciones típicas que abastecen el mercado, bajo la hipótesis de que “A la homogeneidad del mercado debe corresponder homogeneidad de las instalaciones” (J. C. Molina, 2005). Se fijan períodos tarifarios de cinco años, durante los cuales las tarifas se ajustan únicamente conforme a las variaciones que experimenten los costos de compra de energía y su transporte en el MEM. Se regula la tasa de rentabilidad con que se calculan las tarifas máximas de los períodos tarifarios futuros, la que deberá guardar relación con el grado de eficiencia y eficacia operativa de la empresa. Los usuarios pagan únicamente los costos de las etapas del proceso eléctrico en que estén involucrados, procurando que cada uno afronte los costos atribuibles a su modalidad de consumo. Se regula la calidad vinculada a la tarifa establecida, mediante la obligación de las concesionarias del servicio público de abastecer toda la demanda de su área de concesión, estableciendo un régimen de calidad.
En relación a este último lineamiento, los contratos de concesión del servicio público de distribución de energía eléctrica incluyen un régimen de penalizaciones que se aplica cuando las concesionarias superan los límites de tolerancia de calidad del servicio establecidos. Desde el punto de vista de las empresas, las penalizaciones constituyen el costo de oportunidad en que incurren. Para los usuarios afectados, las penalizaciones aplicadas actúan como compensación (Enre, 2009).
4. REVISIÓN DE LA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA EN CHILE El esquema de tarificación para la electricidad para los clientes de las redes de distribución consiste en un esquema de fijación de precio o tarifa regulada. La regulación (decreto tarifario 385/2008) establece diferentes opciones tarifarias para clientes residenciales pequeños y clientes de baja y media tensión. Las opciones tarifarias pueden ser elegidas libremente por los clientes, mientras cumplan con las condiciones establecidas para cada una y asuman los costos respectivos. Estas tarifas reguladas consideran, exceptuando la tarifa monómica BT1.a, una componente de la tarifa debido al
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consumo de energía y otra al consumo de potencia de forma explicitica, más cargos adicionales por cliente. La remuneración de las inversiones realizadas por las empresas de distribución o Valor agregado de distribución (VAD) se remunera en la componente de potencia, ya sea esta explícita, existe una componente por potencia, o implícita, se paga la potencia a través del costo de la energía. Paralelamente, la regulación considera la opción de que las empresas distribuidoras puedan ofrecer opciones tarifarias diferentes a las establecidas en la Ley. Estas opciones son denominadas Tarifas flexibles reguladas (TFR) y pueden ser ofrecidas, previa aprobación de la Comisión nacional de energía, a los clientes regulados. Estas tarifas deben representar ahorros para los clientes, debiendo acreditarse un costo anual para el cliente menor o igual que la opción tarifaria que poseyera previamente a elección de una TFR, o en el caso de clientes nuevos el monto debe ser menor o igual que el obtenido con la opción más barata disponible entre las tarifas reguladas tradicionales para el cliente. A continuación se presenta una breve descripción del sistema tarifario chileno, considerando tanto las tarifas reguladas tradicionales, como la opción tarifaria flexible.
4.1. EL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN EN CHILE En la actualidad, cerca de un 50% del total de energía eléctrica generada es suministrado a consumidores finales mediante empresas de distribución. Las redes de distribución pertenecen a un total de 33 empresas eléctricas repartidas a lo largo de todo el país, la mayor parte de ellas se abastecen del SIC y atienden a un total aproximado de 5,4 millones de clientes. Por el hecho de que estas empresas establecen un monopolio natural, sus precios y la calidad de servicio deben ser regulados por el Estado para evitar que tengan rentas monopólicas y se produzca una perdida social. En el tiempo las distribuidoras han enfrentado un crecimiento de la demanda principalmente debido a dos fenómenos:
Incremento de la población y viviendas o crecimiento horizontal Mejoramiento del ingreso y desarrollo tecnológico o crecimiento vertical.
Las distribuidoras más importantes, en cuanto a cantidad de clientes abonados, son: Chilectra, Chilquinta y CGE Distribución.
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4.2. CLASIFICACIÓN DE LOS CLIENTES FINALES EN CHILE Las tarifas cobradas por las distribuidoras a clientes regulados se encuentran determinadas por ley, específicamente en el Decreto Supremo N. 385 (Ministerio de Economía, 2008). Estas formulas tarifarias son aplicables a:
Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kW, ubicados en zonas de concesión de servicio o que se conecten mediante sus propias líneas a las instalaciones del distribuidor. Los suministros a usuarios finales cuya potencia sea inferior o igual a 2.000 kW, efectuados desde instalaciones de generación o transporte de una empresa eléctrica, en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kW en capacidad instalada. Los clientes con potencia conectada mayor a 500 kW pueden optar por un régimen de tarifa regulada o precio libre.
Los clientes podrán elegir libremente cualquiera de las opciones tarifarias que se describen a continuación.
4.3. DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA TRADICIONAL EN CHILE Para efectos tarifarios, en Chile, se diferencia a los clientes regulados en clientes de baja tensión o BT conectados a menos de 400 volts y clientes en alta tensión o AT conectados a más de 400 volts. La estructura de cargos es la misma, solo difieren los costos por unidad. La ley plantea 4 tipos básicos de tarifas: BT1.a/BT1.b, BT2/AT2, BT3/AT3 y BT4/AT4, las cuales se diferencian en la forma en que se mide o cobra la potencia. Todas las tarifas cobran la potencia separada de la energía, a excepción de la tarifa BT1.a, que es una tarifa monómica (el cobro de potencia va implícitamente en el cargo de energía) dirigida al cliente residencial menor (capacidad conectada menor o igual a 10 kW). Todas las empresas de distribución deben ofrecer cada uno de estos esquemas a sus clientes. Se detallan a continuación los cargos de cada una de ellas y las condiciones y/o requisitos para su aplicación.
4.3.1. TIPOS DE TARIFAS TRADICIONALES EXISTENTES Las tarifas tradicionales se clasifican según las características técnicas del consumidor y son reguladas y calculadas por el regulador.
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4.3.1.1. TARIFA BT1 La tarifa BT1.a es una tarifa monómica, es decir sólo se carga por la energía consumida de forma explícita, el cobro por potencia está implícito en el cobro unitario por energía, está orientada a clientes residenciales menores y es la que tiene la mayor cantidad abonados. Además, es la única que establece un límite de invierno, sobre el cual se aumenta el costo unitario del kWh. Esta tarifa se divide en dos modalidades. El caso a se aplica a clientes con demanda máxima en meses con horas de punta definidos o a clientes que no tenga su demanda máxima en horas de punta pero tengan un Factor de Clasificación menor a 2,5. El caso b, se aplica a clientes con demanda máxima en meses con hora de punta definido y que tengan Factor de Clasificación mayor a 2,5. El Factor de Clasificación (FC) para cada cliente se calcula de la siguiente manera: ( (
) )
Los cargos para esta tarifa, en ambas modalidades, se dividen en cargo fijo mensual, cargo por uso del sistema troncal, cargo por energía y cargo adicional por consumo de invierno. Para el caso b, además se agrega un cargo por concepto de potencia.
4.3.1.2. TARIFA BT2/AT2 Las tarifas BT2 y AT2, aplicables respectivamente a clientes en baja tensión (400 V), considera el cobro separado por energía y potencia. La componente de potencia corresponde a una potencia contratada, la cual el cliente no podrá sobrepasar. Este límite de potencia se mantiene vigente por 12 meses desde la contratación de la tarifa. Los cargos para esta tarifa son un cargo fijo mensual, el cargo por uso de sistema troncal, cargo por uso de energía y cargo por potencia contratada. El detalle de cada uno se presenta en la Tabla 20. Tabla 20 Detalle Cargos Tarifa BT2/AT2 Cargo
Descripción
Unidad
Cargo Fijo Mensual Cargo único por uso del sistema troncal Cargo por energía Cargo por potencia contratada
Valor fijo mensual independiente del consumo. Valor proporcional al consumo de energía. Valor que obtenido al multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. Valor que obtenido al multiplicar los kW contratados por su precio unitario.
$/cliente $/kWh $/kW $/kW/mes
Esta tarifa es aplicable a los clientes con medidor simple de energía y potencia contratada. Los clientes podrán contratar libremente una potencia máxima por una vigencia de 12 meses. Los consumidores podrán utilizar la potencia contratada sin restricción en cualquier momento durante el período de vigencia de dicha potencia.
