Nº de INforme – 52106–LAC Cómo GestioNar uN déFiCit de GeNeraCióN eléCtriCa Guía para Formuladores de Políticas Estudio programático regional para el sector energético de América Central Noviembre 2010 Pierre Audinet Martín Rodriguez Pardina Unidad de Energía Departamento de Desarrollo Sostenible Región de América Latina y el Caribe Banco Mundial CÓMO GESTIONAR UN DÉFICIT DE GENERACIÓN ELÉCTRICA: Guía para formuladores de políticas Noviembre 2010 Copyright page Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) reports are published to communicate the results of ESMAP’s work to the development community with the least possible delay. Some sources cited in this paper may be informal documents that are not readily available. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this report are entirely those of the author(s) and should not be attributed in any manner to the World Bank, or its affiliated organizations, or to members of its board of executive directors for the countries they represent, or to ESMAP. The World Bank and ESMAP do not guarantee the accuracy of the data included in this publication and accepts no responsibility whatsoever for any consequence of their use. The boundaries, colors, denominations, other information shown on any map in this volume do not imply on the part of the World Bank Group any judgment on the legal status of any territory or the endorsement of acceptance of such boundaries. Abreviaturas y siglas AIE Agencia Internacional de la Energía AMI Infraestructura avanzada de medición AMR Equipo de lectura automática CPC Confederación de la Producción y del Comercio de Chile CTP Precio pico crítico DSM Programa de gestión de la demanda EPC Empresa de ingeniería, compras y construcción ERNC Energías renovables no convencionales GT Turbina a gas GW Gigavatio GWh Gigavatio-hora HFO Combustible pesado ICE Instituto Costarricense de Electricidad IPP Productor independiente de energía kW Kilovatio kWh Kilovatio-hora LDO Petróleo destilado ligero LFC Lámpara fluorescente compacta LFO Fuel-oil ligero MVAR Mega voltio amperio reactivo MW Megavatio MWh Megavatio-hora MMP Milliones de Pesos OCGT Turbina a gas de ciclo abierto O&M Operación y mantenimiento PIB Producto interno bruto PPA Acuerdo de compra de energía RTP Precio en tiempo real SC Ciclo único SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central TOU Tiempo de uso W Vatio Reconocimientos El presente informe fue producido por el Departamento de Energía de América Latina y el Caribe del Banco Mundial, con el apoyo del Programa de asistencia para la gestión del sector de energía (ESMAP). Fue redactado por un equipo integrado por Pierre Audinet (Economista de Energía Senior, líder del Equipo) y Martín Pardina (Consultor), con aportes de K&M Engineering Company (Consultores), Pamela Sud (Asociada Profesional Junior), Alan Meier (Consultor) y Laura Berman (Especialista en Energía, Consultora). El Equipo agradece la valiosa guía facilitada por Fernando Lecaros (Consultor) y Philippe Benoit (Gerente del sector de energía). Se agradece profundamente el apoyo financiero y técnico brindado por el Programa de asistencia para la gestión del sector de energía (ESMAP). El ESMAP –programa mundial de asistencia técnica y conocimientos administrado por el Banco Mundial y patrocinado por los donantes bilaterales oficiales– asiste a los países de bajos y medianos ingresos, sus “clientes”, mediante la prestación de servicios modernos en el sector de energía para reducir la pobreza y lograr un desarrollo económico sustentable en el medio ambiente. El ESMAP está liderado y financiado por un Grupo Consultivo compuesto por donantes bilaterales oficiales e instituciones multilaterales que representan a Alemania, Australia, Austria, Canadá, Dinamarca, Finlandia, Francia, Holanda, Islandia, Noruega, Reino Unido, Suecia y el Banco Mundial. ÍNDICE PREFACIO ......................................................................................................................................... 9 RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................... 11 CAPÍTULO UNO: INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 20 CAPÍTULO DOS: MEDIDAS PARA REDUCIR RÁPIDAMENTE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD ................................................................................................................ 27 2.1 Las medidas disponibles ........................................................................................................ 27 2.1.1 La comunicación con los clientes .............................................................................. 28 2.1.2 El racionamiento ........................................................................................................ 32 2.1.3 Los incentivos económicos ........................................................................................ 34 2.1.4 El reemplazo de aparatos electrodomésticos ............................................................. 38 2.1.5 La importancia del sector público .............................................................................. 41 2.2. Las tarifas ............................................................................................................................... 42 2.2.1 Las tarifas residenciales ............................................................................................. 42 2.2.2 Los grandes usuarios .................................................................................................. 48 2.2.3 El régimen tarifario .................................................................................................... 51 2.3 La cuantificación del reemplazo de aparatos electrodomésticos ........................................... 53 2.3.1 El reemplazo de refrigeradores .................................................................................. 53 2.3.2 La opción de eficiencia del refrigerador – la valuación privada ................................ 56 2.3.3 El reemplazo de lámparas fluorescentes compactas (LFC) ....................................... 57 CAPÍTULO TRES: MEDIDAS PARA INCREMENTAR RÁPIDAMENTE LA OFERTA DE ELECTRICIDAD ................................................................................................................ 60 3.1 Introducción ........................................................................................................................... 60 3.2 Diez medidas para incrementar la oferta de electricidad ....................................................... 60 3.3 El análisis de las diez medidas para incrementar la oferta de electricidad ............................ 62 3.3.1 El aumento de la disponibilidad y la capacidad de las centrales generadoras existentes .................................................................................................................... 62 3.3.2 La aceleración de proyectos incluidos en los planes de expansión ........................... 65 3.3.3 Las mejoras en el sistema de transmisión y reducción de pérdidas .......................... 66 3.3.4 La integración de la generación de apoyo.................................................................. 68 3.3.5 Las centrales generadoras que utilizan bagazo de caña de azúcar ............................. 69 3.3.6 La reducción de las pérdidas no técnicas con Sistemas de medición avanzados....... 70 3.3.7 El agregado de capacidad utilizando motores de pistón ............................................ 75 3.3.8 El agregado de capacidad utilizando barcazas de generación eléctrica alquiladas .... 76 3.3.9 El agregado de capacidad con equipo usado de centrales generadoras ..................... 77 3.3.10 Las consideraciones ambientales en la rehabilitación de las centrales de generación térmica existentes ....................................................................................................... 78 3.4 La clasificación de medidas para incrementar la capacidad del suministro de electricidad .. 78 3.5 La clasificación de medidas para incrementar el suministro de electricidad y la matriz de características ......................................................................................................................... 80 CAPÍTULO CUATRO: RECOMENDACIONES PRÁCTICAS ............................................... 85 4.1 La identificación del tipo de déficit de electricidad ............................................................... 85 4.2 La estimación de la probable duración del déficit de electricidad ......................................... 86 4.3 El establecimiento del desglose del consumo de energía por uso final durante el período del déficit de energía .................................................................................................................... 86 4.4 El establecimiento de potenciales medidas específicas para determinar el precio de la electricidad ............................................................................................................................. 88 4.5 La elaboración de una lista clasificada de medidas ............................................................... 88 Anexo 1 – Estudio de caso: Chile ...................................................................................................... 91 Anexo 2 – Estudio de caso: Cuba ...................................................................................................... 98 Anexo 3 – Estudio de caso: Sudáfrica ............................................................................................. 103 Anexo 4 – El reemplazo de duchas eléctricas en Costa Rica .......................................................... 109 Referencias ....................................................................................................................................... 112 Índice de Tablas y Recuadros Tabla 1-Menú de opciones del lado de la demanda para administrar las crisis eléctricas ................. 14 Tabla 2-Menú de opciones del lado de la oferta para administrar las crisis eléctricas ...................... 15 Tabla 3-Respuestas a la crisis de la oferta – Demanda de electricidad. Casos internacionales ......... 26 Tabla 4-Medidas relativas a la demanda – Experiencia internacional ............................................... 28 Tabla 5-Medidas para ahorrar energía en forma inmediata ............................................................... 31 Tabla 6-Metas de ahorro de energía en Brasil ................................................................................... 32 Tabla 7-Incrementos de tarifas en Cuba ............................................................................................ 35 Tabla 8-Participación, ahorros y costos del programa “20-20” de California ................................... 36 Tabla 9-Coeficiente de reemplazo de aparatos electrodomésticos en Cuba, junio de 2008 .............. 40 Tabla 10-Reemplazos de los equipos más comunes que consumen energía ..................................... 41 Tabla 11-Estructura tarifaria – Sector residencial en América Central ............................................. 43 Tabla 12-Estructura de las tarifas residenciales en América Central (US$) ...................................... 44 Tabla 13-Costos evitables y primera tarifa en bloque ....................................................................... 45 Tabla 14-Cuotas individuales de consumo de electricidad y precios en bloque equivalentes........... 47 Tabla 15-Tarifa para mediano voltaje en América Central 2009 (US$) ............................................ 48 Tabla 16-Alternativas de precios dinámicos ...................................................................................... 49 Tabla 17-Programas de emergencia de respuesta a la demanda ........................................................ 50 Tabla 18-Régimen tarifario en América Central ............................................................................... 52 Tabla 19-Refrigeradores y consumo de energía anual promedio, kWh............................................. 54 Tabla 20-Incremento de la eficiencia energética de los refrigeradores ............................................. 54 Tabla 21-Eficiencia promedio de los refrigeradores en Costa Rica .................................................. 55 Tabla 22-Almacenamiento de refrigeradores en América Central .................................................... 55 Tabla 23-Ahorros potenciales de energía (% consumo residencial) .................................................. 56 Tabla 24. Parámetros de los refrigeradores........................................................................................ 57 Tabla 25-Subsidio requerido para comprar refrigeradores de gran eficiencia energética (US$) A una tasa de descuento del 10% ..................................................................................................... 58 Tabla 26-Estimaciones del almacenamiento total de bombillas por país .......................................... 58 Tabla 27-Ahorros estimados (MWh/año) .......................................................................................... 59 Tabla 28-Cambios en el Sistema de transmisión – Costos del Programa de reemplazo de LFC (US$ millones) ................................................................................................................................ 59 Tabla 29-Características de la tecnología de capacidad – Cambios en el Sistema de transmisión ... 66 Tabla 30-Características de la tecnología de la capacidad ................................................................. 79 Tabla 31-La tecnología clasificada en orden de plazo de instalación y eficiencia térmica ............... 80 Tabla 32-La tecnología clasificada por orden creciente de operación y mantenimiento (O&M) y costo de combustible .............................................................................................................. 80 Tabla 33-La tecnología clasificada en orden creciente del costo de capital ...................................... 80 Tabla 34-La matriz de las características – El costo y el tiempo para implementar las diferentes alternativas ............................................................................................................................. 83 Tabla 35-La matriz de las características ........................................................................................... 83 Índice de figuras y gráficos Figura 1 – Matriz de decisión ........................................................................................................... 61 Gráfico 1 – Reemplazo de aparatos electrodomésticos en Cuba ....................................................... 40 Gráfico 2 – Porcentaje de la variación del consumo de electricidad de un año a otro ...................... 47 Prefacio Los países de América Central han experimentado un rápido crecimiento económico durante los últimos veinte años. En la actualidad, la media del producto interno bruto (PIB) per cápita de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá es de aproximadamente US$3.600. Sin embargo, tras esta cifra promedio se encuentra oculta una subregión de 40 millones de habitantes con una amplia variedad de ingresos, y más de la mitad de dicha población vive bajo la línea de pobreza. La energía en general y, más específicamente la electricidad, es crítica para el desarrollo económico. La electricidad es necesaria para el funcionamiento de la maquinaria, sobre la cual se apoyan las oportunidades de generación de ingresos. Los países que pueden ofrecer una fuente de electricidad asequible y confiable para el desarrollo de negocios atraen capital nacional y extranjero. La inversión en fuentes de energía seguras, confiables y de precio razonable que promocionen el consumo eficiente es condición necesaria para un crecimiento económico sostenido. A pesar de que los mercados eléctricos de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá no son de gran tamaño, los seis países juntos generan cerca de 39 TWh de electricidad, que equivale a aproximadamente el 70 por ciento de la oferta anual de electricidad en un país de mediano tamaño en América Latina. Sin embargo, los mercados individuales de energía en esta subregión son muy diferentes, desde sistemas totalmente integrados verticalmente a sistemas totalmente desagregados. Los mercados eléctricos también difieren significativamente en relación con la calidad del servicio que ofrecen y la eficiencia de su producción y entrega. Asimismo, la fragmentación en pequeñas unidades de los mercados eléctricos de la región ha debido enfrentar el reto de cubrir una demanda creciente y ha generado un incremento de los costos de suministro. El Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (SIEPAC), que unirá los seis países en 2010, podría entrañar una serie de beneficios tales como la mejora de la seguridad energética a través del aumento de los márgenes de reserva, además de mejoras en la eficiencia y menores costos derivados de las economías de escala. La integración es, sin embargo, necesaria aunque insuficiente por lo que respecta a la tarea de responder a las necesidades de electricidad de la subregión. Además, resta por completar una serie de pasos tanto en el corto como en el largo plazo, para poder explotar en su totalidad los beneficios asociados a la integración. En el marco de un plan efectivo de integración, ello supone abordar –a nivel nacional y regional– temas relacionados con la infraestructura física, temas regulatorios, institucionales y políticos tanto a nivel nacional como regional. El Banco Mundial ha llevado a cabo una serie de estudios con el objetivo de lograr una mejor comprensión de los retos energéticos a los que se enfrentan estos seis países de América Central unidos por el SIEPAC, y de identificar medidas para la promoción de un desarrollo dinámico en el sector. En el marco de una serie titulada “Estudio programático del sector energía para América Central”, un grupo de expertos en política energética, ingenieros y economistas han preparado estudios haciendo hincapié en el subsector eléctrico. La fase inicial de este estudio programático incluye tres módulos: 9 I. Aspectos Generales y Opciones: presenta una visión general, sienta las bases para análisis posteriores por medio de un examen sistemático del subsector y de la identificación de los principales retos, tanto a nivel nacional como regional. II. Cómo gestionar un Déficit de Generación Eléctrica: evalúa la efectividad de las medidas, tanto del lado de la oferta como del lado de la demanda, para enfrentar una escasez real o inminente. III. Estructura y Desafíos de Tipo Regulatorios: identifica barreras a la integración eléctrica y propone medidas para superarlas. El presente documento sintetiza el marco de acción y presenta un amplio menú de opciones disponibles para cerrar la brecha entre la oferta y la demanda a corto y medio plazo. El Banco Mundial ha propuesto también módulos adicionales, incluyendo uno sobre el potencial existente en la subregión para un mayor desarrollo de la energía geotérmica. Esperamos que esta serie de estudios sea de utilidad para los diseñadores de políticas y otros agentes interesados en estos seis países, a la hora de tratar los aspectos necesarios para la creación de un sistema energético eficiente y confiable, que proporcione una base sólida para el desarrollo económico de la subregión. Laura Frigenti Philippe Benoit Directora de País Gerente Sectorial América Central Unidad de Energía Región de América Región de América Latina y El Caribe Latina y El Caribe 10 RESUMEN EJECUTIVO I. Introducción En los últimos años, la tensión entre la oferta y la demanda de electricidad ha cobrado su precio en todo el mundo. Tanto los gobiernos como las empresas de servicios públicos han tenido que enfrentar desequilibrios entre la oferta y la demanda de electricidad que, a su vez, han provocado apagones y desconexiones de carga y se han traducido en déficits de electricidad. Si bien los países procuran evitar la aparición de potenciales déficits de electricidad a través del fortalecimiento de su capacidad de planificación así como trabajar con miras a alcanzar un sector eléctrico más fuerte y sostenible, persiste la posibilidad de que en el futuro se produzca un déficit de generación eléctrica. El presente documento sintetiza el marco de acción y presenta un amplio menú de opciones disponibles para cerrar la brecha entre la oferta y la demanda a corto y medio plazo. Estos temas se tratan más detalladamente en el informe “Cómo gestionar un déficit de generación eléctrica: guía para formuladores de políticas”. El propósito de este informe es que la información provista aporte un conocimiento valioso para los formuladores de políticas energéticas de otros países en todo el mundo. II. Elementos de un programa para la gestión de una crisis eléctrica Si bien no se puede determinar el momento ni los motivos, se sabe con certeza que se producirán crisis eléctricas en el futuro y que tendrán lugar tanto en los países industrializados como en los países en desarrollo. Una crisis eléctrica se caracteriza por una ocurrencia de falta de electricidad, cuyo origen puede obedecer a:  Las limitaciones de capacidad: la capacidad disponible (generación y/o transmisión) es insuficiente para satisfacer la demanda pico, o  Las limitaciones de energía: el consumo deseado de electricidad por parte de todos los usuarios finales durante un período de tiempo excede los niveles de producción (por ejemplo, como resultado de una disponibilidad insuficiente de combustible, tal como los recursos de agua o combustibles fósiles o un alza súbita en la demanda de energía). Los elementos de una respuesta diseñada para hacer frente a una crisis eléctrica dependerán de: (i) el origen de la brecha entre la oferta y la demanda; (ii) la duración prevista del déficit de electricidad (y el tiempo de ejecución disponible); (iii) la identificación y evaluación de medidas que puedan efectivamente llevarse a la práctica (tanto del lado de la oferta como del lado de la demanda), y (iv) la organización institucional del sector. No existe una solución única para una crisis eléctrica. Los encargados de formular las políticas deben diseñar una respuesta adecuada sobre la base de estos cuatro criterios. 11 Uno de los elementos más importantes de un programa de respuesta a las emergencias eléctricas es anticipar y preparar ante la posibilidad de ocurrencia de una crisis. A. Acciones de respuesta a las emergencias La gestión de una crisis eléctrica comprende acciones destinadas a disminuir las limitaciones de capacidad o de energía mediante una combinación de distintas medidas, tanto con relación a la demanda como a la oferta de electricidad. La experiencia internacional pone de manifiesto que a fin de que la gestión de una crisis de electricidad tenga éxito, es necesaria la implementación de una serie de medidas entre las que se incluyen las campañas de comunicación sobre la conservación de energía, acciones para reducir las pérdidas de energía y para eliminar los cuellos de botella en el segmento transmisión, y medidas para incrementar la oferta de energía. B. Las medidas del lado de la demanda Las medidas del lado de la demanda constituyen un elemento esencial para mitigar las crisis eléctricas. Dichas medidas se centran en reducir la cantidad de electricidad que se consume mediante la modificación de las tarifas o del comportamiento de consumo. Dado que la demanda de electricidad deriva de la iluminación, la refrigeración, la calefacción, la energía para procesos comerciales e industriales, y otros usos de la electricidad, las medidas relativas a la demanda tendrán como objetivo la modificación de los usos finales de la energía. La experiencia internacional muestra que para gestionar con éxito las crisis eléctricas es necesario utilizar instrumentos de demanda para administrar la cantidad de electricidad consumida. La combinación óptima de instrumentos dependerá de la naturaleza de la crisis y del momento en que esta ocurra. Los ajustes del lado de la demanda se traducen en señales directas o indirectas de los precios y las restricciones relativos a la cantidad. Las señales directas de precios –aumentos en el precio de la electricidad– crean incentivos para que los usuarios ahorren electricidad (mediante el mecanismo de elasticidad del precio). Las señales indirectas de precios incluyen, por ejemplo, los subsidios para comprar aparatos electrodomésticos más eficientes en el uso de la energía. Las restricciones de cantidad, o el racionamiento, suponen una forma alternativa de asegurar el equilibrio entre la demanda y la oferta en el corto plazo. El racionamiento puede ser específico o general. El racionamiento específico adopta la forma de una norma administrativa que determina a qué usuarios se les reducirá el suministro, cuándo y por cuánto tiempo. Una norma general de racionamiento se aplicará a un área geográfica o a una actividad económica (tal como un barrio o una industria) o a un tipo de usuario (como los consumidores con una carga de electricidad que supere 1 MW de demanda). Las tarifas de electricidad constituyen uno de los elementos claves para determinar el uso racional de la energía. No obstante, ha de tenerse presente dos advertencias importantes cuando se analiza la efectividad de las tarifas. En primer lugar, para muchos usuarios pequeños existe un desfase de tiempo entre el momento del consumo y el momento en que se paga la factura de electricidad. Para una crisis de corto plazo, esta demora en la transacción podría limitar el impacto de un ajuste tarifario. En segundo lugar, la efectividad de las tarifas dependerá de la naturaleza de la crisis. Por 12 ejemplo, las limitaciones de capacidad exigen una reducción en la demanda pico que ocurre en momentos específicos del día y que varía según las estaciones. A menos que la estructura tarifaria incluya el precio de la electricidad por hora del día o estación en lugar de una estructura típica basada en el volumen general de consumo, un incremento general de la tarifa no producirá mejora alguna en una crisis provocada por limitaciones a la capacidad. La Tabla 1 incluye una lista de opciones disponibles en relación con la demanda para administrar una crisis eléctrica que comprende ajustes en los precios de la electricidad, cambios de comportamiento y la introducción de tecnologías más eficientes. C. Las medidas del lado de la oferta Las respuestas del lado de la oferta a las crisis eléctricas comportan, en su mayor parte, un incremento de la disponibilidad y la capacidad de generación. Además del plan de ampliación del sistema de suministro a largo plazo de un país, existen oportunidades de corto y medio plazo para mejorar el desempeño de los equipos actualmente instalados que pueden ser el medio más expeditivo para incrementar la capacidad efectiva de generación. Ello puede incluir el incremento de la disponibilidad de la capacidad de generación, por ejemplo, mejoras en el mantenimiento, o la reducción de pérdidas en el segmento transmisión o distribución. Es probable que cualquier medida que conlleve inversiones en bienes de capital no sea efectiva para moderar la crisis eléctrica de corto plazo. No obstante, si la crisis tiene una duración mayor a unos pocos meses, dichas medidas pueden resultar factibles. Si bien numerosos países consideran que la generación de electricidad con centrales que consumen combustible diésel es el modo más efectivo para incrementar la capacidad de generación, este no siempre es el caso. La mayoría de los países han implementado planes de generación de emergencia que incluyen motores de pistón que utilizan combustible diésel para los motores de alta velocidad o combustible pesado (HFO). Desafortunadamente, el combustible diésel es una alternativa de costo elevado y también sufre los efectos de la volatilidad de sus precios. Asimismo, el tiempo disponible puede constituir una limitación para implementar la capacidad de generación basada en el uso del petróleo como combustible. Pueden requerirse entre 24 y 30 meses para diseñar, comprar y fabricar motores de velocidad media. La rehabilitación de las instalaciones existentes, la repotenciación y la movilización de generación de respaldo son medidas más rápidas y eficientes para mejorar el suministro de electricidad. Con miras a administrar las crisis eléctricas, las autoridades de varios países han recurrido al alquiler de estaciones generadoras móviles temporarias y han implementado otras medidas que se concentran principalmente en incrementar el suministro de electricidad. Con frecuencia, esta es una medida alternativa más costosa y subóptima. La decisión sobre la tecnología o la solución que deberá aplicarse dependerá de las circunstancias propias de cada país. Los costos de instalar capacidad nueva deberán analizarse rápidamente frente a las medidas de implementación más lentas y de menor costo. Asimismo, cada alternativa llevará asociada costos de implementación tales como el pago de incentivos, los costos de expedición, los repuestos y los costos de capital adicional, que también se deben evaluar individualmente. 13 La Tabla 2 incluye un menú de opciones disponibles del lado de la oferta para administrar las crisis eléctricas. Tabla 1. Menú de opciones del lado de la demanda para administrar las crisis eléctricas Principales Costo Est Medida Plazo Prerequisitos Mejor Práctica Comentarios Características US$/KWh Incrementar precios electricidad Señal mediante Necesidad de instalar Señal fuerte para inducir los mecanismos de medidores inteligentes; cambios deseados en el precios por usar giros telegraficos comportamiento tanto en la oferta Incrementar intensidad de la Corto Plazo (Variado) disponibles; existencia de como en la demanda. La estructura Tarifas Industriales crisis; decentralizar contratos a largo plazo, eficiente dará la señal de la ventaja las decisiones capacidad para revender la de consumir o cerrar y vender sobre ahorros. energía contratada. energía al mercado. Se necesitan datos sobre Mejor adaptado para la crisis consumo residencial (curva energética porque los consumidores Incrementar Señal de escasez a Chile 2007-08 Corto y de carga y elasticidades), residenciales no tienen tiempo de Tarifas los usuarios (Variado) Administración de Medio Plazo voluntad política, poder usar los medidores. Complemento Residenciales residenciales. la Crisis Eléctrica esperar respuesta de la campaña en medios de demorada. comunicación en vez de sustituirla. Inducir Cambios en el Comportamiento Involucra Se necesita identificar Este es un elemento clave de una comunicarles a los canales y elegir el Sudáfrica Sistema estrategia para la crisis, pero a Lanzamiento de consumidores contenido del mensaje a de Alerta sobre el menudo necesita ser una Campaña en información sobre Plazo (Variado) usar; capacidad para Estado de la complementado con otras medidas. Medios Masivos de la crisis eléctrica y Inmediato sostener la campaña en Demanda de Los usuarios necesitan comprender Comunicación medidas los medios de Electricidad que sus acciones afectan el propuestas para comunicación en el tiempo. resultado de la crisis. ahorrar energía. Reasignar los usos La alta visibilidad de las acciones de la energía por del gobierno muestra el fuerte Ordenar/Fomentar parte del sector Se necesita realizar Chile Políticas de compromiso e incrementa la la Conservación de público hacia fines Corto y estudios de auditoría Eficiencia (Variado) probable respuesta del público. El la Energía en el socialmente más Medio Plazo energética y datos sobre Energética para el incremento de los usos de energía Sector Público responsables que consumo de energía Sector Público del servicio público puede tener un conserven la gran impacto (bombeo de agua) energía Con frecuencia, el gobiernos es el Se necesitan datos Involucra reducir Racionamiento primero en involucrarse en el Fomentar el Plazo apropiados para voluntariamente el costo de voluntario del racionamiento voluntario, con la Racionamiento Inmediato y implementar un consumo de racionamiento gobierno: Brasil, esperanza de que los consumidores Voluntario Corto racionamiento parcial electricidad Ontario y Tokio industriales y residenciales sigan el eficiente ejemplo Se necesitan datos para Por mandato a los implementar el El racionamiento no voluntario se Ordenar el consumidores se racionamiento parcial debe utilizar solamente como un Plazo costo de Noruega Campaña Racionamiento les da un uso eficiente; capacidad para último recurso para preservar la Inmediato racionamiento "10 por 10" Obligatorio restringido de la compensar o justificar los integridad del sistema eléctrico en electricidad costos sociales y el plazo inmediato económicos de alteración Introducir Tecnologías Más Energo-Eficientes Mejoramiento de Se necesitan canal y eficiencia de mecanismo de distribución La introducción de la iluminación Lanzamiento bombillas, implementado; un método Cuba Programa de eficiente mediante la distribución Programa de incluyendo el Medio Plazo 0.023 para asegurar la Reemplazo de LFC de LFC es la medida más costo Reemplazo de LFC alumbrado público destrucción de las efectiva (semáforos, luces bombillas viejas de calles) Reemplazo de Se necesitan canal y Lanzamiento electrodomésticos mecanismo de distribución Se necesita información detallada Programa Cuba Programa de ineficientes para implementados; un sobre los stocks existentes y los Reemplazo de Medio Plazo 0.150 Reemplazo de los usuarios método para asegurar la hábitos de uso para diseñar una Aparatos Electrodomésticos residenciales e destrucción de los campaña eficiente Electrodomésticos industriales refrigeradores 14 Tabla 2. Menú de opciones del lado de la oferta para administrar las crisis eléctricas Principales Costo Mejor Medida Plazo Prerequisitos Comentarios Características Est Práctica US$/KWh Pa ra SOE, l a s de ci s i one s s e e ncue ntra n de ntro de l a e mpre s a y Mejorar Pe rmi te me jora s e n l a Los da tos s obre s e pue de n i mpl e me nta r Producción de producci ón de l os Fi l i pi na s l i mi ta ci ón de l a rá pi da me nte . En l os me rca dos Generación y a cti vos e xi s te nte s e n e l Re pa ra ci ón Corto Pl a zo (Va ri a do) di s poni bi l i da d de be n compe ti ti vos , l a s s e ña l e s de pre ci os Transmisión s e ctor; vá l i do pa ra l os de Pl a nta e s ta r pronta me nte de be n i nduci r ni ve l e s e fi ci e nte s de (Incrementar a cti vos de ge ne ra ci ón y Di é s e l di s poni bl e s e s fue rzo. La s re s tri cci one s Disponiblidad) tra ns mi s i ón a mbi e nta l e s pue de n s e r una l i mi ta ci ón vi ncul a nte . Es to i ncre me nta l a ca pa ci da d me di a nte e l Es ne ce s a ri o que l os Rehabilitar Es i mporta nte e va l ua r l os cos tos de me jora mi e nto de l a da tos s obre Fi l i pi na s Equipo l a s pa rte s pa ra e l ma nte ni mi e nto ope ra ci ón de l e qui po l i mi ta ci one s de l a Re pa ra ci ón Existente Corto Pl a zo (Va ri a do) corre cti vo o l a re ha bi l i ta ci ón pue s to e xi s te nte o re ha bi l i ta ca pa ci da d e s té n de Pl a nta (Incrementar que l a s mi s ma s pue de n s e r l a s uni da de s re ti ra da s pronta me nte Di é s e l Capacidad) cos tos a s . de l s e rvi ci o o con s u di s poni bl e s ca pa ci da d re duci da Cos to de l os e s fue rzos Come nza r con l a s de a ce l e ra ci ón o pl a nta s y l a s l íne a s de i nce nti vos pa ra l os Acelerar la tra ns mi s i ón i ncl ui da s e n La e xpe ri e nci a de l pa s a do mue s tra contra ti s ta s y Finalización de l os Pl a ne s de Expa ns i ón que a de l a nta r e l cronogra ma de l os Me di o propi e ta ri os pa ra l ogra r las Plantas que y a va nza r con l a fe cha de (Va ri a do) proye ctos a me nudo ma nti e ne e l Pl a zo un cronogra ma se encuentran te rmi na ci ón pa ra proye cto e n s u fe cha l ími te de re duci do; s e ne ce s i ta en construcción i mpe di r ma ne ra má s e fe cti va de te rmi na r l a de s pl a za mi e ntos e n e l e fe cti vi da d de a ce l e ra r cronogra ma e l cronogra ma I nte gra r l a ge ne ra ci ón Se ne ce s i ta cre a r PPA de a poyo e n e l pool de con i nce nti vos de pre ci o I mpi de l os a pa gone s e n ve z de te ne r Ofrecer PPA de s pa cho pa ra l os I nme di a to y l íne a a propi a dos pa ra que ope ra r l a ge ne ra ci ón e n e l s i ti o sobre una base pe ríodos pi cos y Corto (Va ri a do) e fe cti va me nte a l ca nza r como a poyo de s pué s de que ya ha ya de corto plazo ofre ci e ndo PPA pa ra Pl a zo l a s opci one s de ocurri do e l a pa gón uti l i za r e l e qui po ge ne ra ci ón de a poyo ope ra ti vo e xi s te nte La s pl a nta s que us a n La compra de e ne rgía a l os Se ne ce s i ta obte ne r ba ga zo s on uti l i za da s ge ne ra dore s e xi s te nte s pue de da tos s obre l a s pl a nta s por l os i nge ni os prove e r e ne rgía a cos tos ra zona bl e s Incrementar la di s poni bl e s e xi s te nte s a zuca re ros s ol a me nte I nme di a to e n un pe ríodo corto de ti e mpo. No disponibilidad pa ra ge ne ra ci ón e n e l dura nte l a za fra de l a y Corto 0.147 obs ta nte , s e ne ce s i ta e l a cue rdo de de plantas que s i ti o. Se ne ce s i ta n ca ña de a zúca r - us o Pl a zo l os propi e ta ri os y s e podría utilizan bagazo re gl a s y ta ri fa s pa ra l a pa ra combus ti bl e e nfre nta r con combus ti bl e de uti l i za ci ón de gi ros y a l te rna ti vo de s pué s de e l e va do pre ci o y ca rgos por PPA e s ta nda ri za dos l a za fra ca pa ci da d e s ti pul a dos e n e l PPA Agre ga r ba te ría s de conde ns a dore s e n s i ti os Agregar Se ne ce s i ta cubri r e l Re duce l a s pé rdi da s de l s i s te ma de que re duce n l a s $4.5 Baterías de cos to de l a s tra ns mi s i ón y pue de i ncre me nta r l a pé rdi da s de l s i s te ma de mi l l one s Condensadores Corto Pl a zo i ns ta l a ci one s de l os ca pa ci da d MW de l os ge ne ra dore s tra ns mi s i ón y que pa ra 90 para Reducir (8 me s e s ) ca pa ci tore s ; s e ne ce s i ta e xi s te nte s , e vi ta ndo l os cos tos de pue de n i ncre me nta r l a MVAR a las Pérdidas de a ctua l i za r l os da tos de l i ns ta l a ci ón de nue va s i ns ta l a ci one s ca pa ci da d ope ra ti va MW 230 kV Transmisión s i s te ma de tra ns mi s i ón de ge ne ra ci ón de l os ge ne ra dore s e xi s te nte s Da tos s obre l a s fue nte s Exi s te n di fe re nte s te cnol ogía s de Instalar de pé rdi da s (té cni ca s , Re duci r l a s pé rdi da s Col ombi a me di ci ón di s poni bl e s pa ra a yuda r a Sistemas de come rci a l e s ); té cni ca s y no té cni ca s Corto y Si s te ma re duci r l a s pé rdi da s té cni ca s y no Medición fa cti bi l i da d s oci a l y me di a nte l a i ns ta l a ci ón Me di o (Va ri a do) El é ctri co té cni ca s . Los me di dore s de l s i s te ma Avanzados para pol íti ca ; a ce pta ci ón por de te cnol ogía s de Pl a zo I nte gra do pre pa go y l os s i s te ma s e l é ctri cos Reducir las e l públ i co de l a s me di ci ón nue va s (Ca rta ge na ) i nte gra dos pue de n te ne r un i mpa cto Pérdidas nue va s te cnol ogía s de dura de ro s obre l a s pé rdi da s . me di ci ón Rá pi do pa ra i ns ta l a r, pe ro cos tos de Se ne ce s i ta obte ne r combus ti bl e muy a l tos . Por l o Instalar I ns ta l a r motore s de da tos de pre ci os ; s e Pl a zo ge ne ra l l a s pl a nta s e s tá n Motores de pi s tón de a l ta ve l oci da d ne ce s i ta pode r pa ga r I nme di a to 0.151 di s poni bl e s pa ra s e r a rre nda da s por Pistón de Alta pa ra ope ra r s obre una l os a l tos cos tos de l os (90 día s ) pe ríodos cortos e n conte ne dore s que Velocidad ba s e te mpora l combus ti bl e s y l os pe rmi te n di fe re nte s ta ma ños de ca rgos por a l qui l e r pl a nta s Se ne ce s i ta obte ne r $500 a pre ci os y otros da tos Arrendar $700/ kw I ns ta l a r ba rca za s di s poni bl e s , y pode r Barcazas para pa ra a rre nda da s pa ra l a pa ga r e l combus ti bl e de Generación de ba rca za s ge ne ra ci ón de Pl a zo a l to cos to y l os ca rgos Los a gre ga dos de gra n ca pa ci da d Electricidad, o us a da s ; e l e ctri ci da d e qui pa da s I nme di a to por a rre nda mi e nto o s on pos i bl e s e n un pl a zo corto. Turbinas a Gas $650/kw a con motore s de pi s tón o cos tos de compra , cos to Fijas, de Ciclo $850/kw turbi na s de combus ti ón pa ra pre pa ra r e l s i ti o Simple pa ra ci cl o e n l a zona de mue l l e s , s i mpl e o e l s i ti o e n ti e rra Se ne ce s i ta un cronogra ma de fi ni do (Va ri a do), Arrendar o Arre nda r o compra r pa ra i mpl e me nta r e l con a l to Comprar Equipo e qui po us a do de pl a nta Corto y us o de l e qui po de l a Los a gre ga dos de gra n ca pa ci da d ri e s go por Usado de ge ne ra dora con una Me di o pl a nta ge ne ra dora ta n s on pos i bl e s , re ducci ón de l ri e s go la Centrales ga ra ntía me nor a l a de l Pl a zo pronto como s e a de cons trucci ón y ope ra ci ón ga ra ntía Generadoras e qui po nue vo pos i bl e pa ra mi ni mi za r l i mi ta da l os ri e s gos de l a ga ra ntía 15 III. Diseño de un programa de respuesta de emergencia: evaluación de las opciones y selección de las acciones La selección de las acciones dependerá de una evaluación de las opciones, según la naturaleza de la crisis y otros factores claves. La elección de las medidas dependerá de la rapidez con que se dejen sentir sus efectos. Para cualquier sistema, habrá múltiples combinaciones de opciones destinadas a incrementar la oferta energética y reducir la demanda. En el corto plazo (inferior a seis meses), por lo general hay oportunidades muy limitadas para aumentar la capacidad de generación de electricidad. En este período de tiempo, pueden ser efectivas algunas medidas del lado de la oferta orientadas a la disponibilidad de las centrales generadoras existentes y/o a las compras de generadores cautivos. Esto significa que, en el corto plazo, el peso del ajuste recaerá por lo general en el lado de la demanda. Los impactos de las medidas pueden clasificarse según su duración:  Muy corto plazo (unas pocas semanas). No se dispone fácilmente de ninguna respuesta con relación al suministro. Las respuestas del lado de la demanda se limitan a los cambios de comportamiento en la tecnología del consumo existente (por ejemplo, apagando las luces, el aire acondicionado, los calentadores de agua caliente y otros equipos que no son fundamentales), normalmente inducidos en forma voluntaria o a través de restricciones a la cantidad (racionamiento general);  Corto plazo (dentro de los seis meses). No se dispone fácilmente de ninguna respuesta con relación al suministro. Se encuentra disponible un rango más amplio de respuestas del lado de la demanda, como algunos cambios técnicos menores que incluyen gastos de capital para reemplazar los aparatos electrodomésticos existentes (por ejemplo, las lámparas fluorescentes compactas [LFC]). Asimismo, puede utilizarse un mayor rango de incentivos de precios (cambios en las tarifas de electricidad) y cantidad (racionamiento específico);  Medio plazo (hasta 24 meses). Se dispone de algunas respuestas del lado de la oferta (por ejemplo, mayor disponibilidad de las centrales generadoras existentes, cogeneración desde la capacidad existente y aceleración de proyectos en construcción). Las repuestas del lado de la demanda incluyen cambios tecnológicos “sencillos”. Además, se dispone de un conjunto completo de incentivos para los precios y la cantidad, y  Largo plazo (años). Toda la gama de respuestas del lado de la oferta y de la demanda es posible. Las lecciones aprendidas de una gran variedad de experiencias internacionales ponen de manifiesto que la gestión lograda de una crisis eléctrica depende de la implementación de un paquete de repuestas de emergencia, compuesto por una variedad de medidas complementarias. Estas medidas dependerán de la causa y la naturaleza de la crisis, de la capacidad institucional del país para adoptar rápidamente medidas de corto plazo, y del costo y los beneficios de dichas medidas, así como de su aceptación por parte del público. La identificación de las respuestas de emergencia requerirá un examen exhaustivo de la efectividad y la combinación de medidas para alcanzar los resultados deseados. En algunos casos, por ejemplo, se utilizan simultáneamente los mecanismos de precios y de 16 racionamiento. El principio consiste en que cada cliente tenga una cuota de consumo de electricidad. Si su consumo excede dicha cuota recibirá una penalización financiera, mientras que si ahorra respecto de la cuota otorgada, obtendrá un bono financiero. Para que el racionamiento sea eficiente y rentable, deberá diseñarse de forma que permita el ahorro de energía cuando efectivamente sea necesario. Cuando la crisis tiene su origen en una limitación de capacidad, se necesitan ahorros en el consumo pico. En muchos casos, el equipo de medición instalado no mide el período de consumo y, por ende, limita la capacidad de hacer llegar a los usuarios una señal de precio para mitigar la crisis. Tan solo pocos países aplican tarifas basadas en la demanda pico convenida con sus grandes usuarios, quienes deben pagar una multa si superan los límites acordados. Por otra parte, los usuarios residenciales pagan tarifas basadas solamente en el consumo de energía y tienen medidores que registran únicamente la energía total utilizada. Los impactos sociales de la crisis han de ser mitigados con medidas adicionales, cuyas metas deben ser claramente definidas. En un sistema basado en el mercado, existe siempre el peligro de que una brecha abrupta entre la oferta y la demanda genere una escasez de energía que, a su vez, dé lugar a fuertes incrementos en los precios. Si la escasez de electricidad perdura más allá de unos días, a veces es necesario incrementar los precios a los consumidores finales. Asimismo, esto podría generar problemas de asequibilidad, especialmente para los usuarios residenciales de bajos ingresos. Por otra parte, la mitigación de una crisis de precios mediante subsidios directos o indirectos podría exacerbar la crisis energética puesto que no existiría un incentivo para que los consumidores reduzcan su consumo de electricidad. Los subsidios en gran escala también podrían provocar una crisis fiscal. Los esquemas de precios y racionamiento basados en el mercado deben utilizarse para reducir la demanda de electricidad, mientras que los subsidios directos o indirectos deben utilizarse para garantizar el suministro mínimo de electricidad a los pobres. Los mecanismos reguladores pueden repercutir en el rango de respuestas disponibles y en su impacto en las distintas partes interesadas. Con frecuencia, las restricciones de tipo legal o administrativo impiden el uso de ciertos instrumentos. Por ejemplo, es posible que los cambios de tarifas de electricidad deban ser aprobados a través de un proceso administrativo predeterminado que contemple la realización de audiencias públicas, con lo cual es poco probable que los incrementos considerables de la tarifa sean una solución efectiva a corto plazo. El régimen regulatorio afectará al impacto que tengan las medidas adoptadas en las distintas partes interesadas. Por ejemplo, una reducción en la demanda puede afectar negativamente a la situación financiera de las empresas de distribución que trabajan bajo un límite máximo de precio, aun en el caso de que la crisis tenga su origen en el sector de generación. Por lo tanto, es de suma importancia tener en cuenta los posibles efectos negativos sobre los diferentes actores. El desafío que enfrentan las instancias decisorias es el de encontrar la combinación óptima de medidas de demanda y oferta que definan el costo mínimo para la economía en términos de disminución de la producción, del empleo y de los conflictos sociales. Por otra parte, por lo que respecta a la demanda, la administración de la crisis eléctrica como una propuesta general tiene un impacto ambiental menor (tanto para las sustancias contaminantes locales como globales) que el de las intervenciones que 17 puedan realizarse del lado de la oferta, que incluyen un mayor nivel de generación de electricidad. IV. Pasos para formular un programa de respuestas de emergencia Cuando se formula una respuesta de emergencia a una crisis eléctrica deben llevarse a cabo las siguientes actividades:  Identificar la naturaleza de los problemas, a saber: - Identificar la naturaleza del déficit de generación eléctrica. Cada crisis es única y el déficit puede producirse en la capacidad pico o en la energía; - Estimar la duración probable del déficit de generación eléctrica. Las respuestas apropiadas dependerán de la duración estimada de dicho déficit; y - Analizar el desglose del consumo de energía para su uso final durante el período de escasez de energía, a fin de determinar las repercusiones potenciales de la crisis y mejorar la definición de las medidas de mitigación. El enfoque más confiable consiste en apoyarse en las encuestas detalladas destinadas a los usuarios existentes, siempre que estas incluyan un control del uso final, encuestas de carga, encuestas de saturación de artefactos eléctricos y otros datos disponibles. Es sumamente importante obtener detalles sobre el consumo de electricidad de los grandes clientes. Con esta información se podrá determinar la cantidad de electricidad que consume cada sector, qué aparatos electrodomésticos y equipos consumen energía, y bajo qué términos contractuales se consume la energía. Ello permitiría, por ejemplo, evaluar el margen de maniobra para la desconexión de algunos grandes usuarios de forma temporal.  