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4.3.1.3. TARIFA BT3/AT3 La tarifa BT3 y AT3, aplicable respectivamente a clientes de baja tensión (400 V), considera un cobro separado por energía y potencia. La componente de potencia corresponde a una potencia demandada, por lo que este cobro podría variar de mes a mes. Los cargos que conforman a esta tarifa son el cargo fijo, el cargo por uso del sistema troncal, el cargo por energía y por último el cargo por demanda máxima. El detalle en la Tabla 21. Tabla 21 Detalle Cargos Tarifa BT3/AT3 Cargo Cargo Fijo Mensual Cargo único por uso del sistema troncal Cargo por energía Cargo por demanda máxima
Descripción Valor fijo mensual independiente del consumo. Valor proporcional al consumo de energía. Valor obtenido al multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. Valor que obtenido al multiplicar la demanda máxima de facturación 29 por su precio unitario.
Unidad $/cliente $/kWh $/kWh $/kW/mes
La tarifa BT3 y AT3 para cliente de baja tensión (< 400 V) y alta tensión (> 400 V) respectivamente es para clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída por mes. Se entenderá demanda máxima leída por mes, el más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos.
4.3.1.4. TARIFA BT4/AT4 En las tarifas BT4 y AT4, diseñadas para clientes de baja tensión (< 400 V) y de alta tensión (> 400 V) respectivamente, se cobra por concepto de energía y potencia por separado, pero se agrega un cargo especial por uso de potencia en horas de punta. Se tienen tres modalidades que se diferencian en la forma de cobrar por la potencia. En la BT4.1/AT4.1 el cobro es por potencia contratada. En la BT4.2/AT4.2 el cobro mensual es por potencia demanda y por potencia contratada en horas de punta. En la BT4.3/AT4.3 el cobro es por potencia demandada. Todas las modalidades de esta tarifa presentan un cargo fijo, un cargo por uso del sistema troncal, cargo por uso de energía y cargo por potencia en horas de punta. La tarifa posee diferentes variantes, las cuales se caracterizan por modalidades diferentes para el cobro de la componente potencia. En la BT4.1/AT4.1 el cargo por potencia en horas de punta y por potencia máxima corresponde a un cobro por demanda máxima contratada. En la BT4.2/AT4.2 el cargo por demanda máxima en horas de punta corresponde a un cobro por demanda máxima leída, mientras que el de demanda máxima mensual corresponde a potencia contratada. La 29
La demanda máxima de facturación: Es el máximo entre, el mayor valor entre la demanda máxima del mes y el promedio de las dos más altas registradas en los meses con horas de punta en los últimos 12 meses, y el 40% del mayor de los cargos por demanda máxima en los últimos 12 meses Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 170 de 203
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BT4.3/AT4.3 el cargo por demanda máxima en horas de punta corresponde a un cobro por potencia leída y el cargo mensual máximo corresponde a un cobro por potencia suministrada. Los detalles de los cargos para la tarifa BT4.1/AT4.1, BT4.2/AT4.2 y BT4.3/AT4.3 se presentan en la Tabla 22, Tabla 23 y Tabla 24 respectivamente: Tabla 22 Detalle Cargos Tarifa BT4.1/AT4.1 Cargo Cargo Fijo Mensual Cargo único por uso del sistema troncal Cargo mensual por energía Cargo mensual por demanda máxima contratada en horas de punta Cargo mensual por demanda máxima contratada
Descripción Valor fijo mensual independiente del consumo. Valor proporcional al consumo de energía. Valor obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. Valor fijo, independiente del consumo, obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. Valor fijo, independiente del consumo, obtenido de multiplicar los kW de consumo por el precio unitario correspondiente.
Unidad $/cliente $/kWh $/kWh $/kW/mes $/kW/mes
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Tabla 23 Detalle Cargos Tarifa BT4.2/AT4.2 Cargo Cargo Fijo Mensual Cargo único por uso del sistema troncal Cargo mensual por energía Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas de punta Cargo mensual por demanda máxima contratada
Descripción Valor fijo mensual independiente del consumo. Valor proporcional al consumo de energía. Valor obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. Valor obtenido de multiplicar la demanda máxima en horas de punta por el valor 30 unitario . Valor fijo, independiente del consumo, obtenido de multiplicar los kW de consumo por el precio unitario correspondiente.
Unidad $/cliente $/kWh $/kWh $/kW/mes $/kW/mes
Tabla 24 Detalle Cargos Tarifa BT4.3/AT4.3 Cargo Cargo Fijo Mensual Cargo único por uso del sistema troncal Cargo mensual por energía Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas de punta Cargo mensual por demanda máxima de potencia suministrada
Descripción Valor fijo mensual independiente del consumo. Valor proporcional al consumo de energía. Valor que obtenido de multiplicar los kWh de consumo por su precio unitario. Valor obtenido de multiplicar la demanda máxima en horas de punta por el valor unitario31. Valor obtenido de multiplicar las dos más altas demandas máximas registradas en los últimos 12 meses por el precio unitario.
Unidad $/cliente $/kWh $/kWh $/kW/mes $/kW/mes
Todas las modalidades de la tarifa BT4/AT4 son para clientes de baja tensión ( 400 V) con medidor simple de energía y demanda máxima contratada o leída y demanda máxima contratada o leída en horas de punta.
4.3.2. OBLIGACIONES Y DERECHOS DE LAS TARIFAS TRADICIONALES Las obligaciones y derechos establecidos por la ley en Chile se encuentran especificados en el Decreto Supremo N° 385 correspondiente al Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos. Las más relevantes son:
Los montos de potencia contratada en las diferentes tarifas, como asimismo las opciones tarifarias contratadas por lo cliente, regirán por 12 meses, y se entenderán renovados por un plazo similar, salvo aviso del cliente con al menos 30 días de anticipación al vencimiento de dicho período. La empresa de distribución deberá informar a sus clientes, con no menos de tres meses de anticipación, el término de vigencia de la tarifa elegido por ellos.
30
Excepto para las empresas abastecidas por el SING en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas en horas de punta de los últimos 12 meses. Para los meses sin horas de punta, se consideran el promedio de las dos demandas máximas de los meses de punta anteriores. 31 Excepto para las empresas abastecidas por el SING en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas en horas de punta de los últimos 12 meses. Para los meses sin horas de punta, se consideran el promedio de las dos demandas máximas de los meses de punta anteriores. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 172 de 203
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Todos los equipos de medida y otros dispositivos de control serán por cargo del cliente o bien, provistos por este. Las empresas de distribución deberán suministrar electricidad a sus usuarios de manera continua e ininterrumpida, salvo las excepciones legales y reglamentarias. El usuario deberá pagar el suministro en el plazo señalado en la respectiva boleta o factura. Dicho plazo no podrá ser inferior a 10 días desde la fecha de su despacho al cliente.
4.4. DESCRIPCIÓN DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA FLEXIBLE EN CHILE En Chile a partir del 2008, la ley permite que las empresas de distribución ofrezcan opciones adicionales de tarifas flexibles reguladas (TFR). Al 18 de Octubre de 2011, la única distribuidora que tiene información pública respecto de las TFR ofrecidas es Chilectra como se detalla a continuación.
4.4.1. TIPOS DE TARIFAS FLEXIBLES EXISTENTES Dado que la ley da la libertad a cada empresa para que formule sus propias TFR, (siempre y cuando cumplan con determinadas condiciones, detalladas en la próxima sección) se debe analizar cada distribuidora por separado. La empresa Chilectra es la única que publica en su sitio web información sobre la TFR que ofrece a sus clientes. Chilectra es la empresa de distribución con mayor cantidad de clientes regulados en Chile, su operación está concentrada en la región metropolitana, específicamente Santiago. Posee alrededor de 1.3 millones de clientes. Esta empresa ofrece solo una opción de TFR la que llaman para el público como Tarifa Horaria Residencial (THR). La THR está basada en la tarifa BT1, por lo tanto los cargos hechos corresponderán a cargo fijo mensual, cargo por uso del sistema troncal y cargo por energía base. Esta tarifa diferencia el cobro en tres tramos diarios: día, noche y punta. En el día se cobra la tarifa normal, en el horario de punta se cobra la tarifa normal con un 30% de recargo y en la noche, se cobra la tarifa normal con un 30% de descuento. Además, la estructura cambia si es verano o invierno: Tabla 25 Tramos horarios para la THR de Chilectra. Período Invierno (abril a septiembre) Sin límite.
Verano (octubre a marzo)
Día Desde las 8:00 hasta 18:00 de lunes a viernes y desde las 8:00 hasta las 22:00 sábado, domingo y festivos. Desde las 8:00 hasta las 22:00 de lunes a domingo.
Punta Desde las 18:00 hasta las 22:00 de lunes a viernes
Noche Desde las 22:00 hasta las 8:00 de lunes a domingo.
No hay
Desde las 22:00 hasta las 8:00 de lunes a domingo.
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Los aspectos a tener en cuenta bajo esta tarifa son:
Habrá un 30% de descuento en horario nocturno todos los días. No habrá límite de invierno. En verano no habrá recargo No habrá recargo los días festivos.