Identificar una amplia gama de medidas de emergencia para reducir y gestionar la demanda e incrementar la oferta. Las respuestas de emergencia tienden a concentrarse más en las respuestas relativas a la oferta que a la demanda. La experiencia internacional muestra que el éxito en materia de mitigación de la crisis radica en integrar medidas de ambos tipos.  Identificar y medir los impactos de las repuestas de emergencia contempladas para asegurar su factibilidad fiscal y aceptabilidad social. Es de suma utilidad contar con una contribución justa de los costos y asegurarse de que la gente la perciba como tal para implementar medidas que solo pueden ser efectivas con un amplio apoyo del público. Un buen ejemplo de este tipo de medidas es la provisión de fondos a través de un mecanismo claro y transparente destinado a proteger a los pobres de los incrementos en los precios.  Clasificar las medidas según sus costos y beneficios para definir órdenes de magnitud y ajustar las expectativas. Una evaluación rápida de seis medidas diferentes realizada por el Banco Mundial demostró que las medidas relativas a la demanda centradas en el reemplazo de los aparatos electrodomésticos (lámparas, refrigeradores y duchas eléctricas) tienen costos más bajos de ahorro (US$ nivelado por kWh ahorrado) que las medidas relativas a la oferta, 18 centradas en agregar capacidad a corto plazo. Los costos varían entre US$0,02/kWh ahorrado para un programa de reemplazo de bombillas por lámparas fluorescentes compactas (LFC) y US$0,20 o más por alquilar motores diésel de alta velocidad. Asimismo, las medidas del lado de la oferta componen un elemento significativo de volatilidad del precio de la energía a través del riesgo agregado del precio del combustible. V. Preparándose para la “próxima” crisis La experiencia internacional pone de relieve que la preparación de las respuestas de emergencia y la gestión de la crisis energética se afrontarán mejor en los países que anticiparon una crisis potencial y que prepararon un plan detallado de respuestas de emergencia antes de que los golpeara una crisis. Algunos de los principales factores son los siguientes:  La capacidad de movilizar una respuesta coordinada que combine las medidas del lado de la demanda y del lado de la oferta, y cuente con el apoyo de varios organismos existentes, entre ellos, empresas del servicio público de electricidad, reguladores, ministerios sectoriales y mecanismos políticos;  La calidad de la información sobre la oferta y la demanda de energía; y  La calidad de la información disponible para identificar con claridad los organismos y ciudadanos que corren el riesgo de sufrir los peores efectos de una crisis eléctrica, y los que podrían contribuir a mitigar el impacto de una crisis eléctrica (por ejemplo, identificar a los grandes consumidores que pueden interrumpir o reprogramar su consumo eléctrico). En el mejor de los casos, los países podrán reducir la probabilidad de una crisis eléctrica mediante una sólida planificación. No obstante, los shocks externos y una débil planificación, o la combinación de varios factores, hacen que la probabilidad de una crisis eléctrica sea lo suficientemente elevada para que la preparación activa sea una herramienta útil. Asimismo, muchas de las acciones definidas anteriormente (tales como la eficiencia energética o la rehabilitación y la repotenciación) siguen siendo pertinentes en situaciones normales de planificación. La experiencia demuestra que cuanto mejor preparado y equipado está un gobierno para enfrentar una potencial crisis eléctrica, mayores son las probabilidades de conseguir un fuerte crecimiento del sector eléctrico y de mitigar los impactos sociales y económicos en el caso de que ocurra este tipo de crisis. 19 CAPÍTULO uno INTRODUCCIÓN 1. El déficit de generación eléctrica puede dividirse en tres categorías de limitaciones diferentes. Dichas limitaciones no son independientes unas de otras. No obstante, el origen de cada una es distinto y por lo tanto requerirán soluciones diferentes:  Limitaciones de capacidad: la capacidad disponible (generación y/o transmisión) es insuficiente para satisfacer las demandas pico;  Limitaciones de energía: el consumo deseado de electricidad por parte de todos los usuarios, durante un período de tiempo, supera la capacidad del sistema para atender a dicho nivel de consumo, y  Limitaciones del margen de reserva: la diferencia entre la capacidad instalada y la demanda pico es inferior a la requerida. 2. Un sistema sufre limitaciones de capacidad cuando la capacidad operativa de generación y/o transmisión no es suficiente para atender la demanda pico. Se pueden implementar soluciones del lado de la oferta (inversión en capacidad nueva) y/o del lado de la demanda (reducción de la demanda pico a través del cambio o recorte de la carga pico). 3. Los problemas energéticos tienen su origen en la brecha que se produce entre los niveles de consumo y la capacidad de generar electricidad durante un período de tiempo determinado. La generación está definida por una combinación de capacidad operativa (dada por la capacidad instalada y la disponibilidad) y la posibilidad de operarla durante períodos ininterrumpidos. Esto, a su vez, depende en parte de las necesidades técnicas de mantenimiento y de la disponibilidad de la fuente primaria de energía. En general, los sistemas con una gran participación de generación hidroeléctrica son más propensos a enfrentar limitaciones de energía puesto que dependen de la disponibilidad de agua. El tipo de problema más común dependerá de las características particulares de cada sistema. Por lo general, los sistemas hidroeléctricos –y los sistemas térmicos con un alto componente hidroeléctrico– serán más propensos a las restricciones de energía, mientras que los sistemas puramente térmicos por lo general sufrirán limitaciones de capacidad. 4. Con frecuencia, la mayor parte de los sistemas eléctricos requieren márgenes de reserva del 10 por ciento al 20 por ciento de la capacidad normal, a modo de aseguramiento contra las irregularidades que puedan ocurrir, ya sea por el sistema o por incrementos repentinos en la demanda de energía1. Habitualmente, los problemas de márgenes de reserva son producto del retraso de la inversión en el segmento generación o transmisión respecto a los incrementos de la demanda. Un margen de reserva reducido se traduce en menor tiempo para realizar el mantenimiento de rutina, satisfacer las alzas súbitas no anticipadas de la demanda así como para hacer frente a la falta de disponibilidad no anticipada. Un margen de reserva estrecho también acortará el tiempo destinado al mantenimiento e inducirá al uso del equipo por encima de los niveles 1 Los sistemas hidrotérmicos habitualmente operan con un margen mayor debido al factor de capacidad relativamente bajo de los generadores hidroeléctricos. 20 óptimos. A su vez, esto incrementará la posibilidad de que ocurran apagones que causen problemas energéticos o de capacidad en el sistema. En este sentido, una limitación relativa al margen de reserva puede ser indicativo de la inmediatez de problemas energéticos o de capacidad. 5. Las tres limitaciones pueden resolverse con medidas relativas a la demanda y la oferta. En cualquier sistema, el problema se solucionará utilizando múltiples combinaciones que resulten en una mayor capacidad de la oferta y un menor uso de electricidad. La longitud del período será un elemento clave para determinar la combinación óptima de medidas del lado de la oferta y la demanda. En general, en el corto plazo (menos de seis meses) las posibilidades de incrementar la generación de electricidad son muy limitadas2. Esto significa que en este período de tiempo el peso del ajuste recaerá usualmente en la demanda. 6. Los ajustes del lado de la demanda actúan en función de las señales directas o indirectas de los precios y a través de las restricciones a la cantidad. Las señales directas del precio –el incremento del precio de la electricidad– crean incentivos para que los usuarios ahorren electricidad (mediante el mecanismo de la elasticidad de precios). Las señales indirectas de precios incluyen, por ejemplo, los subsidios a la instalación de artefactos electrodomésticos de consumo eficiente de energía. 7. Las restricciones a la cantidad –el racionamiento– constituyen una manera alternativa de asegurar el equilibrio entre la demanda y la oferta en el corto plazo. El racionamiento puede ser específico o general. El racionamiento específico adopta la forma de una norma administrativa que determina a qué usuarios se les reducirá el suministro, cuándo y por cuánto tiempo. Una norma general de racionamiento se aplicará a un área geográfica o a una actividad económica (por ejemplo, las plantas productoras de cemento) o a un tipo de usuario (por ejemplo, los consumidores con una carga de electricidad que supere 1 MW de demanda) en lugar de usuarios específicos. En algunos casos, se aplican en forma simultánea mecanismos de precios y racionamiento como sucedió en el Brasil durante la crisis de 2002. El principio se basa en que cada cliente tiene una cuota de lo que se halla disponible. Si el consumo de los clientes excede el monto de la cuota, habrá consecuencias financieras negativas (penalizaciones), y si los clientes ahorran electricidad con respecto a la cuota, habrá un incentivo financiero positivo (bono). 8. Por lo que respecta a la formulación de políticas, el problema radica en identificar la combinación óptima de medidas del lado de la demanda y la oferta que definan el costo mínimo para la economía en términos de producción reducida, empleo y alteración social. La combinación óptima de políticas será una función directa del tipo de crisis. El precio puede afectar a la demanda pico y al consumo total, aunque no necesariamente de modo similar. 9. Para que el diseño de políticas sea eficiente es importante conocer en detalle el problema específico que deberá resolverse así como los instrumentos apropiados para hacerlo. En muchas ocasiones, llegar a los usuarios con la señal apropiada (precio o cantidad) constituye una limitación. En muchos casos, el equipo necesario ya está en 2 Algunas medidas del lado de la oferta, orientadas a la disponibilidad de las centrales generadoras existentes y/o a las compras a generadores cautivos, pueden ser efectivas en este período de tiempo. 21 funcionamiento. En la mayoría de los países, por ejemplo, se aplican tarifas según la demanda pico acordada con los grandes usuarios, quienes deben pagar tarifas con penalizaciones si superan dichos límites. Dicha medida va acompañada de la instalación de medidores complejos que rastrean la capacidad y la energía de forma continua. Por otra parte, los usuarios residenciales pagan tarifas basadas únicamente en la energía consumida y tienen medidores que solamente registran el consumo total. 10. El costo para el usuario afecta al consumo total de energía, si bien no es el único factor determinante. Por ejemplo, la posibilidad de cambiar combustibles varía entre los usuarios. La demanda pico depende no solo del nivel de consumo sino también de su patrón. En muchos casos, el nivel de consumo se puede reducir sin que se produzcan cambios en la demanda pico. En estos casos, un aumento general de los precios puede acentuar la diferencia entre la demanda pico y la demanda promedio sin reducir el pico de la demanda. La reducción de la demanda mediante un incremento de precios requiere una estructura de tarifas de tiempo de uso para que el usuario reciba la señal económica apropiada. Se aplican consideraciones similares para las medidas de racionamiento. Aun cuando el racionamiento reduzca el consumo, no necesariamente reducirá la demanda pico y viceversa. Si el objetivo es reducir la demanda pico, el instrumento de racionamiento deberá destinarse al uso de la electricidad en un momento específico del día o estación. 11. El tiempo es también un elemento clave para la definición de políticas con respecto a la oferta y la demanda para hacer frente al déficit de generación eléctrica. Los impactos de las políticas se pueden clasificar de acuerdo con el período de tiempo durante el cual tienen efecto:  Muy corto plazo (pocas semanas). Ninguna respuesta es factible con respecto al suministro. Las respuestas relativas a la demanda se limitan a los cambios de comportamiento en el marco de la tecnología de consumo existente (por ejemplo, cambio de lámparas, aire acondicionado, calentadores de agua caliente, entre otros), normalmente inducidos en forma voluntaria o a través de restricciones a la cantidad (racionamiento general);  Corto plazo (un par de meses). No es factible ninguna respuesta de suministro. Se dispone de un rango más amplio de respuestas en cuanto a la demanda, incluyendo algunos cambios técnicos menores que implican gastos de capital para reemplazar los aparatos electrodomésticos existentes (por ejemplo, las lámparas fluorescentes compactas). Se puede utilizar un mayor rango de precios (cambios en las tarifas de electricidad) y de incentivos a la cantidad (racionamiento específico);  Medio plazo (hasta 24 meses). Se dispone de algunas respuestas con relación a la oferta (es decir, mayor disponibilidad de las centrales existentes, cogeneración desde la capacidad existente, aceleración de proyectos en construcción, entre otros). Las respuestas relativas a la demanda incluyen cambios tecnológicos “sencillos”. Asimismo, se dispone de un conjunto completo de incentivos a los precios y a la cantidad, y  Largo plazo (años). Toda la gama de respuestas de la oferta y la demanda es factible. 22 12. Esta clasificación se presenta únicamente a título provisional, ya que se corresponde en realidad con una base continua que variará según los sistemas, las industrias y las empresas. La duración prevista del déficit de generación también influirá en la elección del instrumento y en la respuesta posible de los distintos tipos de usuarios. En principio, la respuesta a un déficit de generación eléctrica de corta duración (horas o días), que no se repita, diferirá de la respuesta a un déficit que permanezca un cierto tiempo. 13. La organización institucional del sector también desempeñará un papel clave en la elección de los instrumentos y en la respuesta potencial de los distintos agentes a los incentivos. Los principales factores que deben tenerse en cuenta son:  El grado de participación del sector privado;  El grado de integración vertical y de competencia en la generación;  El mecanismo regulador;  Los instrumentos disponibles; y  La disponibilidad de información. 14. Una esfera de actividad en la que el sector privado tenga un alto grado de participación basada en un mercado competitivo de generación será más conducente al uso de señales de precio que a la aplicación de medidas de racionamiento. En teoría, un mercado competitivo producirá señales eficientes de precio, acompañado siempre de un precio lo suficientemente alto que asegure el equilibrio entre la oferta y la demanda en el corto plazo. Aun cuando sean necesarias las restricciones a la cantidad, un mercado bien desarrollado optimizará los resultados, puesto que algunos usuarios optarán por cerrar la producción y vender su energía en el mercado. 15. El problema radica en que, bajo este esquema institucional, una brecha profunda entre la oferta y la demanda hará que la crisis energética se convierta en una crisis de precios. Si la falta de energía o capacidad se prolonga varios días, los incrementos requeridos en los precios para equilibrar la oferta y la demanda podrán dar origen a problemas de asequibilidad para muchos usuarios (en particular, para los usuarios residenciales de bajos ingresos que tienen baja elasticidad de precios). La crisis de precios se convierte, entonces, en una crisis política. Por otro lado, el intento del gobierno de mitigar la crisis de precios mediante subsidios directos o indirectos destinados a aislar a la población de los incrementos de precios puede provocar una crisis fiscal (y exacerbar la crisis energética porque los usuarios que no reciben las señales de precios no reducirán el consumo de electricidad). De modo que, aun cuando en teoría un mercado basado en el sistema halle sustento únicamente en el mecanismo de precios para resolver el déficit de generación eléctrica, en la práctica se necesitará una combinación de medidas de precios y cantidad para asegurar la sustentabilidad a largo plazo. 16. La participación del sector privado, especialmente en el segmento distribución, también puede condicionar la respuesta de los consumidores a las solicitudes de menor consumo o a los pedidos de adopción de medidas de ahorro de energía. En América Latina, el grado de insatisfacción respecto de la participación del sector privado en la 23 infraestructura es generalizado. Un informe reciente desarrollado por Latinobarómetro3 demuestra que en América Latina solo el 32 por ciento de los entrevistados está más satisfecho con las empresas privadas de servicios públicos (“servicios públicos privatizados”) que con las antiguas empresas estatales. Con excepción de El Salvador (47 por ciento), en los países de América Central el grado de aceptación de las empresas privadas de servicios públicos es aun menor: 28 por ciento en Guatemala, 22 por ciento en Nicaragua y 20 por ciento en Panamá. El mismo informe muestra que solamente el 16 por ciento de los entrevistados en América Latina cree que las empresas del servicio público de electricidad deben estar en manos privadas. Esta oposición a la participación del sector privado podría condicionar la respuesta de los consumidores y constituye un factor importante que debe tenerse en cuenta a la hora de diseñar una campaña que fomente el ahorro de energía. 17. La disponibilidad de la información también estará muy condicionada por el esquema institucional del sector. Por lo general, la reestructuración y privatización del sector eléctrico tiene dos impactos en la disponibilidad de datos. En primer lugar, a menudo la desagregación vertical y horizontal del sector producirá una fragmentación de la información puesto que ningún actor u organismo contará con un conjunto exhaustivo de datos. En segundo lugar, la introducción de la competencia permite que la información se transforme en un bien privado con un alto valor de mercado. La disponibilidad de información confiable y oportuna es un componente clave para el diseño y la implementación de medidas de corto plazo que permitan reducir las brechas entre la oferta y la demanda en el sector eléctrico. Un sector liberalizado requerirá de acciones fuertes por parte del gobierno para garantizar que se disponga de la información necesaria durante una crisis. 18. Los mecanismos reguladores existentes también influirán en el conjunto de instrumentos disponibles y en el impacto que cada uno de ellos pueda tener en las distintas partes interesadas. En primer lugar, deberán tenerse en cuenta las potenciales restricciones de tipo legal y administrativo que podrían impedir el uso de ciertos instrumentos. Por ejemplo, es probable que las modificaciones de tarifas tengan que ser aprobadas mediante un proceso administrativo predeterminado que incluya audiencias públicas, con lo cual no podrán incrementarse considerablemente las tarifas en el corto plazo. 19. El régimen regulador, límites máximos de precios o costo del servicio, está principalmente diseñado para ofrecer incentivos destinados a la eficiencia productiva (minimización del costo), la sustentabilidad (recuperación del costo), la eficiencia asignada (tarifas que reflejan los costos) y la equidad (acceso y asequibilidad). Este tipo de mecanismos también condicionará el impacto que tendrán en los diferentes actores las medidas alternativas utilizadas para enfrentar los desequilibrios entre la demanda y la oferta, en particular en un sector desagregado verticalmente. Por ejemplo, una reducción en la demanda puede afectar negativamente a la situación financiera de las empresas de distribución que trabajan bajo un límite máximo de precio aun cuando la crisis se haya originado en el sector de generación. Es posible que sean necesarios los efectos negativos 3 Informe Latinobarómetro de 2008. 24 que afectan desproporcionadamente a algunas partes interesadas, especialmente cuando la crisis es relativamente prolongada. 20. En resumen, la respuesta óptima a una brecha entre la oferta y la demanda en el sector eléctrico dependerá del origen del problema (limitaciones de energía, capacidad o margen de reserva) de la duración prevista del déficit de generación eléctrica (y el tiempo de respuesta disponible), de los instrumentos disponibles (tanto del lado de la oferta como de la demanda) y de la organización institucional del sector. En este sentido, abundan ejemplos de los países que han experimentado desequilibrios entre la oferta y la demanda de electricidad. La variedad de sus respuestas a las crisis se expone en los nueve ejemplos que se describen en la Tabla 3. 21. Los primeros seis casos considerados –Brasil, California, Nueva Zelandia, Noruega, Ontario y Tokio– utilizan información de la AIE (2005). Los otros tres casos, Sudáfrica, Cuba y Chile, son elaboraciones propias, cuyos detalles se pueden consultar en los anexos. Los déficits de generación eléctrica ocurrieron bajo muchas formas diferentes de mercados eléctricos y por diversas razones. En la Tabla 3 se resumen los principales elementos de cada crisis: fuente, duración, anticipación, medidas principales y ahorros obtenidos. 22. Cuatro de los casos son déficits puros de energía: Brasil, Nueva Zelandia, Noruega y Chile. Los primeros tres fueron provocados por sequías, mientras que el caso chileno se debió a la combinación de una sequía sumada a la interrupción de las exportaciones de gas procedentes de Argentina. El elemento común en estos casos es la necesidad de reducir el consumo total de energía durante un período de tiempo. Los otros cinco casos comprenden restricciones de capacidad, lo cual quiere decir que su principal objetivo fue reducir la demanda pico en el sistema en lugar de la energía total. Los casos incluidos en los datos de la AIE y el caso chileno se relacionan con acontecimientos externos que afectan al sistema eléctrico durante un período de tiempo corto. Por otra parte, los casos de Sudáfrica y Cuba representan situaciones de crisis que se derivan principalmente de problemas estructurales en los sistemas. 23. El resto del informe está organizado de la siguiente manera. En el capítulo 2 se analizan las medidas relativas a la demanda. El capítulo 3 presenta las alternativas relativas a la oferta para resolver la crisis eléctrica de corto plazo. El capítulo 4 presenta algunas recomendaciones prácticas para resolver las crisis eléctricas de corto plazo y los requerimientos de datos para diseñar e implementar una respuesta eficiente a la crisis. 25 Tabla 3. Respuestas a la crisis de la oferta – Demanda de electricidad. Casos internacionales Caso Fuente del Advertencia Duración Medidas Principales Ahorros problema Anticipada Estimado Brasil Sequía 5 meses 10 meses Racionamiento de electricidad s 20% Multas por fallar en cortar consumo Amplia cobertura de prensa Distribución de equipos de conservación para los pobres Metas de ahorro más altas para el sector público Cambio de combustible California “La Tormenta 12 meses 9 meses Más de 200 programas involucrando todos los sectores 14% Perfecta” Descuentos a los clientes que utilizaron menos que el año anterior Campaña de sensibilización pública Amplia cobertura de los medios Descuentos para comprar aparatos eficientes Precios más altos para algunos clientes Estándares de eficiencia actualizados Nueva Zelanda Sequías 2001 2001 Campaña en medios con medidas sugeridas 10% 1 mes 3 meses Establecer metas individuales para todos los clientes 10% 2003 2003 Línea para los clientes 2003 1 mes 6 semanas Descuentos para clientes con conservación exitosa Noruega Sequía 2 meses 4 meses Amplia campaña de medios instando a conservación 8% Esquema de subsidios para medidas de conversación para hogares Cambio de combustible Cierre de fábricas con uso intensivo de electricidad (o transar en el "spot market") Ontario Recuperación del Ninguno 2 semanas Llamamientos para conversación en los medios de comunicación 17% apagón Cierre de oficinas del gobierno Cierre de industrias con uso intensivo de electricidad Reducciones Tokyo Cierre de Planta 8 meses 3 meses Llamamientos pagados frecuentes y discusiones en la televisión 4-5% Nuclear Empleados de las empresas de servicios públicos visitaron clientes para pedir Liderazgo por ejemplo en los edificios del gobierno Re-negociación de contratos interrumpibles Cambio y reprogramación de la producción de las fábricas Sudáfrica 2006 - Crecimiento 1 año Campaña en los medios de comunicación 400 MW Región del Cabo rápido Campaña de conservación voluntaria (Alerta de energía) (2006) Alumbrado eficiente (CFL's) Medidas de eficiencia industrial, municipal y comercial Subsidios para aparatos eficientes Amplia campaña de conservación Cambio de combustible (cocinas a gas y calefacción) Manejo de cargas de calentamiento de agua Cuba 2004 2005 Falta de más de 2 Revolución Energética (EE, mayor disponibilidad y reducción de pérdidas, NCRE) 20% Inversión años Campaña de los medios de comunicación (organizaciones de base "grass roots") ahorro de energia pimaria Reemplazo de aparatos para el sector residencial (CFLs, neveras, ventiladores, TVs,etc) Medidas de EE en el sector del gobierno Aumentos de precios Chile 2007-2008 Interrupción de más de 1 Fondo de estabilización de precios de combustibles 10% importaciones de año Subsidio de electricidad para 40% de la población más vulnerable (subsidio directo) promedio Gas + sequía Reducción de la tensión 12% Campaña de los medios de comunicación (Ahorro de energía) unos Ahorro de luz diurna (extensión) meses Ofertas financieras para reducciones de clientes regulados y acuerdos con no regulados Campaña de CFL de 2009 Fuente: elaboración propia y Agencia Internacional de la Energía, AIE (2005). 26 CAPÍTULO DOS MEDIDAS PARA REDUCIR RÁPIDAMENTE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD 2.1 Las medidas disponibles 24. La demanda de electricidad se puede reducir por medio de cambios en la cantidad demandada o en los patrones de la demanda. Los cambios en la cantidad demandada son respuestas a las modificaciones de precios (tarifas). La demanda de electricidad deriva de la necesidad de iluminación, refrigeración, calefacción y electricidad, entre otras. Por lo tanto, los cambios en la demanda serán la respuesta a los cambios en la demanda para cada uno de los usos anteriores, o a los cambios en la eficiencia de los equipos que utilizan electricidad. 25. Existen tres instrumentos principales para reducir la demanda en el corto plazo:  Los incrementos en los precios de la electricidad;  Los cambios en el comportamiento de los usuarios; y  La introducción de tecnologías de gran eficiencia energética. 26. La experiencia internacional analizada indica que la mayoría de los países utiliza más de un instrumento4. La combinación óptima de instrumentos dependerá del tiempo requerido para prepararse antes de que ocurra el déficit de energía, la duración anticipada de dicho déficit y la estructura de los mercados eléctricos (AIE, 2005). 27. El tiempo de preparación depende de dos variables: el aviso anticipado y la capacidad de respuesta del sistema. Aun cuando la naturaleza de la crisis sea un indicio de que nunca se podrá contar con una advertencia muy anticipada, prepararse para la siguiente crisis con antelación es la principal medida que debe adoptarse. 28. La Tabla 4 presenta las medidas adoptadas por varios países que tuvieron que hacer frente a una situación de emergencia. Las medidas se han agrupado en cuatro categorías: comunicación a los clientes, racionamiento, incentivos económicos y reemplazo de aparatos electrodomésticos. Cada una de las medidas se analiza en forma separada en los párrafos siguientes. 4 Algunos casos analizados por la AIE (2005), que no se incluyen aquí, muestran el uso de un solo instrumento. Este es el caso, por ejemplo, de Arizona, cuya crisis se originó en un incendio ocurrido en una subestación debido al corto período de preparación; únicamente se solicitó a la población que redujera su consumo de electricidad. 27 Tabla 4. Medidas relativas a la demanda – Experiencia internacional New South Brazil California Norway Ontario Tokyo Cuba Chile Zealand Africa La communicación con los clientes Canal - Campañas de los medios de communicación x x x x x x x x x - Notas de prensa - Línea de consumidores x - Internet x x - Visitas Individuales x x Contenido - Información general acerca de la crisis x x x - Evolución de la situación x x - Pedidas para reducir el consumo x x x x x x x x - Medidas especificos x XXX Racionamiento Voluntaria - Gobierno x x x - Industria x x - General x x x Obligatorio - Industria x x - General x x Cambio de Combustible x x x Ahorro de luz diurna x Incentivos Economicos Precio propio - Aumentos de la tarifa x x x - Descuentos tarifarias x x -Multas para no lograr las metas XXX - Subsidios para protejer los pobres x Precio de los complementos - Subsidios para medidas de EE x x x x x Reemplazo de Aparatos - CFLs x x XXX x - Otros x Fuente: elaboración propia. 2.1.1 La comunicación con los clientes 29. Las acciones de comunicación están orientadas hacia la modificación del comportamiento de los usuarios. A tal fin, se consideran dos aspectos: (i) el canal utilizado para comunicarse con los clientes, y (ii) el contenido del mensaje. Como se puede observar en la Tabla 4, todos los países hicieron uso de alguna forma de campaña amplia de comunicación. Si bien esto podría parecer una medida blanda comparada con las inversiones físicas, la buena comunicación es absolutamente indispensable para influir rápidamente en el comportamiento relativo a la demanda de electricidad. Los medios de comunicación son la principal herramienta para llegar a los consumidores durante una crisis eléctrica. Ninguna otra herramienta se puede movilizar tan rápidamente y alcanzar a tantos consumidores como la televisión, la radio, los diarios y, cada vez más, el Internet (AIE, 2005). 28 30. El objetivo de las campañas en los medios de comunicación es informar y motivar a los consumidores para que desarrollen acciones que reduzcan rápidamente el consumo de electricidad. La cadena de eventos necesarios para llegar a las acciones se detalla en el Recuadro 1. Recuadro 1 – Cadena de eventos necesarios para estimular la participación del consumidor El desafío de movilizar a los consumidores se puede apreciar mejor mediante el análisis de la cadena de acciones que conducen a la implementación de una medida de ahorro de electricidad, a saber:  se informa al consumidor que existe un déficit de generación eléctrica;  independientemente de la causa, el consumidor reconoce que se deben adoptar medidas para reducir el uso de la electricidad;  el consumidor reconoce que su contribución ayudará a mitigar la escasez de energía;  el consumidor decide reducir su uso de electricidad;  el consumidor elige la(s) medida(s) más factible(s) entre una amplia gama de alternativas;  el consumidor selecciona la medidas o medidas para implementarla;  el consumidor lleva a cabo las acciones necesarias para implementar la medida (compra, contratación de un contratista, estudio de los manuales de operación para el termostato, entre otros);  el consumidor implementa la medida, y  baja el consumo de electricidad (bajo el supuesto de que la medida se aplica según el objetivo previsto). La cadena de decisión del consumidor corporativo puede ser más compleja a medida que se equilibran los costos y se determina el impacto en los ingresos y en su imagen pública. La escala de esta tarea puede apreciarse mejor mediante el análisis cuantitativo de la cadena de eventos. Si en cada paso se obtiene un éxito del 80%, menos del 10% de todos los consumidores podrá realmente ahorrar electricidad. Un programa de conservación de la electricidad no producirá ahorros si cualquiera de los pasos mencionados más arriba tiene un bajo nivel de éxito. 31. Para ser eficaz, una campaña en los medios de comunicación debe vincular la solución para la escasez de energía con el comportamiento directo del cliente. La elección del canal que se utilizará y el contenido del mensaje serán factores cruciales para estimular las acciones de los consumidores. El contenido del mensaje variará según se trate de una limitación de capacidad o de un déficit de generación eléctrica. La crisis de capacidad exige que los usuarios adopten medidas en momentos específicos del día (picos). 32. Cuando se presenta un problema, la mayoría de las empresas de servicios públicos recurren a los llamados de tipo cualitativo para la conservación de la electricidad, a través de la televisión, la radio y los diarios. Sin embargo, aun cuando no se disponga de un precio en tiempo real, las empresas de servicios públicos son conscientes de que también son valiosas otras señales cuantitativas. Esta información puede describir de manera más efectiva la severidad de una crisis y posiblemente ayudar a que se evite un apagón. Este tipo de señales alertan a los clientes sobre situaciones inestables y alientan a una conservación de la electricidad más efectiva. Durante los períodos de sequía, por ejemplo, el Brasil, Nueva Zelandia y Noruega divulgaron y publicaron todos los días los niveles importantes de los reservorios por radio. El estado de dichos reservorios se tradujo en los días restantes de suministro de electricidad. A menudo, estos informes 29 sirvieron de punto de partida para muchas discusiones informales entre los clientes y, sin duda, creó conciencia sobre el tema. 33. El Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad implementado en Sudáfrica es una solución innovadora que proporciona información sobre el sistema en tiempo real y, al mismo tiempo, suministra a los usuarios información sobre medidas específicas que se adoptarán en ese momento (véase el Recuadro 2). El sistema, que también se puede consultar a través de su página web, tiene un impacto muy alto a un costo muy bajo. Según la información de Eskom (empresa de energía sudafricana), el impacto promedio por mensaje del Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad oscila entre 500 MW para las alertas marrones, y poco menos de 100 MW para las alertas verdes. Recuadro 2 – Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad de Sudáfrica El Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad es un proyecto de reducción residencial de la carga del Programa de gestión de la demanda (DSM, por sus siglas en inglés). En los principales canales de televisión se difunden encartes visuales bajo la forma de medidores de dicho sistema, con intervalos de 30 minutos durante los días de la semana entre las 17.30 horas y las 20.30 horas. Los medidores de ese sistema indican la presión puesta en el suministro de electricidad y apremian a las personas a que apaguen sus aparatos electrodomésticos en caso de necesidad. No se trata de una intervención de tipo permanente. El medidor del sistema permite crear conciencia en tiempo real, y la reacción voluntaria por parte de la población cuando se difunde el mensaje. Existen cuatro niveles de estado de la demanda, cada uno de los cuales exige la adopción de medidas específicas por parte de los consumidores en todas las áreas geográficas. Esos cuatro niveles son: Verde. El estado verde indica que existe una presión limitada en el sistema. Se solicita a los consumidores a que ahorren energía para alcanzar la eficiencia energética, como parte de sus actividades cotidianas. Naranja. El estado naranja indica que aumenta la demanda en el sistema. Se urge a los consumidores a que apaguen los aparatos electrodomésticos que no sean esenciales y que consumen electricidad, entre ellos, los secarropas, los lavavajillas, las bombas de piscinas y las luces innecesarias durante los períodos picos. Rojo. El estado rojo indica que aumenta la presión en el sistema y se impone la desconexión de la carga. Se solicita a los consumidores a que apaguen los calentadores de agua, las estufas, los microondas, las teteras, los calentadores, las unidades de aire acondicionado y las luces innecesarias. Marrón. El estado marrón es el más grave e indica que hay una presión significativa en la red nacional y que se ha emprendido la desconexión de la carga. Se solicita a los consumidores a que apaguen todos los aparatos electrodomésticos que no sean absolutamente necesarios y que solamente utilicen la iluminación esencial y sus televisores (que, en esta etapa, indica estado modificado cuando ocurre). Fuente: página web de Eskom (www.poweralert.co.za) 34. En cuanto al contenido del mensaje, uno de los principales objetivos es informar a la población sobre las medidas disponibles que se pueden adoptar para reducir la brecha entre la oferta y la demanda. En la Tabla 5 se muestra una lista de las medidas que más comúnmente se sugieren. 30 Tabla 5. Medidas para ahorrar energía en forma inmediata Implementación Sectores Medida Efectos Comentarios Plazo Costo pertinentes Puede ser útil para ahorrar luz Cambiar las Público (sector público y comercial) o horas de Corto Bajo Estacional Comercial ahorrar demanda pico (cambios operación Industrial en los turnos de la producción industrial) Solamente pertinente para los Cambio de países que cuentan con otras Medio Medio Permanente Todos combustible fuentes destinadas al uso eficiente de la energía (gas) Desenchufar el Un refrigerador o congelador congelador/ Residencial utilizan entre 400 kWh/año y Corto Bajo Permanente segundo Comercial 1000 kWh/año. refrigerador Reducir el Algunas escaleras mecánicas servicio y nuevas dejan de funcionar solas velocidad de Público cuando no son utilizadas y la Corto Bajo Permanente ascensores/ Comercial velocidad de los ascensores se escaleras puede variar automáticamente mecánicas según la demanda La mayoría de los sistemas Eliminar las tienen muchas pérdidas y pérdidas en los Corto Medio Permanente Industrial desperdician gran parte de la sistemas de aire energía que se utiliza para presurizado presurizar el sistema Reemplazar la Las pérdidas por fricción en la transmisión por transmisión por correa de los correa en los Corto Medio Permanente Industrial motores representan hasta un 10 sistemas con por ciento del rendimiento de un motores motor Permitir Automáticos en algunos acciones para la periféricos. Se podría necesitar gestión de la Corto Bajo Permanente Todos asistencia del departamento de energía en las la tecnología de la información computadoras para las computadoras Numerosos operadores aún no Cambiar el Público son conscientes del consumo de bombeo de agua Empresas de electricidad y de las y los Corto Bajo Temporal servicios oportunidades de las horas pico desechos fuera públicos que pueden cambiarse a horas de horas pico que no son horas pico Duchas de menor duración Corresponde únicamente cuando / menor Corto Bajo Temporal Residencial se utiliza electricidad para cantidad de calentar el agua baños Reducir los VENTAJAS: se puede Corto Bajo Temporal Todos niveles de luz implementar casi en forma Ajustar los inmediata a un costo Corto Bajo Temporal Todos termostatos insignificante Desenchufar los DESVENTAJAS: puede ser aparatos difícil de sostener los cambios Corto Bajo Temporal Todos electrodoméstic de comportamiento o las os prácticas Fuente: adaptado de la AIE (2005). 31 35. Las medidas que pueden implementarse más rápidamente por lo general requieren que los consumidores de energía modifiquen sus operaciones o procedimientos. En algunas ocasiones, estas acciones no son convenientes ni cómodas o reducen la productividad. Los cambios de procedimientos incluyen apagar las luces (o bajar los niveles de iluminación), ajustar los termostatos, tomar duchas de menor duración, y reducir (o cambiar) las horas de operación o uso. Estas medidas son atractivas porque pueden implementarse casi en forma inmediata y su costo es casi nulo. Por otra parte, puede resultar difícil mantener los cambios de comportamiento o las prácticas operativas (AIE, 2005). 36. Desenchufar los aparatos electrodomésticos que no se utilizan puede resultar en un importante impacto. La energía de reserva representa hasta aproximadamente el 10 por ciento del consumo de electricidad en los hogares y gran parte de ella es utilizada por aparatos electrodomésticos que están “apagados” o inactivos. Se trata de una medida operativa atractiva porque los consumidores cobran conciencia fácilmente sobre el derroche, y no se ven intimidados por tener que desenchufar la mayoría de los aparatos electrodomésticos. 2.1.2 El racionamiento 37. El segundo grupo de medidas que habitualmente adoptan los países que enfrentan una situación de emergencia incluye el racionamiento voluntario o involuntario para las distintas categorías de usuarios: el gobierno, el sector industrial y consumidores generales. El racionamiento de electricidad o la orden de reducir el consumo son las formas más drásticas de conservación de la electricidad. 38. El principal objetivo de un sistema de electricidad, aun en una crisis, es evitar los cortes del suministro de energía. Esto no siempre es posible y, en algunos casos, se necesita cierto nivel de racionamiento para preservar la estabilidad del sistema. Durante la crisis de 2001, el Brasil decidió implementar ahorros de energía obligatorios para todos los consumidores de electricidad del país con el objetivo de reducir el consumo de electricidad en un 20 por ciento. Las metas por sector se muestran en la siguiente tabla. Tabla 6. Metas de ahorro de energía en Brasil Ahorro Sector (%) Iluminación de calles 35 Organismos de servicios públicos y algunas industrias (acero, cemento, química, 25 minería, papel, madera, muebles) Hogares (más de 100 kWh/mes) 20 Industria (equipo eléctrico, alimentos, bebidas, textiles, cuero, petróleo y gas) 15 Hogares (menos de 100 kWh/mes) 0 Fuente: AIE (2005). 39. Durante la crisis de 2001, el Gobierno de Nueva Zelandia hizo un llamado para una reducción voluntaria del 10 por ciento en el uso de la electricidad por un período de diez semanas. Se decidió fijar ese período de duración porque en ese lapso las demandas 32 de calefacción habían disminuido y se esperaban lluvias. En esto consistió la campaña del Gobierno “10 en 10”, que también se había fijado el objetivo de obtener un ahorro del 15 por ciento en el sector público. Durante la crisis de 2003, se implementaron medidas similares patrocinadas por el sector industrial y no por el Gobierno. 40. Noruega es un ejemplo de autorracionamiento basado en las señales del mercado. Las industrias intensivas en electricidad como la industria del aluminio con contratos a largo plazo y precios fijos firmados con las empresas de servicios públicos locales se percataron de que era más rentable cerrar operaciones y vender la electricidad en el mercado spot, y así lo hicieron. Esta medida estaba en consonancia con el objetivo declarado por el Gobierno de encontrar soluciones basadas en el mercado para la crisis energética. 41. En la provincia de Ontario (Canadá), el gobierno provincial pidió a todos los clientes comerciales e industriales que redujeran el consumo en un 50 por ciento. Para alcanzar esta meta, las industrias intensivas en energía, como las fábricas de automóviles y las refinerías, cerraron sus operaciones en vez de hacer frente a reducciones impredecibles. El gobierno provincial y el gobierno federal cerraron todas las operaciones que no eran esenciales. 42. Durante la crisis, en Tokio (Japón) varias fábricas crearon planes para aumentar la producción durante la noche o los fines de semana cuando la demanda de electricidad era menor. Otras fábricas pararon totalmente su producción durante el período crítico (fines de julio), programando todas las vacaciones para esa fecha (AIE, 2005). 43. La crisis energética constante en Sudáfrica exige que se sigan aplicando las medidas de desconexión de carga. En 2008, el Gobierno anunció planes para reducir en un 10 por ciento el uso general de la electricidad en el país y cubrir los 4.000 MW que se necesitaba reducir. Para alcanzar esta meta, se estableció un plan de tres fases para enfrentar la crisis eléctrica: 44. La primera fase consistió en cortes del suministro de electricidad (desconexión de carga). 45. La segunda fase –de una duración de cuatro meses– comprendió una etapa del plan de racionamiento de energía. Esta fase tiene por objetivo reducir el uso de electricidad en 3.000 MW, y 46. La tercera fase del plan incluirá un esquema de incentivos con base en cuotas para los usuarios residenciales y comerciales, así como penalizaciones para quienes excedan sus cuotas de racionamiento. 47. En Cuba, la crisis eléctrica del período 2002-2006 ocasionó varios apagones en todo el país. Por ejemplo, en julio de 2005 la carga perdida representó el 18 por ciento de la demanda total del sistema (Organización Latinoamericana de Energía [Olade], 2008). En este caso no se usó el racionamiento para resolver la crisis, sino que este fue el resultado de la incapacidad del sistema para enfrentar el problema. 33 2.1.3 Los incentivos económicos 48. Los incentivos económicos para la reducción del consumo de energía pueden dividirse en dos categorías. La primera categoría afecta al precio de la electricidad (tarifas) para inducir una reducción basada en el mercado (a través del mecanismo de la elasticidad del precio). En la segunda categoría se procura modificar el precio relativo de los aparatos electrodomésticos de gran eficiencia energética mediante reembolsos parciales, subsidios o beneficios fiscales. Las tarifas 49. Las tarifas basadas en el costo constituyen un elemento clave para los programas de eficiencia energética a largo plazo y también desempeñan un papel importante durante una crisis eléctrica de corto plazo. Para que los programas –cuyo objetivo es el cambio de comportamiento del consumidor– sean efectivos, deben implementarse conjuntamente con señales de precios eficientes. Durante un déficit de generación eléctrica, el aumento de los precios al consumidor final es la única medida más efectiva para reducir la brecha entre la oferta y la demanda. En los sistemas de electricidad basados en el mercado, un déficit de energía o capacidad se traducirá automáticamente en precios más altos, enviando así señales a los consumidores de que existe escasez de energía5. 