Los requisitos que pide la empresa a los clientes son:
Ser cliente residencial El cambio de plan debe ser solicitado por el dueño o con su autorización. Se debe firmar el Contrato de Suministro Eléctrico.
4.4.2. OBLIGACIONES Y DERECHOS TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS Las obligaciones y derechos establecidos por la ley en Chile se encuentran especificados en el Decreto Supremo N° 385 correspondiente al reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos. Las más relevantes son:
Las características y condiciones de aplicación de las TFR deberán estar permanentemente publicadas tanto en las oficinas comerciales como en el sitio de dominio electrónico de la empresa. Las TFR deberán estar disponibles para todos los clientes ubicados en un mismo sector de distribución de la empresa. Anualmente, la empresa deberá verificar e informar a cada cliente que se encuentre acogido a una TFR, la comparación entre la facturación de los últimos 12 meses con la TFR y la que el cliente hubiese percibido con la opción tarifaria de referencia, para el mismo consumo, a menos que expresamente este señale lo contrario. En cualquier momento, el cliente podrá elegir una nueva tarifa, ya sea TFR o tradicional. Con excepción de los pagos remanentes por concepto de potencia que el cliente hubiese pactado con la empresa, el término de un acuerdo de TFR no deberá significar ningún costo adicional para el cliente.
5. TARIFAS FLEXIBLES BASADAS EN MEDICIÓN INTELIGENTES A nivel internacional la experiencia en flexibilidad tarifaria es amplia, tanto desde el punto de vista de la libertad de establecer tarifas por parte de distribuidoras y comercializadoras independiente del regulador, como de la implementación de tarifas que reflejen la variabilidad de los precios mayoristas de la electricidad. Sin embargo, esta experiencia corresponde a tarificación flexible tradicional. Estas opciones responden a la necesidad de acomodar el comportamiento de la
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demanda de manera de reducir el estrés del sistema en horarios de punta. Sin embargo, con el surgimiento de nuevas tecnologías inteligentes de medición y comunicación, ha surgido la idea de la implementación de sistemas tarifarios mucho más complejos y flexibles, con un acercamiento más agresivo desde el punto de vista del “Demand response managmenet” o gestión de la demanda, basándose en el uso integral de tecnologías inteligentes de medición. Esta aproximación de tarificación flexible basada en tecnologías inteligentes ha generado la implementación de diversos programas pilotos alrededor del mundo. Dentro de los países que han implementado este tipo de programas es posible identificar a Finlandia, España, Austria, Holanda, Estados Unidos, Korea, entre otros. En estos países, las tarifas que principalmente han considerado los programas son las tarifas tipo Time of Use. En el caso de Estados Unidos es posible destacar algunos programas pilotos implementados tales como Power Cents DC implementado en Washintong, AmerenUE en Missouri, Programa piloto de evaluación de impacto en las tarifas en California y el programa de tarificación inteligente implementado por BGE, Baltimore, entre otros. Algunos detalles de estos programas pueden observarse en la Tabla 26. Tabla 26 Algunos programas pilotos de tarificación flexible inteligente implementado en Estados Unidos Programa/Distribuidora PowerCents DC WASHINGTON DC. EMPRESA DISTRIBUIDORA PEPCO PROGRAMA PILOTO DE EVALUACIÓN DE IMPACTO EN LAS TARIFAS. CALIFORNIA AMERENUE CRITICAL PEAK PRICING PILOT. EMPRESA DISTRIBUIDORA AMEREN PROGRAMA DE TARIFICACION INTELIGENTE. DISTRIBUIDORA BALTIMORE ELECTRIC & GAS
CiudadEstado WASHINGTON CALIFORNIA
MISSOURI
BALTIMORE
Características/Resultados Iniciado en el año 2008 a prácticamente 900 consumidores residenciales por el periodo de un año. Se sometieron a 3 tarifas observándose reducción del consumo en los horarios críticos. Iniciado en el año 2003 a 2500 clientes y finaliza el año 2004. Las tarifas implementadas fueron TOU y dos variedades de tarificación de horas punta critican CPP-F y CPP-V. Los resultados no fueron tan sorprendentes como en otros estados. En ciertos sectores se observo disminución de la demanda peak, por lo que es posible marcar ciertas tendencias. Iniciado el año 2005. El estudio concluye que no hay una gran significancia en el cambio de demanda en las horas punta. Se puso a prueba una tarifa Critical Peak Pricing con y sin tecnología inteligente de medición. Abarcó 1875 clientes durante un periodo de 4 meses en el año 2008. Se lograron variaciones importantes en la demanda de los horarios críticos. Las tarifas implementadas fueron tarifas de horario punta, un sistema PTRL y un sistema PTRH.
5.1. TARIFAS FLEXIBLES UTILIZADAS EN PROGRAMAS PILOTOS Las tarifas flexibles utilizadas en los programas pilotos, son muy similares en muchos aspectos a las históricamente utilizadas en los programas de tarificación flexibles utilizados en diversas partes del mundo. Estas tarifas están diseñadas para reflejar un mayor costo en horarios donde la exigencia del sistema sea mayor con el objeto de desincentivar el consumo de la electricidad en dichos horarios. Sin embargo, las tarifas propuestas en los programas pilotos son de mayor complejidad e comprometen el uso de tecnologías habilitadoras como los medidores inteligentes. Las tarifas consideradas en estos pilotos van desde la ya conocida Time of Use (Tou) hasta tarifas más complejas como el Critical Peak Pricing, Super Peak Tou y Real Time pricing. Una breve descripción resumen de las tarifas utilizadas en los programas pilotos puede observarse en la Tabla 27.
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Tabla 27 Tarifas flexibles utilizadas en programas pilotos Tarifa
Descripción
Time-of-Use (TOU)
Cobra altos precios durante las horas punta de los días de semana y un precio menor durante las horas fuera de punta y fin de semanas Similar a TOU con la excepción que la ventana de hora punta es más corta en duración (4 horas), dando una fuerte señal de precio Se les cobra a los clientes un alto precio durante el periodo de punta en un número limitado de días críticos (15 o menos días); la tarifa es descontada durante las horas restantes
Super Peak TOU Critical Peak Pricing (CPP) CPP-TOU Combination Peak Time Rebate (PTR) Flat Real Time Pricing (RTP) Critical Peak RTP
Una tarifa TOU en el cual se aplica un precio moderado de punta durante la mayoría de las horas punta del año, pero es aplicado un alto precio de punta en un limitado número de días críticos. La existente tarifa plana combinada con un descuento por cada unidad de demanda reducida por debajo de una línea base predeterminada, estimada durante las horas punta en días críticos Una tarifa con variación horaria que sigue los LMPs (Precios Marginales Locales), pero con costos de capacidad asignados igualmente a través de todas las horas del año Una tarifa con variación horaria basada en LMPs y sumado con un costo por capacidad aplicado sólo durante las horas críticas , creando una fuerte señal de precio en estas horas
En los programas implementados en el mundo, la tarifa flexible más utilizada y probada ha sido la tarifa Time of Use.
5.1.1. PROGRAMA PILOTO DE MEDICIÓN INTELIGENTE DE POWERCENTSDC–PEPCO WASHINTON DC En el 2007, el Programa Piloto de Medición Inteligente, fue iniciado por PowerCentsDC para medir el impacto en el comportamiento del consumidor en cuanto a precios y mediciones inteligentes, en el Distrito de Columbia. En julio del año 2008 cerca de 900 clientes residenciales de este Distrito, conectados a las instalaciones de la distribuidora PEPCO, recibieron electricidad mediante uno de los tres diferentes planes de tarificación que se probaron y el programa duró aproximadamente un año.
5.1.1.1. SISTEMAS DE TARIFICACIÓN Las tres diferentes formas de tarificación fueron la tarificación de horas puntas críticas, el reembolso en horas punta críticas y finalmente una tarificación de precio horario. Sus siglas en inglés son respectivamente CPP, CPR y HP32 (eMeter, 2010). La descripción de cada una de estas tarifas se aprecia con detalle en la Figura 6. Destaca la definición de horas puntas críticas como las 60 horas en las que hubo mayor precio de la energía, definiendo estos eventos en 15 días de trabajo normal durante el año (12 días en verano y 3 en
32
Las siglas CPP, CPR y HP son: “Critical Peak Pricing”, “Critical Peak Rebate” y “Hourly Pricing” respectivamente. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 177 de 203
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invierno) con rangos horarios específicos por estación (2 pm a 6 pm en verano y 6 am a 8 am y 6 pm a 8 pm en invierno) (eMeter, 2010)
Figura 6 Descripción de los precios determinados por PowerCentsDC (eMeter, 2010).
5.1.1.2. CONCLUSIONES DEL PROGRAMA PILOTO Los resultados que se encuentran detallados en la Figura 7, muestran la reducción de la demanda de electricidad en horas punta críticas en verano e invierno.