50. Para que el mecanismo de precios sea efectivo en una crisis eléctrica de corto plazo, se deben cumplir algunas condiciones. En primer lugar, el mercado mayorista tiene que ser competitivo para asegurar que los precios reflejan la verdadera escasez del producto. En segundo lugar, debe existir un mecanismo de transferencia claro y eficiente que vaya del mercado mayorista a los consumidores finales. En los mercados más liberalizados, este vínculo es directo para los grandes usuarios (que tienen acceso directo al mercado mayorista) pero no para los usuarios residenciales y comerciales pequeños. 51. Existen otros dos elementos importantes que han de tenerse en cuenta. En primer lugar, hay un desfase entre el consumo de electricidad y el pago de la factura por dicho servicio para la mayoría de los usuarios pequeños. Esto significa que, en el caso de una crisis eléctrica con una duración relativamente corta, no habrá tiempo para que los consumidores perciban el verdadero costo de la electricidad. A esto se suman las demoras y los costos de transacción asociados con el cambio de los procedimientos de facturación implementados en la mayor parte de las empresas de servicios públicos. En segundo lugar, la naturaleza de la crisis también condicionará el uso del instrumento de precios por parte de ciertos usuarios. Las limitaciones de capacidad exigen la reducción de la demanda pico. La mayoría de los usuarios pequeños no tienen tarifas horarias y sus medidores solo registran la energía total, siendo por lo tanto imposible llegar a esos usuarios con la señal necesaria. 52. En Noruega, Nueva Zelandia y Chile se han liberalizado los mercados eléctricos y, en estos casos, el déficit de generación eléctrica se ha traducido en una crisis de precios. Sin embargo, pese a que los precios spot crecieron significativamente durante la crisis eléctrica, los precios minoristas no siempre reflejaron esos incrementos de precios. 5 A menudo, los mercados eléctricos competitivos han tenido menos éxito en adecuar las limitaciones del margen de reserva. En la práctica, es difícil distinguir entre escasez verdadera y poder del mercado; por lo tanto, los organismos reguladores y los administradores del mercado son reacios a permitir precios altos. 34 Como resultado de ello, el mecanismo de precios afectó a los grandes usuarios industriales. Aun cuando estos usuarios tenían contratos de largo plazo –que los mantuvo aislados de los incrementos de precios– en algunos casos fue rentable para ellos cerrar la producción y vender la energía en el mercado mayorista (como en el caso de Noruega, analizado anteriormente). 53. En Chile, el Gobierno permitió el funcionamiento de señales de precio al mismo tiempo que implementaba un subsidio directo para los consumidores residenciales pobres, a fin de protegerlos de los fuertes incrementos de precios, los cuales habrían tenido un impacto considerable en la asequibilidad del servicio. 54. Pese a que, en teoría, el mecanismo de precios es una herramienta importante para hacer frente a la escasez de energía, las limitaciones de orden técnico (tecnologías de medición obsoletas, falta de información en tiempo real sobre precios para los consumidores), institucional (precios minoristas regulados) y político (oposición a los precios altos) impedirán que la mayoría de los sistemas se apoye eficientemente en este tipo de mecanismo en el corto plazo. 55. En resumen, el mecanismo de precios es más útil para los grandes usuarios y para las crisis energéticas prolongadas, y es de utilidad más limitada para los usuarios pequeños así como para las crisis energéticas de corta duración que tienen su origen en el déficit de capacidad del sistema. Ello de ningún modo implica que no se pueda utilizar el mecanismo de precios para inducir a los usuarios pequeños a que reduzcan su consumo de energía. Para los usuarios residenciales y comerciales, el mecanismo de precios debe considerarse como un complemento necesario de las otras medidas más que una herramienta que deba emplearse de forma aislada. 56. Esta es la experiencia de Cuba, Brasil y Sudáfrica. En Cuba, las tarifas residenciales de electricidad aumentaron por encima del 300 por ciento (véase la Tabla 7) para apoyar el resto de medidas del programa. A fin de preservar el aumento paulatino de las tarifas en bloque, no se incluyó en el ajuste tarifario a los consumidores cuyo consumo fuera inferior a 100 kWh/mes. Para los otros bloques de tarifas, el aumento fue progresivo con bloques de tarifas más agudos. Frente a una crisis energética con una duración prevista de varios meses, el Brasil implementó un mecanismo de tarifas destinado a lograr reducciones en el consumo en todas las categorías de usuarios. Tabla 7. Incrementos de tarifas en Cuba Rango de consumo Tarifa US$/kWh kWh Anterior Nueva Superior a 300 0,30 1,30 251 – 300 0,20 0,80 201 – 250 0,20 0,60 151 – 200 0,20 0,40 101 – 150 0,20 0,30 0 – 100 0,09 0,09 Fuente: estudios de caso del Anexo. 35 57. Las tarifas del consumo de electricidad se aumentaron por encima de la cuota (80 por ciento del consumo del año anterior) en los sectores de demanda con baja carga (residencial y comercial). Este incremento fue del 50 por ciento para los consumidores cuya demanda oscilaba entre 201 kWh y 500 kWh, y del 200 por ciento para los consumidores que utilizaban más de 500 kWh. Por otra parte, se ofreció un bono de un real brasileño por cada kWh ahorrado en exceso de la cuota a los consumidores cuya demanda fuera inferior a los 200 kWh mensuales. Los consumidores con carga alta pagaron el precio spot por cualquier demanda que fuese superior a sus cuotas (si bien el tope de este precio se fijó en US$250/MWh). 58. En Sudáfrica, después de la crisis de la región del Cabo de 2006 y, teniendo en cuenta la naturaleza estructural de la escasez de energía que enfrentaba todo el país, se está analizando el diseño de un nuevo sistema de tarifas para alcanzar la meta de ahorrar entre un 10 por ciento y un 15 por ciento de energía con el paso del tiempo. El esquema tarifario propuesto es similar al adoptado en el Brasil, con penalizaciones para los consumidores que excedan la cuota que se les ha asignado (sobre la base del consumo pasado) y cortes del suministro de electricidad durante un período específico para los infractores reincidentes. Asimismo, en el caso de los grandes consumidores se está considerando la comercialización de la parte de su cuota que no han utilizado y de los contratos en firme (take or pay) de su parte asignada. Estos ajustes en la estructura tarifaria van acompañados de importantes incrementos en el nivel de tarifas, a fin de asegurar la viabilidad financiera de Eskom6. 59. California ha adoptado un sistema de devolución parcial de la tarifa. Por medio de un decreto, el gobernador Davis definió un esquema de devolución parcial (el programa “20/20”) de la tarifa. El programa “20/20” ofreció una devolución del 20 por ciento a los consumidores cuyo consumo de electricidad fuese inferior al 20 por ciento de su consumo del año anterior. Esta devolución parcial se aplicó únicamente para los meses de verano, es decir, de junio a septiembre. El programa tuvo bastante éxito y se hicieron ahorros significativos de electricidad (véase la Tabla 8). Todos los clientes eran elegibles para participar en el programa, pero la devolución parcial para los clientes comerciales e industriales con medidores por tiempo de uso se basó en los ahorros producidos en la demanda pico. Para los consumidores que ahorraran más del 30 por ciento de su factura, había una deducción parcial del 30 por ciento. Tabla 8. Participación, ahorros y costos del programa “20-20” de California Clientes que reciben Ahorros de Deducción parcial Tipo de cliente el crédito (%) electricidad (GWh) total (US$ millones) Residencial 33 3.021 134 No residencial 26 2.237 153 Total 32 5.258 286 Fuente: AIE (2005). 6 Gobierno de Sudáfrica: National Response To South Africa‟s Electricity Shortage (Respuesta nacional al déficit de generación eléctrica de Sudáfrica), 2008. http://www.info.gov.za/otherdocs/2008/nationalresponse_sa_electricity1.pdf 36 Los subsidios para la eficiencia energética 60. Una forma alternativa de ofrecer incentivos económicos es subsidiar la compra de electrodomésticos de gran eficiencia energética así como las inversiones. California, Brasil, Noruega, Sudáfrica, Cuba y Chile adoptaron este tipo de medidas. En California, la aplicación de deducciones parciales para los aparatos electrodomésticos y la implementación de programas de climatización para clientes de bajos ingresos totalizaron US$95 millones y en 2002, se ahorró más de 100 MW. En Brasil, el Gobierno subsidió el programa de LFC y los aparatos electrodomésticos eficientes para los clientes de bajos ingresos. En Noruega, el Gobierno puso en marcha un programa de ahorro de electricidad llamado Esquema de Apoyo al Hogar. Este programa ofreció asistencia para la inversión destinada a la compra de bombas de calor aire-aire, estufas de residuos de madera prensada (pellets) y sistemas de gestión de la energía para los hogares. El Gobierno subsidió el 20 por ciento del costo total, cuyo límite máximo fue establecido en aproximadamente US$700. En Cuba, además del programa masivo de cambio de aparatos electrodomésticos residenciales (descrito más adelante), también se implementó un mecanismo de subsidio al crédito para los nuevos aparatos electrodomésticos destinados a los usuarios residenciales (Olade, 2008). 61. En 2002, se creó en Sudáfrica el Fondo del Programa de gestión de la demanda (DSM). Tras los importantes apagones que ocurrieron en el primer trimestre de 2006 en el Cabo Occidental, se creó el Comité de Crisis Energética de Eskom a nivel regional. Dicho Comité tuvo a su cargo tanto la estrategia completa como las actividades para subsanar la falta de energía que experimentó la región del Cabo Occidental. En junio de 2006, se incorporó la iniciativa DSM de Eskom como una parte clave del plan de acción, con el objetivo de reducir la demanda en 400 MW en el Cabo Occidental. Se requería una aceleración y amplificación (aproximadamente 2,5 veces el objetivo nacional anual) de la iniciativa DSM existente, con un enfoque regional intensificado7. 62. Los instrumentos financieros específicos para promover la eficiencia energética a largo plazo también son herramientas valiosas cuando surge la necesidad de implementar un esfuerzo adicional de conservación de la electricidad. Por ejemplo, en Chile el financiamiento de la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) para la investigación de la preinversión y la ingeniería detallada, las líneas de financiamiento preferenciales, el fondo de garantía y el capital de riesgo contribuyeron a ayudar al país a enfrentar el desafío de la crisis energética de 2007-2008. Estos instrumentos están destinados al sector industrial –especialmente para las empresas pequeñas– y proveen financiamiento a largo plazo (hasta 12 años) para inversiones en la eficiencia energética8. 63. Si bien el impacto del financiamiento de aparatos electrodomésticos de eficiencia energética puede ser relativamente rápido, no es posible implementar este mecanismo durante el lapso de una crisis de corto plazo. La preexistencia de una estrategia de eficiencia energética de largo plazo se convierte, entonces, en un prerrequisito para su implementación. California, Brasil y Sudáfrica habían implementado ya programas de eficiencia energética antes de que se originara la crisis energética y esos programas se utilizaron como plataforma durante el período que duró la crisis. 7 http://www.eskom.co.za/live/content.php?Item_ID=2787 8 http://www.corfo.cl/lineas_de_apoyo/programas/credito_corfo_eficiencia_energetica 37 64. Noruega, que carecía de una tradición establecida de políticas de eficiencia energética, tropezó con dificultades cuando implementó los mecanismos financieros para poner en marcha el programa de aparatos electrodomésticos de eficiencia energética durante el desarrollo de la crisis energética. Según la AIE (2005), el programa se creó para cumplir principalmente con los objetivos políticos en lugar de ahorrar electricidad rápidamente, puesto que ninguna de las tecnologías podía instalarse con la suficiente prontitud como para que tuviese un impacto inmediato y vasto en el consumo de electricidad. Asimismo, se seleccionaron las tecnologías sin tomar en consideración los requerimientos estándares de rentabilidad que aplicaba el Gobierno de Noruega. 2.1.4 El reemplazo de aparatos electrodomésticos 65. El reemplazo de los aparatos electrodomésticos ineficientes por equipos de consumo eficiente de energía es una alternativa de medio plazo para ahorrar energía y capacidad. El plazo para instalar los nuevos aparatos electrodomésticos de eficiencia energética y su costo serán elementos importantes a la hora de tomar la decisión de aplicar esta alternativa (véase el ejemplo en el Recuadro 3). 66. Brasil, Sudáfrica, Chile y Cuba implementaron campañas para reemplazar los aparatos electrodomésticos por equipos de gran eficiencia energética. Todos estos países desarrollaron programas de LFC. De todos estos programas, el caso cubano es el más amplio, ya que incluyó una campaña masiva que reemplazó en menos de dos años casi todo el almacenamiento de aparatos electrodomésticos existentes para el hogar. Este programa se aplicó en todo el país y fue gestionado y financiado por el Gobierno. A través del Programa Social de los Trabajadores, los aparatos electrodomésticos ineficientes del hogar se reemplazan por equipos de gran eficiencia energética. La Tabla 9 presenta el coeficiente de reemplazo logrado para cada tipo de aparato electrodoméstico a junio de 2008. 38 Recuadro 3 - Costos por MW, tiempo de puesta en marcha y sustentabilidad de las tecnologías DSM – Sudáfrica El sector residencial Los programas de implementación de corto plazo incluyen las LFC, las luces de la calle, el aislamiento de los calentadores de agua y las estufas a gas. Los proyectos de implementación a mediano y largo plazo incluyen calentadores solares de agua, medidores inteligentes (limitados a 20 amperios), y cabezas de ducha Product Lifecycle con flujo de agua aireado. El sector comercial Los ahorros por motores de consumo eficiente de energía tienen un alto nivel de sostenibilidad y pueden implementarse rápidamente. La iluminación eficiente y el aire acondicionado (HVAC) también pueden implementarse rápidamente, pero el nivel de ahorros sostenibles Product Lifecycle resultante es menor. El sector industrial Las iniciativas de motores de consumo eficiente de energía pueden implementarse rápidamente y ofrecen los ahorros de MW más sostenibles. Todas las tecnologías restantes pueden implementarse dentro de un horizonte inferior a un año pero ofrecen un menor grado de sostenibilidad en términos de ahorros de MW. Nota: el tamaño de la burbuja indica rand/MW (cuanto más grande sea la burbuja, más caro será el costo por proyecto). Fuente: Eskom: Maximizando el potencial de DSM como una opción de respuesta, Junio de 2008. 39 Tabla 9. Coeficiente de reemplazo de aparatos electrodomésticos en Cuba, junio de 2008 Aparato Coeficiente Refrigeradores 91% LFC 100% Aire acondicionado 9% Ventiladores 100% eléctricos Televisores 21% Bombas de agua 97% Fuente: estudio de caso del Anexo. 67. El programa cubano no solo fue muy amplio –abarcó todos los aparatos electrodomésticos de uso común– sino también extremadamente rápido. El Gráfico 1 muestra los reemplazos mensuales de LFC, los módulos cocción y los refrigeradores desde 2005. Gráfico 1. Reemplazo de aparatos electrodomésticos en Cuba Equipos 10,0 10.000.000 kWh Día / Vivienda 9.000.000 8,0 8.000.000 7.000.000 6,0 5,4 5,3 5,4 5,5 5,4 6.000.000 5,2 5,2 5,3 5,3 5,2 5,2 5,2 5,3 5,3 5,0 4,9 5,0 5,1 4,9 4,9 4,9 4,9 5,0 4,8 4,7 4,8 4,9 4,8 4,7 4,7 4,3 4,3 5.000.000 4,1 4,0 4,0 4.000.000 3.000.000 2,0 2.000.000 1.000.000 0,0 0 jul-05 jul-06 jul-07 jun-06 jun-07 mar-06 mar-07 mar-08 may-06 may-07 abr-06 abr-07 abr-08 sep-05 ene-06 sep-06 ene-07 sep-07 ene-08 dic-05 dic-06 dic-07 ago-05 nov-05 ago-06 nov-06 ago-07 nov-07 oct-05 feb-06 oct-06 feb-07 oct-07 feb-08 Consumo por Vivienda Bombillos Módulo Cocción Refrigeradores Lineal (Consumo por Vivienda) Fuente: Olade (2008). 68. Como puede observarse en el gráfico, el programa LFC (línea marrón arriba de los Bombillos) se puso en práctica en julio de 2005, y para enero de 2006 se habían reemplazado casi 9 millones de bombillas. El programa del módulo cocción comenzó muy rápido (casi 2 millones en tres meses), mientras que el programa de refrigeradores muestra un ritmo más estable de aproximadamente 100.000 refrigeradores por mes. 69. Durante la crisis energética de 2001, el Gobierno de Brasil distribuyó más de 5 millones de LFC entre la población de bajos recursos. Al mismo tiempo, las ventas de LFC por parte de una empresa experimentaron un incremento de 14 millones en 2000, a 50 millones en 2001. Simultáneamente, las ventas de lámparas incandescentes durante 2001 alcanzaron la mitad del nivel del año anterior (AIE, 2005). En Sudáfrica, Eskom se embarcó en un programa nacional para el recambio de lámparas incandescentes por LFC en zonas seleccionadas. Puesto que el programa comenzó en 2004, se han cambiado más de 18 millones de lámparas incandescentes por LFC. Después de la crisis energética de 2006 en el Cabo Occidental, el programa se intensificó en esta zona y en la Provincia del 40 Norte, Gauteng y Free State, donde se cambiaron cuatro millones de lámparas incandescentes por LFC. 70. El conjunto de soluciones técnicas implementado variará según la duración y el aviso anticipado de la crisis energética y del estado de preparación del sistema. La Tabla 10 presenta un resumen de las medidas disponibles más comunes. Tabla 10. Reemplazos de los equipos más comunes que consumen energía Implementación Sectores Medida Comentarios Plazo Costo pertinentes LFC Mediano Medio Todos La medida más común. Reduce el consumo de energía en aproximadamente dos tercios. Controles Mediano Alto Residencial Puede tener un gran efecto en la directos de Comercial demanda pico con poco costo carga en para los usuarios dispositivos claves Cabezas de Mediano Medio Residencial Solo cobra importancia si el ducha con flujo agua se calienta con electricidad de agua aireado Medidores Mediano Medio Todos Mejora las señales a los inteligentes consumidores Reemplazar Mediano Medio Público Las lámparas LED gastan menos semáforos de un cuarto de la energía de una bombilla tradicional Reemplazar Mediano Medio Público luces de calles Reemplazar Mediano Alto Industrial La modernización de los motores por Comercial sistemas a motor puede reducir unidades más Público el uso en un 75 por ciento eficientes Reemplazar los Mediano Alto Residencial Limitaciones técnicas y principales financieras aparatos electrodomésti- cos por equipos de eficiencia energética Fuente: adaptado de la AIE (2005). 2.1.5 La importancia del sector público 71. Si bien el consumo de electricidad del sector público no es muy alto en relación con el consumo total, las actividades para ahorrar energía en dicho sector son importantes por la gran notoriedad y el papel ejemplar que desempeña este sector comparado con los demás sectores. Esto lo reconoce explícitamente Chile en su estrategia general de eficiencia energética. Todos los países que aplicaron el racionamiento o señales económicas impusieron al sector público metas más exigentes que a los otros sectores. De esta forma, el Gobierno aumentó su credibilidad cuando exigió sacrificios por parte de la población en general. 41 72. El sector público no solo es importante a modo de ejemplo, sino que también presenta la ventaja de que las medidas pueden implementarse a través de un mecanismo de decisión centralizado en vez de incentivos. Esto permite implementar rápidamente medidas altamente visibles. En Cuba se implementó un proyecto especial en el sector público con el propósito de regular la demanda y distribuir la carga entre 1.720 servicios seleccionados (grandes usuarios). Las acciones desarrolladas en relación con estos servicios incluyeron la designación de 200 supervisiones de energía, la introducción del Programa de administración de energía eficiente, el diseño y el control de los programas de consumo de electricidad, y la capacitación del personal a cargo del control de la energía y de las posteriores inspecciones para verificación de los resultados. 73. Como resultado de estas acciones, si bien el consumo de energía eléctrica en la economía general creció un 7,5 por ciento entre 2006 y 2007, en el sector estatal dicho crecimiento fue solo del 4 por ciento. En los servicios públicos seleccionados que recibieron el efecto de la aplicación de medidas específicas de conservación de la energía, el crecimiento de la demanda de electricidad fue solamente de un 1,2 por ciento. Estos servicios representan el 45,6 por ciento del consumo estatal. La intensidad de la electricidad en el sector público cayó de 0,16 GWh/ Milliones de Pesos (MMP) en 2005 a 0,13 GWh/MMP en 2008. 2.2. Las tarifas 2.2.1 Las tarifas residenciales 74. Las tarifas son uno de los elementos fundamentales para el establecimiento de incentivos destinados al uso racional de la energía. Las tarifas que no reflejan el costo económico del servicio crean distorsiones de asignación en la economía. En el caso concreto de la electricidad, ello comporta con frecuencia el uso de aparatos electrodomésticos ineficientes –cuyo costo es menor pero cuyo consumo energético es mayor–, con un uso que excede una eficiencia económica. 75. Cuando se analizan los incentivos al ahorro de energía, han de considerarse tres elementos relacionados con las tarifas. En primer lugar, debe tenerse en cuenta el nivel general de tarifas. En la mayoría de los casos, las tarifas de electricidad en América Central han experimentado un incremento agudo en los últimos años, debido a los altos precios internacionales del petróleo y a una mayor participación de la generación térmica. En segundo plano, debe tomarse en consideración la estructura tarifaria para cada una de las categorías de usuarios. Teniendo en cuenta a los consumidores residenciales, puede apreciarse que cuatro países en la región (Costa Rica, Guatemala, Honduras y Nicaragua) han aumentado las tarifas en bloque; un país (Panamá) tiene una tarifa lineal; y el país restante (El Salvador) aplica una tarifa en bloque descendente (véase la Tabla 11). 76. Habida cuenta del nivel general de tarifas que asegure la sostenibilidad del sector, la estructura tarifaria determinará el grado de eficiencia en la asignación y la equidad (asequibilidad) en el sector. Mantener la sostenibilidad del sector así como lograr la eficiencia y la equidad en la estructura tarifaria exige claramente un equilibrio de sacrificios entre los diferentes objetivos. 42 Tabla 11. Estructura tarifaria – Sector residencial en América Central Cantidad Estructura de Cargo fijo bloques Costa Rica Bloque creciente 3 No Guatemala Bloque creciente 2 Sí Honduras Bloque creciente 4 No Nicaragua Bloque creciente 7 Sí Panamá Lineal 1 Sí El Salvador Bloque decreciente 3 No Fuente: elaboración propia. 77. Por lo general, los incrementos de las tarifas en bloque tienen por objetivo conseguir una distribución equitativa del pago por consumo de electricidad. Bajo el supuesto de que los hogares más ricos consumen más que los hogares pobres, el incremento de las tarifas en bloque busca incorporar un efecto redistributivo en la estructura tarifaria9. Por otra parte, la reducción de las tarifas en bloque se reflejará, en general, en la estructura de costos (particularmente de distribución) y, por lo tanto, será una buena señal de asignación para la economía. Esto suele ser así bajo el supuesto de que no existen restricciones a la oferta en el sector. En el caso de que existan dichas restricciones, la eficiencia de asignación exigirá un aumento en las tarifas para poner de manifiesto el alto costo de un número cada vez mayor de inversiones necesarias para hacer frente al déficit de la oferta. 78. En términos de eficiencia energética, es evidente que el aumento de las tarifas en bloque creará incentivos más fuertes para el ahorro de energía. La estructura de dichas tarifas, prevalentes en la región, no solo se orientan hacia un objetivo redistributivo (que probablemente fue la intención original), sino que también crea las señales adecuadas para el uso eficiente de la electricidad. La cantidad, el tamaño y el precio de los distintos bloques son elementos claves que deben tenerse en cuenta. La Tabla 12 muestra un resumen de las principales características de las tarifas residenciales en los seis países de la región. 79. La estructura tarifaria de Costa Rica y Honduras es muy similar, a pesar de las diferencias en la cantidad de bloques (3 y 4, respectivamente). En realidad, la proporción entre el último y el primer bloque es casi la misma en ambos países (2,47 y 2,44, respectivamente). Con solo dos bloques, la estructura tarifaria en Guatemala muestra una diferenciación mucho menor (con una proporción de solamente 1,2). En el otro extremo, Nicaragua es el país que más bloques tiene (7) y el que registra la mayor diferencia entre el primero y el último bloque (4,95). 80. Panamá muestra un solo bloque o tarifa lineal, pero tiene un subsidio directo para los usuarios cuyo consumo es inferior a los 100 kWh/mes (véase más adelante). El Salvador tiene una tarifa en bloque decreciente, con una diferencia mínima entre los distintos bloques. 9 Este supuesto es válido a nivel individual. Sin embargo, como en los hogares pobres en general hay más individuos que en los hogares ricos, esto no es siempre cierto. Asimismo, en numerosos casos, varias viviendas comparten una conexión. Con tarifas fijas para cada conexión y en ausencia de información sobre la cantidad de viviendas con conexión eléctrica, el aumento de la tarifa en bloque podría incluso resultar regresiva en algunos casos. 43 Tabla 12. Estructura de las tarifas residenciales en América Central (US$) Costa El Categorías Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Rica Salvador Cargo fijo US$/mes 0,0000 1,4592 0,0000 0,9173 2,0400 0,0000 Cargos variables US$/kWh 000 - 025 kWh 0,0660 026 - 050 kWh 0,0743 0,1421 0,1018 051 - 100 kWh 0,1087 0,1488 101 - 150 kWh 0,1726 0,1967 0,1008 151 - 200 kWh 0,1321 0,1811 201 - 300 kWh 0,1960 0,1834 301 - 500 kWh 0,1651 0,1001 501 – 1.000 kWh 0,2691 0,2141 0,2914 0,1816 Más de 1.000 kWh 0,3266 Fuente: elaboración propia con base en la información oficial sobre las tarifas. 81. El compromiso entre cuestiones de asequibilidad social e incentivos para la eficiencia energética está relacionado con dos elementos principales: el tamaño de los bloques (en kWh/mes) y los valores de los bloques subsidiados (en US$/kWh). En el mejor de los casos, el tamaño del primer bloque subsidiado debe determinarse sobre la base del consumo de un hogar pobre. Este parece ser el caso de Costa Rica, donde el consumo promedio del segmento de la población de bajos ingresos es levemente inferior al primer bloque de consumo de la estructura tarifaria (193 kWh frente a 200 kWh). 82. Para los otros países de América Central no existe información fácilmente disponible sobre el consumo por grupo de ingresos. A modo de aproximación, se puede considerar al consumo residencial promedio y compararlo con el tamaño del bloque para los distintos países. La información disponible muestra que el nivel del primer bloque de tarifas parece estar relacionado con los niveles de consumo de los grupos pobres para Honduras y Nicaragua. Por otra parte, en Guatemala el primer bloque de tarifas es, a menudo, superior al consumo promedio, lo cual significa que un porcentaje desproporcionadamente alto de la población recibe la tarifa reducida. El segundo elemento para el análisis es el valor de los distintos bloques de tarifas y su relación con el costo económico de la prestación del servicio. Teniendo en cuenta que no se dispone fácilmente de los datos sobre los costos económicos del servicio por categoría de usuario y nivel de consumo, se puede realizar una primera estimación comparando la tarifa del primer bloque con el precio mayorista de la electricidad. 83. Con el propósito de preservar los incentivos para una asignación eficiente y para el uso eficiente de la electricidad, el precio del primer bloque de tarifas debe, como mínimo, cubrir los costos directos evitables asociados a la prestación del servicio. En la Tabla 13, pueden apreciarse los datos sobre los precios mayoristas, las pérdidas y el valor del primer bloque de tarifas para los cuatro países de América Central que muestran un aumento de las tarifas en bloque. 44 Tabla 13. Costos evitables y primera tarifa en bloque Costa Rica Guatemala Honduras Nicaragua Precio mayorista (1) 0,0569 0,0896 0,0719 0,1234 Pérdidas (2) 11% 16% 21% 28% (1) + (2) 0,0632 0,1039 0,0870 0,1580 Primer bloque 0,1087 0,1726 0,0743 0,0660 Fuente: elaboración propia. 84. Una primera medida de costos evitables es el costo de producción de la electricidad. En los sectores que se han desagregado verticalmente, el precio de dicha producción es considerado el precio mayorista de la electricidad. Para los sectores que están verticalmente integrados, el precio ha sido estimado con base en las tarifas para alto voltaje. Para conseguir que este número sea comparable con las tarifas para los usuarios residenciales, se han tenido en cuenta las pérdidas del sistema y se ha calculado un precio que incluye dichas pérdidas. 85. Como puede observarse en la Tabla 13, Costa Rica y Guatemala cumplen con este criterio de eficiencia de asignación básica, no así Honduras ni Nicaragua. En realidad, los primeros tres bloques de tarifas en Nicaragua (incluyendo los consumos de hasta 100 kWh/mes) muestran valores inferiores a los costos de producción evitables10. 86. Un precio subsidiado para los primeros bloques de consumo inferior a los costos evitables da origen a un claro desincentivo para la eficiencia energética y a serias ineficiencias de asignación en el sector. Para resolver este problema, pueden utilizarse dos enfoques, preservando a su vez el efecto redistributivo del subsidio. El primer enfoque consistiría en reemplazar el actual sistema de tarifas por un sistema de subsidios de montos fijos. Para ello, debe fijarse un monto fijo del subsidio y de una tarifa equivalente al costo económico del servicio. Si el subsidio fijo se determina adecuadamente, sin que altere el consumo, la familia promedio no enfrentará diferencias entre la tarifa nueva y la antigua. Al valorar el cargo variable al costo económico del servicio, se preservan los incentivos para la eficiencia de asignación y el uso racional de la energía, y las familias pobres reciben, a su vez, el mismo monto de subsidio. Por ejemplo, bajo la actual estructura tarifaria, en Nicaragua un usuario residencial con un consumo igual a 92 kWh/mes (consumo residencial promedio) paga una factura de US$12,4/mes, con un costo del servicio de US$15,5/mes. El hecho de cambiar la estructura tarifaria por un subsidio fijo de US$3,1/mes más un cargo variable igual a los costos evitables (US$0,1580/kWh) hace que los usuarios con un consumo de 92 kWh/mes permanezcan indiferentes y mejore la situación de cualquier usuario cuyo consumo esté por debajo de ese nivel. 87. Un enfoque alternativo consistiría en canalizar los subsidios a través de la compra de aparatos electrodomésticos de gran eficiencia energética, en lugar de hacerlo a través del precio de la electricidad. Al subsidiar la compra y, al mismo tiempo, incrementar las tarifas hasta llegar a costos económicos, las familias podrían recibir la misma factura de electricidad pero habiendo logrado un uso más eficiente de la energía. Además, el costo 10 Esto significa que las tarifas subsidiadas comprenden a los usuarios cuyo consumo es superior al promedio del sector residencial que asciende a 92 kWh/mes. 45 fiscal para el Gobierno podría ser inferior al del esquema original, dependiendo del nivel de subsidios y del precio relativo de los aparatos electrodomésticos. El uso de tarifas residenciales como un instrumento durante la crisis energética 88. La experiencia internacional adquirida durante las crisis eléctricas de corto plazo pone de relieve que la mayoría de los países utilizan el mecanismo de tarifas para inducir ahorros de energía cuando hay escasez. Entre todos los países, cabe analizar en detalle el caso del Brasil (objeto de examen para su adopción en Sudáfrica). Tal como se describe en la sección anterior, las tarifas del Brasil para la electricidad consumida por los usuarios residenciales y comerciales, en exceso de la cuota (80 por ciento del consumo del año anterior), se incrementaron en un 50 por ciento para los consumidores cuya demanda oscilaba entre 201 kWh y 500 kWh, y en un 200 por ciento para los consumidores cuya demanda era superior a 500 kWh. 89. Convencionalmente, esto puede considerarse como una forma de incrementar la tarifa en bloque, cuyo tamaño se determina en función del consumo anterior de cada usuario. En otras palabras, se asigna una reserva de energía “barata” a los usuarios sobre la base de su consumo individual anterior. Este mecanismo plantea numerosos problemas. En primer lugar, existe un problema asociado a la selección del objetivo. En un sistema eléctrico típico, el consumo de muchos usuarios variará de un año a otro por causas totalmente exógenas. Según la AIE (2005), la variación natural del uso de la energía asegura que aproximadamente el 20 por ciento de los clientes utilizará un 20 por ciento menos de energía que el año anterior. Entre 2003 y 2005, en una muestra comparativa del consumo de clientes residenciales particulares de una empresa de distribución de América Latina con tarifas fijas, se observan importantes variaciones, según puede apreciarse en el Gráfico 2. En segundo lugar, los costos administrativos para la implementación de este tipo de programa pueden ser muy altos. Por lo general, los sistemas de facturación de las empresas de servicios públicos no están preparados para esta estructura tarifaria, y el tiempo y los costos para adaptar dichos sistemas pueden llegar a ser considerables. En tercer lugar, esta norma tiene efectos distributivos negativos. Al asignar energía “barata” sobre la base del consumo anterior, esta norma privilegia a la “riqueza vieja”. Esto puede ser muy regresivo en el contexto de una economía de medios o bajos ingresos en rápido crecimiento (por ejemplo, Sudáfrica). 90. En el eje izquierdo, las barras en el gráfico muestran la distribución de la frecuencia con relación a las variaciones de demanda de los usuarios respecto del año anterior. Las líneas azules muestran el valor acumulado en el eje de la derecha. En el período 2002-2004, el 30 por ciento de los clientes redujo su consumo en un 20 por ciento o más. Como se puede observar en el gráfico, la cifra asciende al 50 por ciento si se toma en consideración una variación del 10 por ciento en relación con el año anterior. En el período 2004-2005, el 15 por ciento de los clientes redujo su consumo en un 20 por ciento o más y el 25 por ciento muestra una variación superior al 10 por ciento. De ello se deduce que las reducciones o penalizaciones de las tarifas en función del consumo anterior tienden a ser un gran error para la selección del objetivo. Esto se complica debido a las variables exógenas que afectan al consumo promedio de todo el sistema (es decir, las temperaturas del aire), como lo demuestran las diferencias en los dos períodos considerados en el Gráfico 2. 46 Gráfico 2. Porcentaje de la variación del consumo de electricidad de un año a otro 2003-2004 2004-2005 20% 100% 20% 100% 18% 90% 18% 90% 16% 80% 16% 80% 14% 70% 14% 70% 12% 60% 12% 60% 10% 50% 10% 50% 8% 40% 8% 40% 6% 30% 6% 30% 4% 20% 4% 20% 2% 10% 2% 10% 0% 0% 0% 0% 0% -90% -80% -70% -60% -50% -40% -30% -20% -10% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% -100% 100% 110% 0% -100% -90% -80% -70% -60% -50% -40% -30% -20% -10% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% Frec Acum Frec Acum Fuente: elaboración propia. 91. La asignación de una cuota para cada usuario particular es el foco de todos estos problemas. Con un aumento de la tarifa en bloque, modificar el precio o el tamaño de los bloques puede generar el mismo tipo de incentivos y, al mismo tiempo, evitar las dificultades analizadas. Esta situación se ilustra utilizando la estructura tarifaria de Costa Rica. En la Tabla 14 se presentan las distintas opciones: Tabla 14. Cuotas individuales de consumo de electricidad y precios en bloque equivalentes Tarifa Tarifa Penalización Bloque Bloque real real 50% equivalente 3 equivalente 2 y 3 Período T T+1 T+1 T+1 T+1 Consumo (kWh) 381 342,9 381 381 381 Tarifa en bloque < 200 0,109 0,109 0,.109 0,109 0,109 < 300 0,196 0,196 0,196 0,196 0,220 >300 0,269 0,269 0,269 0,332 0,302 > T-1 0,404 Facturación mensual (US$) 63,13 52,88 68,26 68,26 68,26 Variación en facturación -16% +8% Fuente: elaboración propia. 92. La segunda columna de la tabla muestra la situación inicial. El consumo promedio asciende a 381 kWh/mes, con una tarifa en bloque creciente con tres bloques: menos de 200 kWh, entre 200 kWh y 300 kWh, y más de 300 kWh. El resultado es una factura mensual de US$63,13. La tercera columna muestra el efecto en la facturación mensual de una reducción del 10 por ciento en el consumo con la tarifa actual (sin incentivos). Dada la estructura de la tarifa en bloque creciente, una disminución del 10 por ciento en el consumo genera ahorros de US$10 (-16 por ciento) en la facturación mensual. 93. La cuarta columna muestra una tarifa que incluye un sobrecargo del 50 por ciento en el tercer bloque para todo el consumo que supere el 90 por ciento del consumo del período anterior. En el caso de un consumidor que no ajuste su consumo en absoluto, la 47 facturación mensual aumentará US$5 (+8 por ciento). La columna siguiente muestra el incremento en el precio del tercer bloque, que resulta en la misma facturación mensual para un consumo constante. Ello se logra incrementando la tarifa del tercer bloque de US$0,269/kWh a US$0,332/kWh (+23 por ciento). Si se ajustan el segundo y tercer bloques (sexta columna), la estructura tarifaria resultante muestra un incremento del 12 por ciento en ambas tarifas para mantener la facturación mensual constante11. 94. Tal como se pone de manifiesto en este ejercicio, un cambio en los precios del bloque puede producir el mismo efecto económico que la asignación de cuotas sobre la base del consumo anterior. Esto evitará los problemas de implementación y de equidad analizados y, al mismo tiempo, generará la señal económica necesaria para inducir al ahorro de energía deseado. 95. En lugar del bloque individual implícito en el sistema de cuotas, al trabajar con un bloque de consumo homogéneo esta alternativa es más progresiva, ya que un consumo mayor es penalizado con mayores incrementos en la facturación mensual. Cabe destacar que esta alternativa permite multiplicar los incentivos económicos implícitos en el enfoque de la cuota individual, pero en modo alguno reemplaza las medidas complementarias (las campañas en los medios de difusión, la información a los consumidores, entre otros) requeridas para asegurar la reducción de la demanda necesaria durante una crisis energética. Asimismo, la manera en que se presenta al público el aumento de la tarifa es importante, ya que debe ser visto como parte de un paquete de ahorro de energía durante la crisis, y no como un intento por parte de las empresas de electricidad de aumentar sus ingresos. 2.2.2 Los grandes usuarios: La situación en América Central 96. En esta sección se presenta un breve resumen de las tarifas aplicadas a los grandes usuarios en América Central. En la Tabla 15 se resumen los principales elementos de las tarifas para mediano voltaje aplicadas en cada uno de los seis países. Tabla 15. Tarifa para mediano voltaje en América Central 2009 (US$) Costa Rica Guatemala Honduras Nicaragua Panamá El Salvador Cargo por energía US$/kWh Pico 0,0980 0,1733 0,2082 0,1227 Valle 0,0374 0,1164 0,1246 0,1191 0,1677 0,1184 Nocturna 0,0214 0,0984 Cargo por capacidad US$/kWh/mes Pico 15,4460 10,9300 Valle 11,0339 5,6965 5,8986 17,5455 3,3646 1,2400 Nocturna 7,0655 Fuente: elaboración propia con base en los datos oficiales de acuerdo con las tarifas de cada país. 97. Todos los países tienen cargos por energía y por capacidad y medición horaria para los clientes de medio voltaje. Guatemala y Honduras tienen un solo cargo, tanto por energía como por capacidad, mientras que los otros cuatro países de la región tienen 11 Un ejercicio similar en que el tamaño de los bloques varía en vez del precio resulta en una facturación constante, al reducir de 300 kWh/mes a 230 kWh/mes el tercer bloque o, como alternativa, al reducir el segundo bloque de 200 kWh/mes a 174 kWh/mes y el tercero de 300 kWh/mes a 261 kWh/mes. 48 cargos separados entre los períodos pico y no pico. Costa Rica tiene tres períodos, con una alta diferenciación del precio entre dichos períodos; Panamá tiene dos períodos; El Salvador tiene tres cargos por energía pero un solo valor por capacidad; y Nicaragua tiene dos cargos por energía y un solo cargo por capacidad. La medición horaria permite enviar señales más precisas que revisten importancia especial durante los períodos de déficit de capacidad. A diferencia de los consumidores residenciales, a los cuales se puede limitar únicamente el consumo total de energía por la falta de tiempo asociada al uso del sistema de medición, las señales para los usuarios de medio voltaje pueden orientarse a la energía total y a la demanda pico en forma separada. El uso de tarifas aplicadas a los grandes usuarios como un instrumento durante la crisis energética 98. En los mercados eléctricos limitados, la respuesta de la demanda a las variaciones de precios es una alternativa útil a los remedios tradicionales con respecto a la oferta. La respuesta de la demanda ofrece un recurso altamente flexible que se distribuye a los operadores de la red y que, al mismo tiempo, reduce la necesidad de invertir en la capacidad pico de la oferta. Desde un punto de vista crítico, la respuesta de la demanda aumenta la seguridad, especialmente en las redes restringidas, dado que las concentraciones de la demanda se localizan, por regla general, en los nodos de la red con un alto grado de congestión y una seguridad más vulnerable. 99. El elemento clave para inducir el consumo eficiente por parte de los grandes usuarios es un mecanismo de precios que refleje los costos de producción en tiempo real, conocido como el establecimiento de precios dinámicos. Los precios dinámicos incluyen el precio del tiempo de uso (TOU), la determinación de precios crítica-pico (CPP) y la fijación de precios en tiempo real (RTP), tal como se muestra en la Tabla 16. La implementación de estos mecanismos de precios requiere una inversión significativa en medidores, comunicaciones y sistemas de procesamiento de datos. Tabla 16. Alternativas de precios dinámicos Mecanismo de Descripción precios Durante mucho tiempo, las empresas de servicios públicos han utilizado los Tiempo de uso programas tradicionales de tiempo de uso, en los cuales el precio varía según el (TOU) consumo por hora, día o estación, como herramienta para equilibrar la demanda. Es una forma más avanzada de determinación de precios, diseñada para incrementar la transparencia entre los mercados mayorista y minorista. El principio básico es que el precio del usuario final se asocia al precio de En tiempo real equilibrio del mercado mayorista. Conocido también como determinación de (RTP) precios dinámicos, estos productos se refieren a cualquier tarifa de electricidad en que la oportunidad y los precios no se han conocido ni definido con anticipación. Híbrido de la determinación de precios en tiempo real y tiempo de uso; un diseño típico definirá una tasa tradicional de tiempo de uso vigente para todo el año, excepto para una cantidad de días pico contratados, cuya oportunidad se Crítica - pico (CPP) desconoce, y en la cual está vigente un precio mucho mayor. La cantidad de estos días críticos pico se conoce por adelantado, pero no así el precio y su oportunidad. Fuente: elaboración propia con base en la AIE (2005). 49 100. Durante una crisis, estas alternativas pueden utilizarse solamente si el equipo requerido ya está instalado. En la actualidad, la mayor parte de los sistemas de electricidad –especialmente aquellos sistemas que se basan en un mercado mayorista competitivo– tienen este tipo de sistemas implementados, por lo menos en algunos de los grandes usuarios. Para estos, la experiencia internacional muestra varios programas de emergencia de respuesta a la demanda que se describen en la Tabla 17. 101. Los Programas de emergencia de respuesta a la demanda son medidas destinadas a resolver emergencias declaradas en el sistema. El desencadenante del “evento” de emergencia estará definido por las normas de confiabilidad y seguridad de la red. Tabla 17. Programas de emergencia de respuesta a la demanda Ta ma ño I nce nti vo de Mul ta Empre s a Progra ma Míni mo Pre ci o Fi na nci e ra Progra ma de Ta s a e n Ope ra dor I nde pe ndi e nte Eme rge nci a ti e mpo re a l N/a Ni nguno de l Me rca do (Onta ri o) de Re s pue s ta que re fl e je a l a De ma nda l os cos tos Re ducci ón Enl a ce de 15% s obre opci ona l , Exe nci ón de $6,000 MWh de Uti l i da de s de l Es ta do de e l ci rcui to progra ma rota ci ón de e xce s os de l os EEUU tota l , e n obl i ga tori o corte s e ne rgía i ncre me ntos de re ducci ón de 5% Progra ma de Má s a l to de Eme rge nci a PJM 100 kW $500 MWh o Ni nguno de Re s pue s ta LMP zona l a l a Ca rga USD Pa go ba s a do Progra ma de 1 MW Ope ra dor I nde pe ndi e nte 20,000/MW- en el s ocorro de re ducci ón de de l Si s te ma de Ca l i forni a me s y re ndi mi e nto de ma nda l a ca rga $500/MWh de ca pa ci da d Re ducci ón de 15% de l a Progra ma de de ma nda Sa n Di e go Ga s & El e ctri c re ducci ón de $200/MWh Ni nguno má xi ma , a l a pa gone s me nos 100 kW Progra ma de Re ducci ón Ma yor de l Ope ra dor de l Si s te ma Eme rge nci a de 100 KW e n pre ci o e n I nde pe ndi e nte de Nue va Ni nguno de Re s pue s ta ca da zona ti e mpo re a l o York a l a De ma nda (a gre ga do) $500/MWh Fuente: AIE (2003). 102. En términos de las tarifas aplicadas a los grandes usuarios, existen varios mecanismos que pueden implementarse como una forma de asegurar la existencia de un conjunto flexible de instrumentos durante una crisis. Los principales mecanismos son los siguientes:  Un conjunto de tarifas y reglas claras para el uso de la red de distribución por parte de la generación cautiva (cogeneración y autogeneración por parte de los grandes usuarios). Esto permitiría a los generadores cautivos vender el excedente de energía durante un período de escasez o de capacidad; 50  Un mercado secundario existente o reglas claras para los grandes usuarios que tienen contratos de largo plazo, de manera que puedan revender la energía contratada. Con los incentivos apropiados, las grandes firmas podrían optar en algunos casos por detener su producción, o cambiarla fuera del período pico y vender la capacidad contratada de nuevo en el mercado;  Un precio mayorista que refleje el verdadero costo de la energía durante el período de crisis energética. Los grandes usuarios deberían hacer frente a precios de racionamiento, a fin de obtener los incentivos apropiados durante una crisis; y  Reglas que permitan a los grandes consumidores celebrar contratos de energía que puedan interrumpirse. Los contratos de esta índole incluirán una cantidad de interrupciones permitidas por año, una reducción de la carga, un período de reducción, y una estación o período durante el cual las interrupciones son posibles. Las cuotas de participación se establecerán con base en los factores anteriores. 2.2.3 El régimen tarifario 103. El régimen tarifario es el conjunto de reglas mediante el cual las tarifas se actualizan y se modifican en el tiempo. Esta es la clave para los incentivos que tienen las empresas con la finalidad de alcanzar la eficiencia productiva. Existen tres tipos principales de regímenes regulatorios: el costo del servicio o la tasa de retorno; los límites máximos de precios o ingresos, y los híbridos. Los regímenes tarifarios no solo son fundamentales para la creación de incentivos destinados a la eficiencia productiva, sino que también tienen un gran impacto en los incentivos que las empresas distribuidoras de electricidad aplican para promover o apoyar las medidas de eficiencia energética entre sus clientes. 