Figura 7 Reducción promedio de la demanda en horas punta críticas mediante el uso de las tres distintas tarifas (eMeter, 2010).
Los resultados indican que la reducción de la demanda en las horas punta críticas en verano fue consistente con la señal del precio, mientras que la baja reducción lograda por la tarifa de precio horario (HP), puede ser explicada por dos factores. Primero que los altos precios no fueron tan altos como en el caso de CPP o CPR, y segundo que han disminuido los precios en promedio debido a cambios en el mercado (eMeter, 2010).
5.1.2. PROGRAMA PILOTO DE EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE LA TARIFICACIÓN EN CALIFORNIA El mercado eléctrico de California vivió una importante crisis durante los años 2000 y 2001. Esto fue exacerbado por la falta de una tarificación dinámica que hubiese dado a los consumidores los incentivos necesarios para disminuir la demanda durante las horas de punta (River, 2005).
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Frente al desconocimiento del efecto real que tendría esta medida en los consumidores, se realizó este programa piloto para testear el impacto de las tarificaciones dinámicas y de TOU en sectores residenciales y pequeños comerciales e industriales. En este programa participaron 2.500 clientes, comenzando en julio del año 2003 y terminando en diciembre del 2004 (River, 2005).
5.1.2.1. TARIFAS IMPLEMENTADAS Las tarificaciones estudiadas incluyeron al tradicional TOU, donde la tarifa de la energía en las horas de punta era un 70% mayor al de la tarifa estándar, y cercano al doble del valor de la tarifa en horas de baja demanda. Además se testaron dos variedades de tarificación de horas de punta críticas (CPP-F y CPP-V33), donde la tarifa en estas horas era cinco veces mayor al valor de la tarifa estándar y seis veces mayor a la de las horas de baja demanda, diferenciándose en la forma de determinar las horas punta críticas y de notificar al cliente de éstas (River, 2005). Con respecto a estas dos últimas tarifas, la tarifa CPP-F tuvo un período de horas de punta crítica establecido previamente, notificando a los clientes con un día de anticipación sobre la aplicación de esta tarifa. La tarifa CPP-V en cambio tuvo un período variable de horas de punta crítica, notificando a los clientes en el día de aplicación de la tarifa. Además en este programa se realizó una subdivisión por sectores para la aplicación de la tarifa, con énfasis en el estudio del impacto del uso del aire acondicionado. Así en la tarifa CPP-F se realizó una segmentación de los clientes en cuatro zonas, donde la zona 1 corresponde a la zona con el clima más templado y la zona 4, a la que tiene el clima más caluroso. En el caso de la tarifa CPP-V su aplicación fue dividida en dos grupos: el grupo A, que consiste en clientes típicos, mientras que el grupo C, fue tomado de un grupo de clientes que había previamente participado en un programa piloto de termostato inteligente (River, 2005).
5.1.2.2. CONCLUSIONES DEL PROGRAMA PILOTO Los resultados se dividen en dos secciones: impacto de las tarifas en el sector residencial y el impacto en los sectores comercial e industrial. 5.1.2.2.1. CONCLUSIONES PARA EL SECTOR RESIDENCIAL La reducción de la demanda, al usar la tarificación TOU en las horas punta disminuyó un 5.9% durante el año 2003. Sin embargo el año 2004 se observó que el impacto fue mínimo con una reducción de sólo un 0.6%. Una de las explicaciones que se da para explicar este resultado es que el tamaño de la muestra no fue lo suficientemente grande para mostrar una tendencia 33
Ambas siglas parten con las letras CPP que como ya se vió en el programa anterior son: “Critical Peak Pricing”, mientras que las últimas letras F y V, son “Fixed” y “Variable” respectivamente. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 179 de 203
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significativa. Sin embargo, también podría estar mostrando que el impacto de esta tarifa en la reducción de la demanda en las horas de punta es poco significativo (River, 2005). En el caso del uso de la tarifa CPP-F, tal como se puede apreciar en la Figura 8, la reducción promedio de la demanda en las horas punta crítica fue de un 13.1%, mientras que en el resto de las horas punta fue de un 4.7%. Más específicamente por zona, existe una diferencia considerable entre las zonas 1 y 2, y las 3 y 4, lo que indica que los clientes residenciales que tenían aire acondicionado en sus hogares tuvieron una mayor respuesta al precio, que los que no lo poseían (River, 2005).
Figura 8 Porcentaje de disminución de la demanda en horas de punta, dividido en cinco zonas según su clima. La zona 1 corresponde a las zonas con clima más templado, mientras que la zona 4 representa a las zonas más calurosas (River, 2005).
Finalmente, los resultados obtenidos para la tarificación CPP-V muestran que para el grupo A (en el cual se consideró a los clientes con un consumo por sobre los 600 kWh mes) hubo una disminución en la demanda en las horas de punta crítica de casi un 16%, mientras que el grupo C presentó una disminución de la demanda en estas horas de un 27% que es considerablemente mayor (River, 2005). 5.1.2.2.2. CONCLUSIONES PARA EL SECTOR COMERCIAL E INDUSTRIAL En este sector sólo se probaron las tarifas CPP-V y TOU. Además se realizó una división adicional para aquellos clientes con una demanda punta inferior a 20 kW (LT20) y en segundo lugar a los que tenían una demanda de entre 20 kW a 200 kW (GT20). En el caso de la tarifa CPP-V, la división entre los clientes A y los C esta vez no fue tan clara porque cerca de la mitad de los clientes A (recordando que son los clientes típicos), poseían termostatos inteligentes por cuenta propia. Así entonces los resultados arrojaron que en el uso de la tarifa CPP-V la reducción del consumo en las horas punta crítica para los clientes tipo A LT20 fue de un 6% mientras que para los de GT20 fue de un 9.1%. En el grupo C ambas categorías tuvieron una disminución de un 14.3% y 13.8%
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respectivamente. La mayoría de estos datos sólo contienen información del año 2004, porque no se alcanzó a implementar completamente el año 2003 (River, 2005). En el caso de la tarifa TOU el impacto consistió en una reducción del consumo en estas horas de un 0.3% en el año 2003 y de un 6.8% en el año 2004 para los LT20, mientras que para los GT20 la disminución fue de un 3.9% el año 2003 y 8.6% el año 2004. En el caso de los LT20 ocurre una situación similar que en al caso residencial, donde el impacto en uno de los años es prácticamente nulo (River, 2005).
5.1.3. AMERENUE CRITICAL PEAK PRICING PILOT – AMEREN MISSOURI La distribuidora Ameren34 desarrolló un proyecto que permitía comparar las siguientes tarifas: Time-Of-Use Pricing de tercer nivel con componente de Critical Peak Pricing y Time-Of-Use Pricing de tercer nivel con Critical Peak Pricing más una tecnología que mide en forma inteligente el termostato y que regula de forma automática la temperatura de los clientes durante eventos Critical Peak Pricing. Este estudio fue aplicado en el estado de Missouri obteniéndose los siguientes resultados para un evento CPP, que se ilustran en la Figura 9. El gráfico de la derecha (que tiene una mayor área achurada con amarillo) representa el plan que tiene incorporado la tecnología de medición de termostato más Critical Peak Pricing (CPP) y el gráfico de la izquierda representa solamente el grupo que está bajo Critical Peak Pricing. Es evidente que se produce un ahorro incluyendo la tecnología. Sin embargo este estudio concluye que el ahorro no es tan significativo como se esperaba, cuantificando un ahorro promedio de 0.63 kW y 1.36 kW por cada participante respectivamente.
34
http://www.ameren.com/Pages/Home.aspx Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 181 de 203
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Figura 9 Resultados en forma gráfica del estudio. (Voytas, 2006)
5.1.4. PROGRAMA DE TARIFICACIÓN INTELIGENTE - BGE BALTIMORE Baltimore Gas & Electric Company (BGE) requirió el diseño de un programa piloto para evaluar el impacto de varios tipos de tarificación dinámica en clientes residenciales de esta compañía. La compañía comenzó su programa piloto de tarificación inteligente el 1 de Junio del año 2008 y terminó el 30 de septiembre del mismo año, con una participación de 1.375 clientes residenciales (Faruqui & Sergici, 2009).
5.1.4.1. TARIFAS IMPLEMENTADAS BGE testeó tres estructuras dinámicas de tarificación: una tarifa dinámica de hora punta (llamada también DPP35), que esencialmente es la tarifa crítica de hora punta combinada con una tarifa TOU, y dos tarifas de hora punta con un sistema PTR. Uno fue testeado con un bajo nivel de reembolso (PTRL) y el otro con un alto nivel de reembolso (PTRH)36. Cada uno de los participantes del programa piloto fue asignado a una de estas tres tarifas. La tarifa promedio de los clientes residenciales de BGE, que fue la tarifa estándar durante el período del programa piloto, fue de $0.15/kWh. Además se hicieron pruebas adicionales usando tecnologías de Energy Orb (en este caso particular no se usó la tarifa dinámica de hora punta) y de switch A/C (Faruqui & Sergici, 2009).
35
La sigla DPP es “Dynamic Peak Pricing” La sigla PTR es “Peak time rebate”, mientras que PTRL y PTRH corresponde a las mismas siglas que para el caso de PTR, incluyendo la palabra adicional “low” y “high” respectivamente. 36
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5.1.4.1.1. TARIFA DINÁMICA DE HORA PUNTA Bajo esta tarifa, las horas entre las 2 pm a 7 pm, en los días de trabajo normal, fueron designadas como período punta, mientras que el resto de las horas fueron designadas como fuera del horario punta. Además, en 12 días las horas de punta fueron llamadas horas de punta crítica, en las que el suministro tuvo una tarifa mayor (Faruqui & Sergici, 2009).
Figura 10 Sistema de tarificación dinámica de hora punta (Faruqui & Sergici, 2009).
5.1.4.1.2. SISTEMA PTRL Bajo esta tarifa los clientes siguieron con la tarifa estándar de BGE. Sin embargo, en los 12 días de horas de punta crítica entre las 2 pm y las 7 pm, estos tuvieron la oportunidad de recibir un reembolso de $1.16 por cada kWh ahorrado si su consumo estaba por debajo de lo que consumían en esas horas normalmente (Faruqui & Sergici, 2009). 5.1.4.1.3. SISTEMA PTRH Esta tarifa presentó las mismas condiciones que la tarifa PTRL, con la diferencia de que el reembolso fue de $1.75 en vez de $1.16 por cada kWh ahorrado (Faruqui & Sergici, 2009).
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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 998894 Original Figura 11 Sistema de tarificación PTRL y PTRH (Faruqui & Sergici, 2009).
5.1.4.2. CONCLUSIONES DEL PROGRAMA PILOTO La tarifa dinámica de hora punta logró una reducción del 20.1% de la demanda durante las horas de punta críticas. Con el uso de las tecnologías de Energy Orb esta reducción llegó al 32.5%, mientras que la tecnología de switch A/C sólo logró un 4.4%. La tarifa PTRL por su parte logró una reducción de un 17.8% de la demanda durante las horas de punta críticas, mientras que para el caso en que se usaron las tecnologías descritas, se obtuvo una reducción del 23% y 28.5% respectivamente. Finalmente para el caso de la tarifa PTRH, la reducción en las mismas horas mencionadas anteriormente fue de un 21%, mientras que para el caso en que se usaron las estas tecnologías se logró un 27% y 33% de reducción respectivamente (Faruqui & Sergici, 2009). En la Figura 12, se puede observar en detalle lo mencionado anteriormente, comparando todas las posibles combinaciones entre las tarifas y las tecnologías usadas en el programa piloto.
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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 998894 Original Figura 12 Resumen de los impactos en la demanda de la hora punta crítica para cada una de las combinaciones posibles entre tecnologías y tarifas dentro del programa piloto (Faruqui & Sergici, 2009).
5.2. PROGRAMA TELEGESTORE – ITALIA El programa Telegestore implementado en Italia, busca implementar una estructura de medición remota y automatizada para los clientes del sistema de distribución, la cual les permita la implementación de un mayor grado de flexibilidad en la estructura tarifaria a la cual estos clientes están sujetos. De esta forma es posible establecer nuevas opciones tarifarias a la vez que se obtiene mayor información del sistema (Rogai, 2007). En la actualidad el programa Telegestore es una realidad esperándose que para el final del 2011 todos los clientes italianos del sistema eléctrico de distribución posean equipados sistemas de gestión automática de la medición (Rogai, 2007).
5.2.1. ANTECEDENTES DE PROGRAMAS DE GESTIÓN REMOTA DE LA MEDICIÓN DE CONSUMO ELÉCTRICO EN ITALIA
Desde los años 90 ENEL 37 distribución ha experimentado con sistemas para gestionar y manejar medidores de electricidad de forma remota. Si bien los programas de gestión remota de la medición mostraron ser costo efectivo a nivel industrial, surgía la pregunta de si esta tecnología podía ser rentable a nivel del mercado minorista de la distribución. En esta línea, un piloto masivo con 70.000 instalaciones (40.000 en Roma), confirmaron la viabilidad técnica de la gestión remota basada en el uso de la red de baja tensión como medio de comunicación (Distribution Linea Carrier) (Rogai, 2007). En un comienzo se pensó que el uso de estas tecnologías no era costo efectiva a nivel masivo, pero luego de la revisión de algunos casos en Estados unidos y el estudio del costo total de las actividades de medición, ENEL decidió continuar el trabajo en programas de gestión remota de medición estableciendo un plan de negocios y contratos con productores de medidores.
5.2.2. PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA TELEGESTOR - ITALIA El programa de telegestor posee como principales características la lectura remota de la energía consumida y la potencia demandada, la eliminación de la estimación del consumo en base a mediciones mensuales, programa tarifario multi tarifa con programabilidad, incluyendo la opción de una modulación diaria, semanal, mensual y estacional. Otras características son el cambio remoto de parámetros contractuales (por ejemplo la potencia máxima contratada), la desconexión
37
Acrónimo de Ente Nazionale per l'Energía eLettrica, la mayor empresa italiana del sector Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 185 de 203
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y reconexión remota del cliente, el monitoreo de la calidad de suministro para cada individuo, y la detección y prevención de robos de electricidad (Borghese).
5.2.3. BENEFICIOS DEL PROGRAMA TELEGESTOR Los principales beneficios del programa telegestor pueden dividirse en beneficios para el consumidor, beneficios para el sistema de potencia y beneficios para la distribuidora (ENEL). Los beneficios para el consumidor consideran el conocimiento del consumo eléctrico real, gestión remota de contratos, sistema tarifario adaptado y ahorros en las cuentas de electricidad. Los beneficios para el sistema eléctrico de potencia son la reducción de la demanda punta, el incremento de la eficiencia energética y la reducción de emisiones GEI y la reducción de pérdidas comerciales y técnicas. Finalmente, los beneficios para la distribuidora son el establecimiento de liderazgo en estructuras de medición remota, la obtención de un mayor nivel de satisfacción para el usuario y la reducción de los costos operacionales (Rogai, 2007).
5.3. COSTOS
Y BENEFICIOS OBSERVADOS EN LA TARIFICACIÓN FLEXIBLES SEGÚN
EXPERIENCIA EN PROGRAMAS PILOTOS Los beneficios de aplicar tarificación flexible basada en medición inteligente son diversos. Con la observación de los gráficos es posible ver la disminución de la carga lo que se reduce en menos contaminación y ahorro del costo del sistema, así como la disminución en costo de inversión critica para el sistema. Otros beneficios que no están explícitos en los gráficos es el ahorro en la tarifa eléctrica de las personas que están bajo este esquema tarifario. Para concluir se muestra un mapa de Estados Unidos donde se observan los estados en donde han sido aplicados estos programa pilotos. En este sentido el beneficio directo que se obtiene con un programa de tarifas flexibles como este es la reducción de la inversión en el sistema eléctrico, retrasándose la instalación de nueva capacidad de generación lo que se traduce en una directa reducción de los costos del sistema y los impactos que este genera en su entorno y medio ambiente. En este aspecto Faruqui (2009) estima para un programa tipo CPP con un 80% de participación de la población que los beneficios asociados al programa estarán repartidos entre ahorro por costo de nueva capacidad (72%), ahorros de costos de transporte (12%), ahorros por costos de distribución, ahorros por concepto de energía (6%)(Faruqui & Sergici, 2009).
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Por otro lado, los costos asociados a este tipo de programa se encuentran mayormente concentrados en la inversión necesaria para instalar una red de medición inteligente que permita su implementación. Si bien en un comienzo este costo puede ser alto, la masificación del uso de tecnologías de medición inteligente pueden reducir considerablemente dichos costos (Faruqui & Sergici, 2009).
6. TARIFICACIÓN EN TELECOMUNICACIONES EN CHILE El sector de telecomunicaciones es posiblemente el que más dinamismo muestra en el mundo. En el caso de Chile, el país ha sido uno de los países pioneros en la privatización e introducción de la competencia en el sector de telecomunicaciones, lo que ha significado grandes beneficios para la sociedad, pero también una gran cantidad de interrogantes y desafíos, entre ellas el desarrollo del proceso tarifario en el sector (Systep, 2004). En este documento se describe el proceso de tarificación para las telecomunicaciones en Chile. Se comienza explicando los distintos tipos de servicio y las clasificaciones de los tipos de clientes que las utilizan, para después continuar describiendo las estructuras tarifarias de cada servicio y la capacidad de las empresas para definirlas. Finalmente se detalla el sistema de regulación al que están afectas estas tarifas.