104. En general, además de crear un incentivo para la minimización de los costos, los límites máximos de precios generan un incentivo perverso para que las firmas maximicen las ventas como una manera de maximizar las ganancias, especialmente cuando la participación de los costos fijos es grande, como en el caso de la oferta de electricidad. En teoría, este problema no ocurre bajo la reglamentación del costo tradicional del servicio (o tasa de retorno), si bien se dan algunos desincentivos en la aplicación práctica. Bajo este régimen regulatorio, los ingresos de las empresas de servicios públicos se basan en el capital invertido y en las ventas de electricidad (kilovatio-hora), lo que resulta en incentivos financieros desviados hacia el incremento en ventas de electricidad y la ampliación del sistema. 105. En América Central, tras la reforma implementada en el sector eléctrico en la década de 1990, la mayoría de los países han desagregado verticalmente el sector eléctrico, introduciendo cierto grado de competencia en el segmento generación, y han establecido regímenes regulatorios con altos incentivos basados en alguna forma de límite máximo de precios para las empresas de transmisión y distribución. Costa Rica es la única excepción: la empresa pública del servicio eléctrico está sujeta a la regulación de la tasa de retorno (véase la Tabla 18). 51 Tabla 18. Régimen tarifario en América Central Período de Régimen País revisión tarifario (años) Costo del Costa Rica _ servicio Guatemala Precio máximo 5 Honduras Precio máximo 5 Nicaragua Precio máximo 5 Panamá Precio máximo 4 El Salvador Precio máximo 5 Fuente: elaboración propia. 106. En Costa Rica, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) –la empresa estatal de electricidad verticalmente integrada– está regulado por un mecanismo de tasa de retorno. Al parecer, la empresa no ha tropezado con dificultades para la implementación de programas de eficiencia energética que han sido aceptados por los reguladores como parte de la base de activos12. 107. Tras la reforma implementada en el sector eléctrico en el Reino Unido, la adopción de límites máximos de precios con la transferencia de los costos de generación pasó a formar parte de la reforma estándar del sector. Si bien los precios máximos han demostrado ser efectivos a la hora de ofrecer incentivos para la reducción de costos, estos presentan algunas desventajas que han llevado a los reguladores a considerar mecanismos alternativos. En particular, aportan una incentiva para que las empresas vendan tanto como sea posible y al máximo precio permitido, en ocasiones más de lo que sería eficiente ante la falta de dicho límite máximo. Esto reviste un interés particular cuando el equilibrio entre la oferta y la demanda es pequeño y las consideraciones de tipo ambiental son importantes. 108. A fin de vender grandes cantidades, una forma de corregir el incentivo es fijar un límite máximo para los ingresos en lugar de hacerlo mediante el precio, permitiendo a las empresas obtener un ingreso acordado y compensándolas si venden muy poco, así como eliminando el ingreso que proviene de las ventas excedentes13. Existen dos serias desventajas a esta medida14. En primer lugar, la empresa tendrá que fijar sus precios por adelantado, pero solamente podrá verificar los ingresos que produce a posteriori. Esto significa que la empresa podría llegar a ganar –fundamentalmente de forma fortuita– más de lo que permite el control de precios. 109. Por ejemplo, si la compañía tiene un cargo fijo para cada consumidor y una tasa unitaria, el ingreso promedio por unidad se reduce a medida que crece la demanda. Si la demanda es inferior a lo esperado, entonces el ingreso promedio de la empresa por unidad será mayor, llevándola a violar el control de precios. Por lo tanto, el control debe incluir un factor de corrección, de manera que los ingresos autorizados de la empresa se 12 Según los funcionarios del ICE, entrevistados por los autores en enero de 2009. 13 En los Estados Unidos, esto se conoce como desacoplamiento de ingresos. Véase Kushler et al. (2006) para mayor información sobre la experiencia de ese país. 14 Véase Green et al. (1997) para un panorama general sobre las fórmulas de límites máximos para los precios y los ingresos. 52 reduzcan en un determinado año si el año anterior se recuperó por encima de lo previsto (el factor de corrección también permite a la empresa recuperar la pérdida de ingresos si sus precios resultan ser inferiores a los autorizados por el control). En segundo lugar, es probable que el límite máximo sea más complejo de detallar. Si el límite máximo simplemente especifica el ingreso por unidad de ventas, la empresa puede efectivamente “aliviar” el límite máximo ampliando las ventas a los clientes de precios bajos, puesto que esto incrementará su volumen de ventas en una proporción mucho mayor que sus ingresos. De modo más general, una combinación de límites máximos de precios e ingresos que reflejen la estructura de costos de la empresa (límite máximo de ingresos para cubrir los costos fijos, y límite máximo de precios para los costos variables) podría resultar en los mismos incentivos para la eficiencia productiva y, al mismo tiempo, eliminar los incentivos para vender tanto como sea posible. 2.3 La cuantificación del reemplazo de aparatos electrodomésticos 110. La promoción del reemplazo de aparatos electrodomésticos se utiliza con frecuencia como una medida para reducir la demanda de electricidad. En esta sección se presentan algunas cuantificaciones del posible impacto y de los costos de tres programas de reemplazo de aparatos electrodomésticos, sobre la base de la información disponible. La evaluación de los costos y beneficios de dichos programas constituye el primer paso para evaluar la factibilidad de un programa de reemplazo. El éxito de la implementación de las medidas requerirá un esfuerzo sostenido y un fuerte conocimiento a nivel local, de modo que se reduzcan al mínimo los efectos de escape o rebote. La implementación del reemplazo de aparatos electrodomésticos puede hacerse rápidamente, pudiendo alcanzar ahorros de energía en un año o más. No obstante, el diseño y la implementación de este tipo de programas requiere de un poco más de tiempo, por lo que deberían ser incluidos como un conjunto complementario de medidas en una respuesta de emergencia. 111. Los programas de reemplazo de aparatos electrodomésticos que se analizan a continuación se centran en refrigeradores y bombillas, las dos fuentes principales del consumo residencial de electricidad. Existen otros aparatos que también deberían ser objeto de estudio. Por ejemplo, el Brasil puso en marcha un programa para reemplazar las cabezas de duchas eléctricas, de uso extenso en el Brasil. En el Anexo 4 se presenta una evaluación de un programa similar implementado en Costa Rica. 2.3.1 El reemplazo de refrigeradores 112. No se dispone de información sobre la eficiencia promedio del almacenamiento existente de refrigeradores en los países de América Central. El análisis emplea datos de América del Norte con fines ilustrativos respecto del probable impacto de una política de reemplazo. La Tabla 19 muestra la evolución, desde 1980, del consumo de energía anual promedio de refrigeradores de distintos tamaños en los Estados Unidos. 53 Tabla 19. Refrigeradores y consumo de energía anual promedio, kWh Tamaño Año (pies cúbicos) 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2008 6 503 517 489 429 306 8 554 585 483 407 10 626 611 668 474 427 304 12 909 889 733 533 558 14 1.093 954 801 571 601 16 1.160 1.019 841 620 626 456 Fuente: Agencia Internacional de la Energía. 113. Como puede apreciarse en la tabla, se ha producido un incremento significativo en la eficiencia energética de los refrigeradores durante los períodos mencionados. Por ejemplo, para los refrigeradores de 10 pies cúbicos, el consumo anual promedio cayó de 626 kWh en 1980 a 304 kWh en 2005, menos de la mitad. Si se compara el consumo anual máximo y mínimo para cada tamaño, puede obtenerse una medida del incremento en la eficiencia energética durante dichos períodos (véase la Tabla 20). Tabla 20. Incremento de la eficiencia energética de los refrigeradores Tamaño (pies Consumo anual Incremento cúbicos) Máximo Mínimo eficiencia 6 517 306 -41% 8 585 407 -30% 10 668 304 -54% 12 909 533 -41% 14 1.093 571 -48% 16 1.160 456 -61% Fuente: elaboración propia. 114. El incremento en la eficiencia energética oscila entre un mínimo del 30 por ciento para los refrigeradores de 8 pies cúbicos y un máximo del 61 por ciento para los refrigeradores de 16 pies cúbicos. Asimismo, cabe resaltar que los niveles mínimos de eficiencia para los refrigeradores más pequeños no están asociados con los valores de la década de 1980, sino con los valores de 1985 y 1990. Esto parece sugerir que los incrementos en la eficiencia energética tuvieron lugar principalmente durante las dos últimas décadas. De acuerdo con la información disponible para Costa Rica, se puede estimar la eficiencia promedio del almacenamiento de refrigeradores en ese país. Existen dos enfoques, el primero de ellos se basa en la información macro (consumo residencial total, porcentaje de energía utilizada por los refrigeradores y cantidad total de refrigeradores). El segundo enfoque se basa en el consumo promedio de energía y en los datos de energía utilizada aportados por las encuestas a los hogares. Ambas estimaciones se presentan en la Tabla 21. 54 Tabla 21. Eficiencia promedio de los refrigeradores en Costa Rica Ricos Pobres Cantidad de refrigeradores 1.111 Penetración 92,7 Cantidad de hogares 1.198 Consumo anual (GWh) 3.284 4.571,8 2.319,6 % Consumo refrigerador 36,9% 30,1% 40,3% Total consumo refrigeradores (GWh) 1.211,8 Refrigerador promedio C (kWh/año) 1.091,1 1.376,1 934,8 Fuente: elaboración propia. 115. En el primer enfoque, se tiene en cuenta la participación de los refrigeradores en el consumo total de electricidad y la cantidad estimada de refrigeradores para calcular el consumo promedio del refrigerador para la población en su conjunto. En el segundo enfoque, se utilizan solamente los datos de la encuesta de hogares para estimar el consumo promedio del refrigerador en un hogar pobre y rico medio. Los resultados de ambos métodos son coherentes y muestran consumos anuales que oscilan entre 935 kWh/año para los hogares pobres y 1.376 kWh/año para los hogares ricos, y un promedio de 1.091 kWh/año para la población en su conjunto. 116. Habida cuenta de la falta de datos para América Central y con base en los datos comprobados de Costa Rica, se puede suponer que, en promedio, el almacenamiento existente es un refrigerador de 16 pies cúbicos de 1980. Bajo este supuesto, un plan de reemplazo sustituiría un refrigerador con un consumo anual de 1.160 kWh por uno eficiente de 601 kWh. Ello conlleva un ahorro de 569 kWh al año por cada reemplazo. Para estimar el efecto agregado de un plan de reemplazo de refrigeradores, es necesario tomar en consideración el almacenamiento existente de refrigeradores en cada uno de los países. La Tabla 22 muestra la proporción de penetración de los refrigeradores en cinco de los seis países de América Central. Tabla 22. Almacenamiento de refrigeradores en América Central Costa El Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Rica Salvador Penetración 92,7 ND 50,9 26,4 61,7 58,91 refrigerador Población 4.400 13.030 6.970 5.530 3.290 6.760 Número de 1.198 3.548 1.898 1.506 896 1.841 hogares Cantidad de refrigeradores 1.111 ND 966 398 553 1.084 (en miles) Fuente: elaboración propia. 117. La tasa de penetración muestra que la situación es muy heterogénea, con un acceso prácticamente universal al servicio eléctrico en Costa Rica, y solamente un cuarto de los hogares con refrigerador en Nicaragua. El almacenamiento de refrigeradores en 55 cada uno de los países de la región se puede calcular sobre la base de la tasa de penetración y la cantidad de hogares. Existen tres países con aproximadamente un millón de refrigeradores (Costa Rica, Honduras y El Salvador) y dos países con 400 mil y 550 mil cada uno (Nicaragua y Panamá). En el primer grupo, los resultados son más homogéneos debido a una tasa de penetración menor que se compensa con las poblaciones relativamente grandes de El Salvador y Honduras. De acuerdo con el almacenamiento estimado, en la Tabla 23 se calculan y presentan los ahorros de energía asociados con las diferentes tasas de reemplazo en cada uno de los países. Tabla 23. Ahorros potenciales de energía (% consumo residencial) Costa El Reemplazo Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Rica Salvador 10% 1,9% ND 2,7% 3,4% 1,9% 3,8% 20% 3,8% ND 5,3% 6,9% 3,9% 7,6% 30% 5,8% ND 8,0% 10,3% 5,8% 11,4% 40% 7,7% ND 10,7% 13,7% 7,7% 15,2% 50% 9,6% ND 13,3% 17,2% 9,7% 19,0% Fuente: elaboración propia. 118. El impacto de los ahorros de electricidad oscila entre el 2 por ciento y prácticamente un 20 por ciento del consumo residencial total según el porcentaje de refrigeradores reemplazados. Un supuesto importante subyacente en este ejercicio es que los refrigeradores obsoletos son efectivamente reemplazados por nuevos refrigeradores. Ello podría plantear problemas, especialmente en países con bajos niveles de penetración (como Nicaragua) donde el incentivo para conservar el refrigerador viejo (o regalarlo a un amigo o pariente) es muy alto. De igual modo, podrían surtir efectos relacionados con el umbral de ingresos, que deben tenerse en cuenta a la hora de preparar la implementación de un programa de reemplazo de refrigeradores, de modo que se asegure que los grupos de bajos ingresos puedan beneficiarse del programa. 2.3.2 La opción de eficiencia del refrigerador – la valuación privada 119. En esta sección se analizan los incentivos para comprar un refrigerador eficiente en las tarifas actuales y en los seis países de América Central. Según la información disponible en la Web, se comparan dos refrigeradores con eficiencias diferentes utilizando los precios publicados en Costa Rica. La información sobre los refrigeradores –precios y eficiencia– se muestran en la Tabla 24. 120. El subsidio requerido para inducir a los consumidores a elegir el refrigerador más eficiente según las tarifas residenciales en cada país y con dos tasas de descuento diferentes, 10 por ciento y 15 por ciento anual, se ha estimado sobre la base de estos precios publicados y las eficiencias. La estimación se hizo utilizando un modelo financiero simple, comparando el valor presente neto de las dos alternativas para un período de vida útil de 15 años. Los resultados para cada país y la tarifa en bloque se muestran en la tabla 25 para las tasas de descuento del 10 por ciento y del 15 por ciento, respectivamente. 121. La tabla 25 indica que Nicaragua es el país con la mayor variación. A una tasa de descuento del 10 por ciento, el subsidio oscila desde apenas por debajo de US$390 para 56 el primer bloque hasta US$187 para la última tarifa en bloque. Con una tasa de interés más alta, los subsidios son, a su vez, más altos: entre US$325 y US$400. Con los precios utilizados en este ejemplo, las tarifas actuales en América Central no son suficientes para inducir a un consumidor privado a adoptar la tecnología más eficiente. 2.3.3 El reemplazo de lámparas fluorescentes compactas (LFC) 122. En esta sección se estiman los costos y posibles impactos de un programa de reemplazo de lámparas fluorescentes compactas (LFC) para los países de América Central. 123. La cantidad total de bombillas para cada país se calcula en función de las tasas de cobertura, el consumo promedio y la cantidad de viviendas. La cantidad de bombillas por vivienda se estima de acuerdo con el consumo en iluminación y teniendo en cuenta el uso promedio de 3 horas diarias de lámparas de 40 W. La cantidad total de lámparas se calcula al multiplicar por la cantidad total de usuarios residenciales. Se puede hacer el cálculo de los ahorros cuando las lámparas incandescentes de 40W se reemplazan por LFC de 10 W, produciendo un ahorro de 30 W por lámpara (véase la Tabla 27). 124. El costo total para cada tasa de reemplazo puede estimarse según el costo unitario por lámpara LFC reemplazada. En realidad, los costos de reemplazo variarán en los distintos países y aun al interior de las regiones de cada país. En República Dominicana, por ejemplo, un programa para reemplazar 10 millones de lámparas incandescentes por LFC en 840.000 hogares tiene un valor de US$18,5 millones, dicho de otro modo, aproximadamente US$1,85 por bombilla15. Los costos totales del programa de reemplazo de lámparas sobre la base de un costo de US$2,5 por lámpara se presentan en la Tabla 28. Tabla 24. Parámetros de los refrigeradores Frigidaire Frigidaire Modelo FRT8S6ESB FRT18HB5JW Tamaño (pies cúbicos) 18 18 Precio en Costa Rica (US$) 2.574,0 3.015,1 Consumo (kWh) 479,0 383,0 Fuente: elaboración propia con base en las fuentes que se muestran a continuación: Modelo Precio Eficiencia Frigidaire http://articulo.mercadolibre.co.cr/MCR-182862liquidacion- http://www.fixya.com/suppor FRT8S6E refrigerdor-100-nuevo-en-oferta-_JM t/p521020- SB frigidaire_frt8s6esb_stainless _steel_top Frigidaire http://www.gollotienda.com/productosInfo.asp?dep=60&pro Energy Star FRT18HB d=6001130036&ncat= 5JW 15 Fuente: http://dr1.com/blogs/entry.php?u=environment&e_id=3990 57 Tabla 25. Subsidio requerido para comprar refrigeradores de gran eficiencia energética (US$) A una tasa de descuento del 10% Categorías de tarifas El residenciales de Costa Rica Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Salvador electricidad 000 - 025 kWh 389,94 026 - 050 kWh 383,61 330,71 361,99 051 - 100 kWh 356,38 325,27 306,60 101 - 150 kWh 288,16 362,76 151 - 200 kWh 338,9 300.30 201 - 300 kWh 288,71 298,51 301 - 500 kWh 312,82 363,31 501 – 1.000 kWh 231,92 274,70 214,49 299,60 Más de 1.000 kWh 187,11 A una tasa de descuento del 15% Categorías de tarifas El residenciales de Costa Rica Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Salvador electricidad 000-025 kWh 399,47 026-050 kWh 394,41 351,44 376,84 051-100 kWh 372,29 347,01 331,85 101-150 kWh 316,.87 377,47 151-200 kWh 357,76 326,73 201-300 kWh 317,31 325,27 301-500 kWh 336,90 377,92 501-1.000 kWh 271,18 305,93 257,02 326,16 Más de 1.000 kWh 234,77 Fuente: elaboración propia. Tabla 26. Estimaciones del almacenamiento total de bombillas por país Costa El Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Rica Salvador Cobertura de electricidad 96% 63% 50% 40% 74% 69% Consumo kWh/mes 237 102 180 92 206 107 PIB per cápita 9.889 4.311 3.553 2.441 10.135 5.477 Cantidad de hogares 1.198 3.548 1.898 1.506 896 1.841 Clientes residenciales 1.153 2.252 954 597 660 1,268 % Iluminación* 12,2% 25,0% 15,0% 25,0% 12,2% 25,0% Consumo iluminación 29 26 27 23 25 27 Cantidad de lámparas incandescentes por vivienda 8 7 8 6 7 7 Cantidad total de lámparas incandescentes (en miles) 9.261 15.952 7.155 3.814 4.608 9.422 *Estimaciones. Fuente: elaboración propia. 58 Tabla 27. Ahorros estimados (MWh/año) Tasa de Costa El Guatemala Honduras Nicaragua Panamá reemplazo Rica Salvador 10% 28 48 21 11 14 28 20% 56 96 43 23 28 57 30% 83 144 64 34 41 85 40% 111 191 86 46 55 113 50% 139 239 107 57 69 141 Fuente: elaboración propia. Tabla 28. Cambios en el Sistema de transmisión – Costos del Programa de reemplazo de LFC (US$ millones) Tasa de Costa El Guatemala Honduras Nicaragua Panamá reemplazo Rica Salvador 10% 2.315 3.988 1.789 954 1.152 2.355 20% 4.630 7.976 3.578 1.907 2.304 4.711 30% 6.945 11.964 5.366 2.861 3.456 7.066 40% 9.261 15.952 7.155 3.814 4.608 9.422 50% 11.576 19.940 8.944 4.768 5.759 11.777 Fuente: cálculos propios. 59 CAPÍTULO TRES MEDIDAS PARA INCREMENTAR RÁPIDAMENTE LA OFERTA DE ELECTRICIDAD 3.1 Introducción 125. En el corto plazo, América Central enfrenta déficits de capacidad para atender la demanda creciente. Además de los datos disponibles sobre la demanda, la capacidad de generación, y las proyecciones de carga existe probablemente una demanda suprimida que contribuirá al incremento de la carga a medida que la red regional sea más confiable. En este capítulo se presentan las posibles soluciones para cerrar la brecha entre los déficits potenciales de energía en el corto plazo y la capacidad instalada, de acuerdo con los planes de expansión en el largo plazo. 126. La mayoría de los países han implementado planes de emergencia para la generación, que incluyen motores de pistón que utilizan combustible diésel para los motores de alta velocidad o combustible pesado (HFO) para los motores de media velocidad. El combustible diésel tiene un costo elevado y está sujeto a la volatilidad de los precios, pero las centrales generadoras diésel son rápidas de instalar, lo que explica la preferencia generalizada por esta solución cuando se trata de cerrar rápidamente la brecha entre la oferta y la demanda. La central Barranca en Costa Rica de 90 MW, por ejemplo, empezó a operar dentro del período de 90 días de la firma del contrato. Nicaragua utilizó motores diésel de alta velocidad para la Central Hugo Chávez y los reemplazó con motores de media velocidad que utilizan HFO para el largo plazo. Las etapas de diseño, compra y construcción de los motores de media velocidad pueden durar entre 24 y 30 meses. 127. Cada país de América Central cuenta también con un plan de expansión que debería atender las necesidades de capacidad del crecimiento a largo plazo. Sin embargo, la demora en los avances en la construcción de las instalaciones contempladas por el plan de ampliación puede resultar en el uso continuo de unidades de generación de emergencia. Para construir una parte del plan de ampliación se recurrirá al sector privado. La participación del sector privado oscila entre el 17 por ciento y el 85 por ciento en capacidad instalada de generación entre los países de la región. 3.2 Diez medidas para incrementar la oferta de electricidad 128. La clasificación de las medidas específicas otorga preferencia a las modificaciones del equipo, los sistemas o las estructuras que ya están instalados o en proceso de instalación, en lugar de dar prelación a la agregación de capacidad temporal mediante el uso de equipo alquilado. Las medidas consideradas abarcan desde un incremento de la capacidad, mejorando la disponibilidad y la capacidad efectiva, las prácticas de mantenimiento, el mantenimiento correctivo y el suministro de repuestos, hasta acelerar los cronogramas de las centrales en construcción en el marco de los planes 60 de expansión. Las centrales candidatas para modificaciones deben identificarse analizando la disponibilidad y capacidad efectivas de las unidades en funcionamiento. 129. Las pérdidas totales del sistema en la región de América Central alcanzan, en promedio, el 16 por ciento, oscilando entre el 10 por ciento para Costa Rica y el 27 por ciento para Honduras. La reducción de las altas pérdidas en la región supone una oportunidad significativa para liberar capacidad que se destinaría al abastecimiento de la demanda. Los medidores de tecnología avanzada pueden reducir considerablemente las pérdidas no técnicas. Las mejoras del sistema regional de transmisión, tales como el aumento de baterías de condensadores al nivel de 230 kV, aportan una reducción mínima de las pérdidas técnicas del sistema de transmisión, pero las condiciones mejoradas del sistema pueden permitir a los generadores próximos a que incrementen el factor de potencia y produzcan megavatios adicionales. 