6.1. TIPOS DE SERVICIOS Y LA CLASIFICACIÓN DE SUS CLIENTES La estructura del área de telecomunicaciones se divide en seis sectores los cuales son: Telefonía local, Telefonía móvil, Telefonía de larga distancia, Internet fijo, Internet móvil y Televisión de pago, por lo que a continuación se procede a describir brevemente cada uno de estos sectores y cómo están clasificados sus clientes.
6.1.1. TELEFONÍA LOCAL Este servicio está dividido en dos sectores, la telefonía básica y la pública. La telefonía básica, que incluye al sector residencial, comercial y otros, representa el 99.0% del total, en tanto la participación de la telefonía pública es de sólo 1.0%. Esta estructura además no varía mayormente al analizar cada región del país, siendo la Región Metropolitana la que presenta menores niveles de participación de telefonía pública (Subtel, 2009). En cuanto a la distribución regional de las líneas en servicio, éstas guardan una relación principalmente con el número de habitantes que registran estas regiones, aun cuando otros factores, como es el caso del grado de desarrollo urbano puede explicar estas diferencias (Subtel, 2009).
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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 998894 Original Tabla 28 Número de Líneas en Servicio, Según tipo de suscriptor (Subtel, 2009). Tipo de telefonía Telefonía básica Residencial Comercial No clasificado Telefonía pública Total líneas en servicio
Dic. 2009 3.527.957 2.334.882 1.143.719 85.750 36.394 3.564.351
6.1.2. ABONADOS MÓVILES El número de abonados móviles llegó a 16.450.223 a diciembre del 2009. El crecimiento de este sector ha sido acelerado, ya que en el año 2000 existían 22 usuarios por cada 100 habitantes, mientras que en el año 2009 se ha llegado a 96.7 (Subtel, 2009). Del total de abonados, cerca de un 72% (11.933.023) está con un plan de prepago, mientras cerca de un 28% restante tiene plan de contrato.
Tabla 29 Abonados móviles según tipo de plan comercial (Subtel, 2009). Tipo de plan Contrato Prepago Total abonados
Dic. 2009 4.517.200 11.933.023 16.450.223
6.1.3. TELEFONÍA DE LARGA DISTANCIA Dentro de los segmentos de telefonía local y telefonía móvil mencionados anteriormente, se registran tráficos que corresponden a larga distancia nacional e internacional cursados por estas redes. Los operadores están conformados por empresas de servicios intermedios o carriers, distintas a las empresas que proveen servicios de telefonía fija y móvil (Subtel, 2009). El tráfico de larga distancia alcanzó los 1.852 millones de minutos durante el año 2009, manteniendo una tendencia a la baja desde el año 2002. A su vez el tráfico más importante es el de larga distancia nacional, que representa un 64.1% del total (Subtel, 2009). Tabla 30 Tráfico de Larga Distancia cursado por la red fija y móvil (en miles de minutos) (Subtel, 2009). Tipo de tráfico de Larga Distancia Red fija LDN LDI Salida LDI Entrada Total LD Red Fija Red móvil LDI Salida LDI Entrada Total LD Red Móvil Total tráfico LD
2009 1.187.237 174.880 362.076 1.724.192 40.549 86.932 127.481 1.851.674
Participación de cada tráfico del total 64.1% 9.4% 19.6% 93.1% 2.2% 4.7% 6.9%
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6.1.4. INTERNET FIJO El número de conexiones a Internet a diciembre del 2009 fue de 1.693.101. El efecto de la sustitución tecnológica entre las conexiones conmutadas y dedicadas (conexión telefónica y por cable respectivamente) ha alcanzado un alto dinamismo durante los últimos años, en la medida en que nuevas y mejores tecnologías están al alcance de los usuarios. En el año 2000 casi el 100% de las conexiones eran conmutadas, situación que para el año 2009 es diametralmente opuesta, ya que el 99.7% correspondió a conexiones de acceso dedicado, tendencia que debería mantenerse los próximos años llegando a un 0% de participación de las conexiones conmutadas en el mediano plazo (Subtel, 2009) Tabla 31 Número de conexiones totales por tipo de acceso (Subtel, 2009). Tipo de conexión Conmutada Dedicada Total abonados
Dic. 2009 5.776 1.687.325 1.693.101
Respecto a la velocidad de Internet, existen diferentes tramos por los cuales se clasifican sus clientes, los cuales se detallan en la Tabla 32.
Tabla 32 Número de conexiones por Tramo de Ancho de Banda (Subtel, 2009). Tramo de Ancho de Banda Hasta 56 kbps Más de 56 kbps y hasta 512 kbps Más de 521 kbps y hasta 2 Mbps Más de 2 Mbps y hasta 10 Mbps Más de 10 Mbps y hasta 100 Mbps Más de 100 Mbps y hasta 1 Gbps Más de 1 Gbps Total conexiones
Dic. 2009 9.344 89.164 1.212.774 375.810 5.467 465 77 1.693.101
6.1.5. INTERNET MÓVIL El segmento de Internet móvil tuvo un fuerte crecimiento durante el año 2009. Desde el punto de vista de la velocidad, este segmento posee anchos de banda menores a los de Internet fija, aunque se espera un aumento en los próximos años (Subtel, 2009).
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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 998894 Original Tabla 33 Número de conexiones por Tramo de Ancho de Banda para internet móvil (Subtel, 2009). Tramo de Ancho de Banda Más de 128 kbps y hasta 256 kbps Más de 256 kbps y hasta 512 kbps Más de 512 kbps y hasta 1 Mbps Total conexiones
Dic. 2009 46.517 206.091 377.884 630.492
Participación 7.4% 32.7% 59.9% 100%
6.1.6. TELEVISIÓN DE PAGO La televisión de pago ha generado durante los últimos años un aumento en la oferta audiovisual en Chile, primero con el cable y luego con el acceso satelital que ha permitido aumentar de manera sustancial la oferta cultural (Subtel, 2009). Tanto la industria del cable como la de televisión satelital se han mantenido estables durante los últimos años. Lo único que diferencia a ambas señales es principalmente el número de señales nacionales e internacionales que recibe cada una, siendo la televisión satelital la que recibe mayor número de señales internacionales. En diciembre de 2009, la televisión por pago presentó un total de 1.664.032 suscriptores (Subtel, 2009).
6.2. ESTRUCTURAS TARIFARIAS A continuación se explica a modo general, cuáles son los criterios de tarificación que se aplican en cada uno de los sectores descritos anteriormente.
6.2.1. TELEFONÍA FIJA Antes del año 2009, las tarifas de la telefonía fija eran establecidas por el Estado. En ese año el TDLC resolvió la desregulación de casi la totalidad de las tarifas a público en el servicio de telefonía local, dentro del Proceso Tarifario de Telefónica Chile, hoy Movistar (Subtel, 2009). Actualmente existen diversos planes tarifarios ofrecidos por varias compañías, lo que lo ha transformado en un mercado competitivo. Los planes en algunos casos van dentro de paquetes promocionales con otros servicios adicionales como son Internet y televisión de pago. También está la posibilidad de contratar una cierta cantidad de minutos para llamadas locales o simplemente hay una tarificación según horario de llamada para el caso de llamadas locales o si la llamada ha sido realizada hacia un teléfono fijo o móvil.
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6.2.2. TELEFONÍA MÓVIL Existen dos modalidades principales de tarifas que son contrato y prepago, las cuales a su vez ofrecen, además del servicio de telefonía y mensajería, promociones para el uso de internet, juegos, música y otros servicios. Dentro de la flexibilidad de tarifas, existe una amplia diversidad en los planes de tarificación de prepago y de contrato. Dentro de los planes de prepago y de contrato, la tarifa depende en general de los siguientes factores (siendo el usuario el que finalmente elige la tarifa que más le acomode):
Compañía de celular que está asociada al número de destino. Si es distinta a la compañía del cliente hay un cargo mayor. Cantidad de recargas que se realicen en un determinado tiempo, para el caso de prepago. Mientras más dinero se cargue en la cuenta, existen más beneficios que inciden en hacer la tarifa más económica. Horario al que se realiza la llamada. En horarios nocturnos el valor de la llamada tiene un costo menor que en horario diurno. Uso de una cantidad determinada de minutos, mensajes y Mb bajados por medio de internet. Convenios familiares, para hablar de forma ilimitada con los números sujetos al convenio.
6.2.3. TELEFONÍA DE LARGA DISTANCIA Dentro de la telefonía a larga distancia, existen dos grupos de tarifas, las cuales abarcan larga distancia nacional y larga distancia internacional. Además existen en las empresas modalidades de planes con contrato y también las llamadas simples. Los planes con contrato ofrecen un cierto número de minutos a destinos específicos por una cantidad mensual de dinero. Las llamadas simples tienen una tarifa en particular dependiendo del país al que se llame y a la hora en que se realice la llamada, donde los horarios nocturnos tienen un valor más económico que los diurnos. En algunas empresas también está la opción de realizar una llamada nacional o internacional con cobro revertido.
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6.2.4. INTERNET FIJO Y MÓVIL Las tarifas están estandarizadas por el tramo de Ancho de Banda que requiera el usuario. Dentro de estas tarifas está una división entre planes por contrato o planes de prepago, en donde en éste último además hay tarifa por la duración del plan. La Subsecretaría de Telecomunicaciones en conjunto con el SERNAC tiene a disposición la página web www.mibandaancha.cl, que cotiza automáticamente entre todas las empresas proveedoras del servicio, cuáles son las que lo ofrecen para un Ancho de Banda específico, lo que obliga a los competidores a ofrecer servicios similares a un precio estándar.
6.2.5. TELEVISIÓN DE PAGO Las tarifas en la televisión de pago están directamente relacionadas con el número de canales que se contraten, existiendo la posibilidad de contratar un paquete de canales que están clasificados en diversos estilos como son:
Infantil
Cine y cultura
Noticias
Canales Internacionales
Señal en HD
Entre otros
También está la posibilidad de contratar canales individuales como es el caso del Canal del fútbol. En los últimos años también ha estado surgiendo el sector de prepago en la televisión de pago, como es el caso de los sistemas “Pay Per View”, en los cuales se realiza un pago por ver una serie específica. También en el caso de algunas empresas como Directv, se están ofreciendo planes de prepago, que también tienen sus precios en función del número de canales.
6.3. CAPACIDAD DE LAS EMPRESAS DE DEFINIR SUS PROPIOS PLANES Y TARIFAS La Ley General de Telecomunicaciones (LGT) nº 18.168 aprobada en 1982, privilegia la libre competencia y la apertura de mercados. Así entonces los servicios de telefonía móvil, Internet y televisión de pago, que se desenvuelven en un entorno muy competitivo, cuentan con libertad tarifaria (IRH, 2007).
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6.3.1. EJEMPLO: INTERNET En el caso de Internet, cada empresa tiene la posibilidad de ofrecer el número de planes que estime conveniente. En la Tabla 34 muestra a las empresas que informaron sobre sus ofertas en sus distintas modalidades al mercado nacional, tanto para ofertas de acceso físico como móvil (Subtel, 2009). En el mercado nacional destaca la compañía GTD Manquehue, con una oferta, a diciembre del 2009, de 559 planes de acceso a Internet, disponiendo de cerca del 55% de las ofertas comerciales del mercado nacional (Subtel, 2009). Tabla 34 Oferta Comercial de Acceso a Internet Residencial por Compañía (Subtel, 2009). Compañías CMET CTR ENTEL PCS GTD INTERNET S.A. GTD MANQUEHUE MOVISTAR NETGLOBALIS RTC TELEFÓNICA CHILE TELMEX VTR BANDA ANCHA S.A. WILL Total
Número de Planes 22 65 15 10 559 14 9 19 180 54 64 5 1016
Participación en el Total de ofertas 2.17% 6.4% 1.48% 0.98% 55.02% 1.38% 0.89% 1.87% 17.72% 5.31% 6.3% 0.49% 100%
De estas ofertas, sólo un 13.58% corresponden a productos que sólo incluyen el servicio de Internet. El resto incluye además servicios tales como telefonía, televisión o ambos en forma de paquetes.
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División Ingeniería: Dpto. Ingeniería Eléctrica Informe Nº 998894 Original Tabla 35 Oferta Comercial de Acceso de Internet por tipo de empaquetamiento (Subtel, 2009). Tipo de Servicio Internet Internet + Telefonía Internet + TV Internet + Telefonía + TV Total
Número de Ofertas 138 464 97 317 1016
Participación 13.58% 45.67% 9.55% 31.2% 100%
6.4. SISTEMA DE REGULACIÓN En cuanto a la regulación tarifaria, la LGT, privilegia la libre competencia y la apertura de mercados, sin embargo faculta al Estado a fijar precios en los mercados de baja o nula competencia y determinar las tarifas por los servicios prestados a través de las interconexiones. Esto aplicaba hasta el año 2009 al mercado de telefonía fija local donde el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) no había considerado que existieran las condiciones necesarias para decretar libertad tarifaria (IRH, 2007). Las tarifas de los servicios regulados se fijan cada cinco años a través de la realización de un proceso tarifario. Para esto se elaboran bases técnicas en que se definen los servicios a regular, luego la concesionaria elabora una propuesta de tarifas para cada servicio y luego el Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones y el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, realizan una revisión de la propuesta, contraponen ofertas y finalmente resuelven las tarifas definitivas, elaborando un Decreto Supremo (IRH, 2007). De acuerdo a lo establecido en la LGT, para el cálculo de las tarifas reguladas se aplica el modelo de “empresa eficiente”, que emula una empresa hipotética dotada de la tecnología más eficiente disponible en el mercado. Los costos de inversión y explotación que se imputan al servicio regulado son exclusivamente indispensables para atender la demanda esperada para dicho servicio. Finalmente las tarifas se determinan en función a los costos incrementales de desarrollo de tal forma que el valor presente de los flujos de la empresa sean cero, con una tasa de descuento definida38 (IRH, 2007).
38
La tasa de costo de capital será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más la diferencial entre la rentabilidad de la cartera de inversiones diversificada y la
rentabilidad libre de riesgos. Tal diferencial debe estar ponderada por el valor del riesgo sistemático. El riesgo sistemático de las actividades propias de la empresa en relación al mercado mide la variación en los ingresos de la empresa con respecto a fluctuaciones del mercado. Para determinar su valor se calcula la covarianza entre el flujo de caja neto de la empresa y el flujo generado por una cartera de inversiones de mercado diversificada, dividido por la varia nza de los flujos de dicha cartera diversificada. Un ejemplo de valor para la tasa de descuento es la aplicada a la empresa telefónica del sur con un valor de un 9,49% al año 2009.
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7. PROPUESTA DE REGLAMENTO PARA LA APLICACIÓN DE TFR
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REGLAMENTO PARA LA CREACION Y APLICACIÓN DE TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS
TITULO I: DISPOSICIONES GENERALES
Artículo 1º.- El presente reglamento, regirá todas las cuestiones relativas a la aplicación de tarifas flexibles reguladas, en adelante TFR, que se establezcan en el Decreto Supremo a que hace referencia el artículo 190 de la Ley. Artículo 2º.- Corresponderá a la Comisión Nacional de Energía, dictar las normas técnicas indicadas en el presente reglamento. Estos pliegos, podrán ser modificados, en concordancia con los avances que se produzcan en estas materias.
TITULO II: DEL ACCESO PÚBLICO A INFORMACIÓN SOBRE TFR Y OPCIONES TARIFARIAS
Artículo 3º.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, deberán poner a disposición del público, toda la información referente a sus tarifas, esto es, las características, requisitos y condiciones de operación de las TFR ofrecidas. Dicha información, deberá estar permanentemente publicada en las oficinas comerciales, en lugares visibles y de libre acceso al público, redactada en términos claros que faciliten su entendimiento, de igual forma, en sus respectivos sitios electrónicos. Artículo 4º.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, deberán implementar herramientas Web que permitan al Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 196 de 203
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cliente comparar todas las opciones tarifarias. La información que mediante éste medio se proporcione al cliente, no solo indicará la tarifa con menor facturación sino todas las tarifas disponibles con su facturación anual, además del detalle de los costos, beneficios o servicios adicionales. La herramienta Web, deberá solicitar parámetros de información mínima necesaria para simplificar el análisis de los usuarios, con el objeto de realizar una comparación efectiva de las tarifas disponibles y ofrecer la oferta de tarifa que se ajuste mejor al perfil de consumo de los usuarios. Los parámetros de información, serán establecidos por SEC y no unilateralmente por el distribuidor.
TITULO III: TARIFAS DE REFERENCIA Y COMPARACIÓN DE TARIFA FLEXIBLE
Artículo 5º.- Por opción tarifaria de referencia, se entenderá aquella que tenía el cliente al momento de optar a la TFR, cuando se trate de un cliente preexistente39, o bien, a la opción tarifaria de las indicadas en el punto 3 del Decreto Tarifario vigente que signifique la menor facturación posible durante el año inmediatamente anterior y que esté dentro de las opciones tarifarias aplicables a dicho cliente, cuando se trate de un cliente que fue inicialmente incorporado como tal con una opción TFR 40.
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Notar que si el cliente tuviera una opción TFR previamente, su tarifa de comparación seria una TFR. Se propone extender las mismas condiciones de comparación de los clientes nuevos a los clientes antiguos. 40 Para los clientes suministrados en baja tensión que posean una potencia conectada igual o superior a 10 KW, no podrá usarse como opción tarifaria de referencia la tarifa BT1. En este caso, si el medidor del cliente no registrase valores de demanda máxima, la opción de referencia corresponderá a la tarifa BT2 y como potencia contratada de referencia deberá considerarse la potencia conectada del empalme Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 197 de 203
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Artículo 6º.- Anualmente, las empresas concesionarias deberán verificar e informar a cada cliente que se encuentre suscrito a una TFR, la comparación entre la facturación de los últimos 12 meses con dicha opción tarifaria y la que el cliente hubiese percibido con la opción tarifaria de referencia, para el mismo consumo. La verificación anual deberá ajustarse a los siguientes lineamientos: a) Se deberá realizar considerando un período de 12 meses. b) Sólo se considerarán los clientes que hayan contratado una TFR a partir de la fecha de publicación del Decreto Supremo Nº 385/2008 y que hayan cumplido un período facturado mínimo de 12 meses con la TFR. c) Para la determinación de la menor facturación posible, deberá considerarse la tecnología de medición de la TFR contratada y utilizarse los registros de consumo medidos bajo ella. d) Los resultados de la comparación realizada por la empresa concesionaria, deberán informarse al cliente, mediante carta con anexo en la factura correspondiente al 12º período. e) Si se verificare que la facturación con la TFR es superior a aquella que hubiere resultado al aplicar la opción de tarifa de referencia, entonces, a partir del mes siguiente a dicha comunicación, las empresas deberán facturar al cliente con la opción tarifaria de referencia, salvo que éste comunique por escrito a la empresa, dentro del plazo de 10 días hábiles posterior a la notificación, su intención contraria. Artículo 7º.- La Comisión, podrá levantar la restricción descrita en el artículo sexto a una TFR, si así lo solicita la empresa concesionaria, debiendo ésta última, demostrar la existencia de un valor agregado en la tarifa que justifique el levantamiento de ésta restricción.
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TITULO IV: ACCESO A TARIFAS FLEXIBLES REGULADAS Artículo 8º.- Cualquier cliente, que esté dispuesto a pagar los costos y cumplir con los requerimientos técnicos de las tarifas, podrá optar por cualquier opción disponible en el mercado. La Comisión, permitirá excepcionalmente que las empresas concesionarias puedan restringir el acceso a una TFR, si esto significa un beneficio para los clientes. Será necesario para la aplicación de ésta restricción, que las empresas presenten un estudio fundado ante la Comisión.
TITULO V: DE LOS CONTRATOS Y MIGRACIÓN TARIFARIA Artículo 9.- Serán elementos de la esencia de los contratos de TFR: el nombre de la tarifa; los componentes de la tarifa y sus costos; la duración; las obligaciones de pago por potencia y los costos de término de contrato anticipado. Artículo 10.- Las concesionarias de servicios públicos de distribución, deberán exigir a los clientes interesados en contratar una TFR o un cambio de TFR, copia legalizada de los títulos de dominio del inmueble respectivo o en su caso, la respectiva autorización notarial, para tales fines, otorgada por quien aparezca en los títulos como dueño del inmueble. Artículo 11.- Los contratos suscritos entre los clientes y las empresas concesionarias, tendrán una duración de 12 meses. En el evento que el cliente no comunique por escrito a la compañía su decisión de no continuar con su contrato o su deseo de cambiarse de tarifa, el contrato se renovará automáticamente por otro período de igual
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tiempo. El plazo para ejercer éste derecho, será de 30 días de anticipación al vencimiento del contrato. En el evento de cumplirse lo establecido en el artículo 6º letra e) del presente reglamento, esto es, que la TFR represente un mayor costo para el cliente, éste deberá comunicar por escrito a la compañía, en el plazo de 10 días hábiles posterior a la comunicación a que se refiere la letra d) del artículo 6º, su deseo de continuar con la TFR contratada. Artículo 12º.- Cada cliente, podrá solicitar un cambio de tarifa anticipado al año, si así lo desea. Sin embargo, deberá cumplir con los compromisos de potencia previstos, durante todo el tiempo que reste por cumplir con la TFR contratada originalmente. El plazo para manifestarse en éste sentido, será 10 días antes de cumplirse el período de la TFR contratada, mediante carta certificada dirigida a la empresa concesionaria. El cambio de tarifa, se hará vigente dentro del próximo período de facturación. Artículo 13.- Con excepción de los pagos por concepto de potencia remanente que el cliente hubiese pactado con la empresa concesionaria, el término de un contrato de TFR no significará ningún tipo de costo económico o aporte de responsabilidad para el cliente, En cualquier momento, el cliente podrá elegir una TFR, no pudiendo ser objeto de alguna formalidad o condición para dicho término que sea más gravoso que las formalidades o condiciones que se le aplicaron al momento de la elección de la TFR que esta dando término. Artículo 14.- La decisión de un cliente, en el sentido de poner término anticipado al contrato con una TFR, exime a la empresa concesionaria de la obligación de elaborar el procedimiento detallado en el artículo 6º
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del presente cuerpo, cuando la terminación se produzca antes del cierre del respectivo período de 12 meses. Artículo 15.- Para efectos de la aplicación del art. 193 del DFL 4/2006, disposición que define las entradas de explotación, las TFR deberán ser homologadas a alguna de las tarifas indicadas en el punto 3 del Decreto tarifario vigente. Las entradas y costos de explotación asociadas a las TFR, deberán ser incluidas en forma individualizada en los sistemas de cuenta para la determinación del VNR, según estipula el artículo el artículo 193 referido. Estas tarifas, no deben traducirse en sobrecostos injustificados que signifiquen alza en las tarifas para los clientes finales. Artículo 16.- La empresa concesionaria, no estará facultada para terminar unilateralmente un contrato de tarifa flexible, en forma anticipada.41No obstante lo anterior, podrá prohibir el ingreso de nuevos clientes a determinadas tarifas. Además, podrá suscribir acuerdos bilaterales con los clientes, para realizar el cambio de tarifa. Artículo 17.- En el evento que la empresa concesionaria modifique el valor de la TFR, deberá notificar previamente dicho cambio al cliente. Al verificarse el cambio de tarifa, la empresa deberá permitir al cliente un cambio de tarifa, siempre a costo cero, incluso si éste cambio se realiza antes del término de la vigencia del contrato de la tarifa original, salvo que dicho cambio implique ampliar el empalme para caucionar la potencia contratada o si el costo de los equipos los paga el cliente.
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En la práctica esto no es así. Sin embargo, se hace necesario modificar la legislación vigente (Decreto Tarifario 385/2008 y LGSE), donde se permite realizar término de contrato anticipado por parte de la empresa notificando con tres meses de anticipación. Esto debe ser así ya que pueden producirse situaciones, como que determinados clientes hayan realizado inversiones en equipamiento que implicaron un costo al contratar una TFR., por lo que es imperativo resguardar los intereses de los clientes, evitando la generación de perjuicios a los clientes. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 201 de 203
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Los reajustes realizados a las TFR, deberán ser informados y justificados a la SEC, para evitar que se originen perjuicios a los clientes.
TITULO VI: DE LOS CONSUMOS PROVISORIOS Artículo 18.- Cada cliente que requiera utilizar consumos provisorios, deberá someterse a todas las condiciones de un cliente normal y cumplir con las exigencias que requiera un término de contrato anticipado. Sin perjuicio que la empresa pueda pactar tarifas especiales, para clientes que permanezcan por un período menor de contrato y que requieran el uso de consumos provisorios. Las TFR aplicadas a consumos provisorios, no estarán sujetas a la obligación de comparación definida en el artículo 6º del presente reglamento, mientras mantengan su condición de provisorio. La obligación de comparación, se aplicará solo una vez que el consumo se transforme en definitivo y el contrato TFR haya estado vigente bajo ésta condición, durante un mínimo de 12 meses.
TITULO VII: DE LA RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS Artículo 19.- La empresa concesionaria, será la encargada de recibir los reclamos de clientes y resolver los conflictos adecuadamente. En el evento de no existir acuerdo entre clientes y empresa, los antecedentes serán remitidos a la SEC.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA Artículo 1º.- El presente reglamento, entrará en vigencia 30 días después de su publicación en el Diario Oficial. Vicuña Mackenna 4860, Macul, Santiago – Chile / Fono: (56-2) 354 4886 / Fax: (56-2) 354 4954 / www.dictuc.cl Página 202 de 203
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Artículo 2º.- Los contratos de TFR suscritos entre las concesionarias y los clientes, con antelación a la entrada en vigencia del presente reglamento, serán incorporados irrevocablemente al momento de su renovación.
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