130. Otra opción consiste en incrementar la capacidad mediante el uso de generación de apoyo o de capacidad adicional “dentro de los límites de la planta”, ofreciendo incentivos temporales. Solamente se necesitaría agregar algunos equipos de computación (hardware) para incluir la capacidad en el pool de despacho, formular un Acuerdo de compra de energía (PPA) estándar, y tal vez efectuar modificaciones de tipo regulatorio o legal. La clasificación de las medidas dependerá del impacto en la capacidad creciente y del cronograma y el costo para implementar la alternativa. Cada paso en la matriz de decisión deberá medirse frente a los criterios del costo, el cronograma y el impacto para que se implemente la decisión adoptada. Figura 1. Matriz de decisión ¿El resultado de la Sí ¿La solución Sí ¿El costo de su Sí implementación es puede ser aplicada implementación aumentos en un plazo de 2 cumple con los Implementar significativos de la años? criterios de solución capacidad? umbral? No No No Seleccionar Alternativas Seleccionar Alternativas Seleccionar Alternativas Fuente: elaboración propia. 131. Las medidas analizadas se han subdividido en acciones que deben tenerse en cuenta, las cuales se clasifican de forma preliminar. Se podrá determinar la efectividad de cada una de las acciones únicamente después de reunir y analizar los datos adicionales para una aplicación específica. En general, las medidas propuestas por orden de prioridad son las siguientes: 61 a) Incrementar la disponibilidad de las centrales existentes en funcionamiento que se han identificado con disponibilidad baja, incrementando la confiabilidad y los cronogramas mejorados para las salidas de servicio en materia de mantenimiento; b) Incrementar la capacidad de las centrales existentes en funcionamiento con capacidad efectiva baja, obteniendo los repuestos necesarios y realizando el mantenimiento correctivo. Asimismo, puede considerarse la rehabilitación de las unidades que se han retirado del servicio o cuya capacidad ha sido reducida; c) Acelerar la terminación de las centrales incluidas en los planes de expansión y las líneas de transmisión que se están construyendo en el marco del SIEPAC, que actualmente se están planificando o se encuentran en fase de construcción, para adelantar la fecha de terminación o impedir atrasos en el cronograma; d) Integrar la generación de apoyo en el pool de despacho para los períodos pico, ofreciendo Acuerdos de compra de energía (PPA) de corto plazo para utilizar el equipo operativo existente e impedir los apagones, en vez de que el equipo de generación del lugar opere como generación de apoyo después de ocurrido el apagón; e) Incrementar la disponibilidad de las centrales generadoras con bagazo que usan los ingenios azucareros únicamente durante la zafra de la caña de azúcar, utilizando combustibles alternativos después de la zafra; f) Mejorar el sistema de transmisión agregando baterías de condensadores en los sitios seleccionados, con el objetivo de reducir las pérdidas del sistema de transmisión e incrementar la capacidad operativa en megavatios de los generadores existentes; g) Instalar sistemas de medición avanzados para reducir las pérdidas no técnicas; h) Instalar motores a pistón de alta velocidad para operar con combustible diésel de forma temporal; i) Instalar barcazas de generación de energía alquiladas con motores de pistón o turbinas de combustión; j) Instalar una central fija con turbina de combustión (GT) de ciclo único (SC) en un terreno preparado para que opere con combustible destilado ligero. 132. Las medidas a) a g) pueden comenzar a implementarse simultáneamente para determinar su impacto en el aumento de la capacidad incrementada. Posteriormente, puede instalarse el resto del aumento requerido en capacidad con las medidas h) a j). 3.3 El análisis de las diez medidas para incrementar la oferta de electricidad 3.3.1 El aumento de la disponibilidad y la capacidad de las centrales generadoras existentes 133. El incremento de la disponibilidad de las centrales generadoras existentes se puede conseguir aumentando la confiabilidad de las centrales o reduciendo el tiempo 62 requerido para el mantenimiento programado y no programado. La primera acción exigirá mejorar la operación y el mantenimiento, o rehabilitar parcial o totalmente las centrales. La segunda acción se puede lograr mediante una mejor planificación y gestión de las salidas de servicio. El aumento de la capacidad efectiva de instalaciones de generación existentes mediante reparaciones o remodelaciones puede incrementar la capacidad disponible durante los períodos de operación pico. Sería conveniente revisar las centrales generadoras existentes con capacidad efectiva considerablemente inferior a la capacidad establecida en la placa de identificación para determinar las correcciones necesarias, el costo, el cronograma y el nivel de efectividad de este tipo de intervención. Es probable que los costos sean menores que las otras opciones, dado que las modificaciones se realizan en el equipo operativo existente, a menos que se determine que es más conveniente remodelar una unidad, en cuyo caso la unidad debe ser retirada del servicio. 134. La información requerida para este análisis incluye:  La disponibilidad de las centrales generadoras en funcionamiento;  El historial de las salidas de servicio de las centrales generadoras en funcionamiento;  La placa de identificación y la capacidad reducida de las centrales generadoras en funcionamiento; y  Los argumentos a favor de la reducción de la capacidad. La capacidad efectiva 135. Muchos países han informado sobre la capacidad instalada y la capacidad efectiva. La capacidad efectiva de las centrales hidroeléctricas depende del nivel de agua. Las centrales térmicas con capacidad efectiva inferior a la capacidad instalada indican que se podría mejorar la capacidad corrigiendo los problemas, revisando el equipo o realizando un cambio en una reglamentación, contrato o tiempo operativo. 136. La capacidad efectiva de los países de América Central es del 83 por ciento de la capacidad instalada, lo que representa una capacidad potencial de 653 MW. Si el mantenimiento mejorado, la corrección de las deficiencias del equipo y la modificación de los acuerdos pudiesen recapturar el 90 por ciento de dicha capacidad, ello se correspondería con una central eléctrica de 588 MW. La disponibilidad 137. La disponibilidad es el desempeño de un componente o sistema en servicio a largo plazo, listo para desempeñar satisfactoriamente la función que le ha sido encomendada. Para una unidad de generación eléctrica, la definición de disponibilidad es la medida de tiempo durante el cual una unidad de generación es capaz de prestar servicio, esté o no efectivamente en servicio. 138. Las unidades generadoras con baja disponibilidad pueden ser objeto de reparaciones o salidas de servicio para un mantenimiento correctivo, con el propósito de mejorar la disponibilidad y la capacidad incrementada y la confiabilidad del sistema. El sector reporta una disponibilidad de entre el 91,5 por ciento y el 97 por ciento por lo que respecta a los motores de pistón y diésel. El sector industrial reporta una disponibilidad 63 de entre el 93,5 por ciento y el 97 por ciento en materia de turbinas a gas. Las cifras inferiores a estas reflejan la existencia de deficiencias dignas de ser investigadas en caso de una falta de capacidad disponible, con el objetivo de identificar las oportunidades de mejoras. 139. En un país de Oriente Medio, por ejemplo, una empresa de servicio público poseía y operaba una central generadora compuesta por dos turbinas a gas de ciclo combinado de 165 MW. En el primer año de funcionamiento, la central tuvo un 91 por ciento de disponibilidad, porcentaje razonablemente bueno especialmente para el primer año. En el segundo año, el contrato de operación y mantenimiento fue adjudicado a un contratista local cuya experiencia era cuestionable. La disponibilidad se deterioró al 69 por ciento. Al año siguiente, y durante los tres años subsiguientes, la operación y el mantenimiento estuvo en manos de un operador internacionalmente conocido y la disponibilidad aumentó al 98 por ciento, si bien el operador actual continúa corrigiendo los problemas heredados. El factor de capacidad 140. La rehabilitación de las unidades existentes incluye unidades retiradas del servicio, unidades a las que se les ha reducido la capacidad y unidades con factores de capacidad bajos que pueden ser rehabilitadas. Las unidades rehabilitadas pueden ponerse a disposición a fin de incrementar la capacidad para su uso en el corto plazo y suministrar la capacidad de generación que se puede utilizar para atender la demanda pico. Para determinar las oportunidades de mejora, se necesita información adicional sobre el estado de las centrales térmicas retiradas del servicio, cuya capacidad es de factor bajo y se ha reducido. 141. Existen numerosos ejemplos de experiencias internacionales al respecto. En Dar es Salaam (República Unida de Tanzania) hay una planta compuesta por dos turbinas Asean Brown Boveri (ABB) GT10 y dos turbinas aeroderivativas General Electric LM6000. Solamente una de las dos GT10 estaba operativa y las dos LM6000 estaban fuera de servicio por problemas de álabe para una capacidad operativa de aproximadamente 15 MW. Todas las unidades habían estado operando con combustible Jet A. Cuando un productor de energía independiente se hizo cargo de la central, se retiraron y revisaron todas las unidades, elevándolas de categoría, de ABB GT10 al modelo GT10B. Las unidades reinstaladas fueron posteriormente puestas en servicio en el sur de de la República Unida de Tanzania, con gas natural proveniente de ultramar. La capacidad operativa se incrementó a 113 MW, un aumento de 98 MW. Los incentivos 142. Para incrementar el factor de capacidad y la disponibilidad de las centrales generadoras existentes, se pueden definir objetivos de referencia para cada tipo de central generadora. Si la planta alcanza el objetivo de referencia después de un período de tolerancia para realizar reparaciones o salidas de servicio programadas, se puede entonces prever que la central prosiga con dicho objetivo. Si la central eléctrica supera el objetivo de referencia, se la puede premiar con un bono. Si la central eléctrica no cumple con dicho objetivo, recibirá una penalización equivalente al costo del alquiler de motores de pistón para reemplazar el déficit de capacidad disponible. 64 3.3.2 La aceleración de proyectos incluidos en los planes de expansión 143. Cada país de la región ha preparado planes de expansión para satisfacer la demanda creciente. Algunos proyectos se pueden encontrar en las distintas fases de ingeniería y construcción, otorgamiento de licencias y permisos, planificación, o factibilidad. Cada proyecto tiene una fecha programada de puesta en marcha que cada empresa de servicio público utiliza para determinar la capacidad confiable a la hora de atender la demanda. 144. La revisión de los cronogramas de los proyectos incluidos en los planes de expansión programados para entrar en funcionamiento en los próximos años podría ser la ocasión para acelerar la finalización de las centrales y, por ende, incrementar la capacidad que utiliza un proyecto que ya ha sido planificado. A las empresas de servicios públicos que están construyendo centrales generadoras en el marco del plan de ampliación se les puede otorgar un bono para pagar a los constructores, si finalizan la construcción de las centrales generadoras y entran en funcionamiento comercial antes de la fecha programada. Sin embargo, serán objeto de penalizaciones en caso de no cumplir con la fecha programada de inicio de su operación comercial. El bono y la penalización pueden estar relacionados con el costo del suministro de energía de reemplazo. Los incentivos 145. En los Acuerdos de compra de energía (PPA) existen dos métodos para que las centrales generadoras administradas por empresas privadas aceleren los cronogramas de construcción y los cronogramas de las salidas de servicio. Estos métodos son: (i) los daños liquidados por incumplimiento de los cronogramas de construcción, y (ii) las penalizaciones por no cumplir con la disponibilidad garantizada según lo estipulado en el Acuerdo. 146. Para acelerar los cronogramas de construcción, en los PPA se incluyen cláusulas de daños liquidados que luego se reflejan en los contratos firmados con las empresas de ingeniería, compras y construcción (EPC) para asegurar que las centrales generadoras realicen su operación comercial a tiempo. Asimismo, los contratos EPC pueden contemplar cláusulas de bonos en función de los ingresos producidos por la empresa a cargo del proyecto por generar energía antes de la fecha prevista. Las cláusulas de daños liquidados y los bonos sirven para concentrar los esfuerzos del constructor en la secuencia del trabajo, acelerando las entregas de equipos, e iniciando la puesta en marcha y la etapa de prueba temprana en el proceso de la entrada en funcionamiento. Las cláusulas de daños liquidados para cumplir con un cronograma garantizado estipulan pagos de entre US$45.000 y US$90.000 por día de demora. Estos ejemplos de cláusulas de daños liquidados se adoptan de los proyectos desarrollados en África occidental, Oriente Medio y Asia sudoriental. Se puede ilustrar un ejemplo del impacto de la cláusula de bono en un constructor mediante un proyecto construido en el noreste de Pensilvania a comienzos de la década de 1990, cuando el constructor negoció un contrato para construir una central generadora a carbón en 27 meses y definió la meta de concluir la construcción en 22 meses. El constructor completó el proyecto en 24 meses y ganó un bono, con base en un porcentaje de los ingresos obtenidos por la central al finalizar la etapa de construcción tres meses antes. 65 147. Las penalizaciones por incumplimiento de la disponibilidad garantizada estipulada en un PPA permitirán a la empresa a cargo del proyecto reducir al mínimo el tiempo programado de salida del servicio, ya que las salidas de servicio programadas pueden controlarse, mientras que, por el contrario, las salidas de servicio no programadas y forzadas no se pueden controlar. Se puede reducir al mínimo el tiempo de salida del servicio, haciendo que los repuestos estén disponibles antes de que se produzca dicha salida, utilizando técnicas de programación y gestión para efectivamente programar las actividades de salida del servicio y las técnicas del control de calidad con la finalidad de asegurar que las reparaciones se realicen adecuadamente. 3.3.3 Las mejoras en el sistema de transmisión y reducción de pérdidas 148. Con la finalidad de ilustrar los casos relativos al impacto de los posibles cambios seleccionados en el sistema, se utilizó un modelo computacional del sistema eléctrico de América Central para mostrar casos ilustrativos del impacto de los cambios seleccionados que se podían realizar en el sistema. El modelo se basa en la información reunida en 2004. Si bien la información no está actualizada y puede ser incompleta, los resultados siguen siendo útiles para presentar el impacto de los cambios y para analizar algunas medidas. 149. Las medidas seleccionadas para estudiar el impacto de los cambios en el sistema de transmisión tuvieron como base el perfil del voltaje y la sobrecarga de la línea de transmisión. Las medidas correctivas analizadas para mejorar el perfil del voltaje incluyeron:  El agregado de condensadores;  Los efectos de cambiadores de toma bajo carga, y  El agregado de generación nueva. 150. La medida estudiada para corregir la sobrecarga de la línea de transmisión fue agregar una línea de transmisión. Todas las medidas contribuyeron a eliminar un promedio de aproximadamente el 3 por ciento de las pérdidas. Tabla 29. Características de la tecnología de capacidad – Cambios en el Sistema de transmisión Operación de Conexión Cambio propuesto en Agregado de Agregado cambiadores de las el Sistema de Caso base baterías de de líneas de de toma bajo centrales transmisión condensadores transmisión carga generadoras Pérdidas técnicas (MW) 244,96 241,93 242,49 244,59 244,23 Energía importada (MW) 278,41 278,43 278,41 278,41 278,43 Energía generada (MW) 8.007,34 8.004,29 8.004,88 8.006,97 8.006,59 Carga (MW) 8.040,79 8.040,79 8.040,79 8.040,79 8.040,79 Porcentaje de pérdidas (%) 3,05 3,01 3,02 3,04 3,04 Fuente: elaboración propia. 66 151. Los resultados alcanzados provienen de medidas específicas, en particular:  El agregado de la batería de condensadores disminuye la necesidad de energía reactiva por parte de los generadores, lo que permite incrementar la capacidad disponible para contingencias tales como la demanda pico;  La importancia de agregar condensadores en una de las subestaciones del sistema nicaragüense ha podido identificarse gracias al bajo voltaje en tres buses (4401, 4404, y 4407) que registran niveles de voltaje inferiores al 90 por ciento. En uno de los buses (4407) está instalada una batería de condensadores de 109,6 mega voltios de amperio reactivo (MVAR), y los niveles de voltaje en tres buses subieron por encima del 94 por ciento. El costo reciente de una instalación de batería de condensadores de 90 MVAR a 230 kV fue de US$4,5 millones. Un cronograma típico para una batería de condensadores incluye seis meses para la fabricación y dos meses para la instalación;  La ubicación de las baterías de condensadores en el sistema de transmisión de 230 kV en Nicaragua mejoró los voltajes, con la consiguiente mejora en la calidad del servicio, y redujo las pérdidas de energía del Sistema de transmisión. Cuando la batería de condensadores reduce el intercambio de la energía reactiva, libera capacidad en las líneas y posiblemente en los transformadores próximos. Por ejemplo, en una de las líneas adyacentes se disminuyó la carga del 35,3 por ciento al 33,1 por ciento de la capacidad de la línea;  Las nuevas líneas de transmisión reducen las pérdidas del sistema, evitan la sobrecarga y mejoran los voltajes. En el caso de una línea de transmisión nueva en Costa Rica se disminuyó un nivel de carga del 101,8 por ciento al 56,7 por ciento, con el agregado de una línea paralela. Antes de simular la nueva línea de transmisión, los voltajes en los extremos de las líneas fueron de 94,8 por ciento y 94,0 por ciento, respectivamente. Después del agregado de la nueva línea, los voltajes mejoraron al 95,2 por ciento y al 94,7 por ciento, respectivamente, y  En el Sistema de transmisión de Costa Rica, la línea de transmisión que conecta dos buses (5195 y 5003) está sobrecargada al 101,8 por ciento de la capacidad. A fin de solucionar la situación de sobrecarga, se diseñó otra línea para construirla paralelamente a la línea existente. Con esta acción, la carga se reduce al 56,7 por ciento. El costo estimado de una línea de transmisión de 230 kV es de US$120.000 por kilómetro para una línea de un solo circuito y de US$180.000 por kilómetro para una línea de circuito doble. El cronograma para el diseño y la construcción de una línea típica de 230 kV, con el derecho de paso ya obtenido, es de aproximadamente dos años. 152. El agregado de una línea de transmisión y el agregado de una planta generadora redujeron las pérdidas en menos de un megavatio. Los cambiadores de toma bajo carga en operación redujeron las pérdidas en 2,5 MW y el agregado de baterías de condensadores redujeron las pérdidas en 3 MW. La prueba realizada al final del presente estudio provee una estimación muy conservadora de las pérdidas porque el sistema del 67 modelo no incluye los sistemas de subtransmisión y distribución. Con todo, cada alternativa aportó una mejora significativa en las características operativas del sistema de transmisión mediante el mejoramiento de las condiciones del voltaje o la reducción de las condiciones de sobrecarga. 153. Entre las ventajas de las características del sistema de transmisión mejorado, se encuentra una menor exigencia para los generadores de producir energía reactiva. La reducción del requerimiento de generar energía reactiva puede permitir al generador producir megavatios adicionales en función de su clasificación, como se especifica en una curva de capacidad del generador. Por ejemplo, un generador de 125 MW con un factor de carga de 0,85 puede producir 15 MW adicionales si el requerimiento para producir energía reactiva se reduce a un factor de carga de 0,95. 154. El valor de este ejercicio es mostrar que los cambios que se realicen en el sistema de transmisión quizás no generen enormes disminuciones de las pérdidas, en cambio la mejora de la línea de transmisión sí producirá incrementos significativos en la oferta de electricidad disponible para los clientes (mediante una menor necesidad de generar energía reactiva). Como resultado de ello, la contribución de las medidas vinculadas con las mejoras en el sistema de transmisión debería incluirse en el diseño de una respuesta de emergencia más amplia. 3.3.4 La integración de la generación de apoyo 155. Por lo general, las grandes instalaciones comerciales o institucionales –hospitales, hoteles, centros comerciales, universidades e instalaciones industriales– tienen en cuenta la generación de apoyo de energía para suministrar una fuente confiable de energía, en caso de que se produzcan apagones en la red. El tamaño de la generación de apoyo de energía se determina a fin de suministrar energía eléctrica a toda la operación de carga de la instalación, al igual que el tamaño de otras ofertas de energía de apoyo, seguridad del personal y cierre seguro del negocio. 156. Las instalaciones industriales, como las refinerías, las fábricas de papel, las fábricas de acero, los ingenios azucareros, los puertos, los productos farmacéuticos y los hornos de fundición de aluminio construyen instalaciones para la generación de electricidad “dentro de los límites de la planta”, a fin de proveer una fuente de energía confiable para el proceso o para el ahorro de los costos de energía, produciendo energía eléctrica a un costo menor que el entregado por la red. 157. Las ventajas de dichas fuentes de generación distribuida es que potencialmente proveen electricidad a la red durante una emergencia nacional, por encima de su función tradicional de capacidad como apoyo o sistema autónomo. Las desventajas de esta alternativa incluyen un control menos centralizado de las emisiones ambientales, la operación costosa de la generación distribuida, y la pérdida potencial de la carga local para una empresa de servicios públicos. 158. Con la finalidad de aprovechar los generadores de apoyo o la generación “dentro de los límites de la planta” como medida de corto plazo se puede ofrecer a los propietarios de esos generadores un pago por combustible y capacidad, si el generador de apoyo entra en el pool de despacho bajo un PPA limitado. Se puede concertar un PPA en calidad de compensación para los propietarios por el mantenimiento adicional, el 68 combustible y la capacidad en el corto plazo a cambio de que se atengan al despacho y a la operación. Para ello, debería instalarse un equipo de interconexión para incluirlo en el acuerdo. 159. Los Acuerdos de compra de energía se pueden diseñar para una capacidad mínima y una fecha límite, en que la generación de apoyo se revertiría al servicio original de emergencia en el lugar. El PPA estaría limitado en su duración hasta la fecha en que se finalice la construcción de las centrales consideradas en los planes de expansión para reemplazar la capacidad de la generación de apoyo, con el objetivo de impedir la pérdida de la carga local en la empresa de servicios públicos. Se pueden aplicar objetivos de referencia, bonos y penalizaciones a la generación de apoyo que opte por su inclusión en el pool de despacho. El costo 160. Los costos de implementar la integración de la generación de apoyo en el pool de despacho abarcan el costo de capital para la sincronización del equipo y los relés protectores, de manera que el generador de apoyo pueda trabajar con el sistema, el costo operativo de mantenimiento más frecuente y el costo del combustible. Es muy probable que la generación de apoyo existente opere con diésel, motivo por el cual el costo del combustible que deberá transferirse será de aproximadamente US$0,09.5/kWh, con base en el costo del combustible diésel de US$1,83 por galón16. 161. En Costa Rica, la medida del costo de mantenimiento y de los repuestos puede derivarse del costo informado del alquiler de motores diésel de alta velocidad, cuyas unidades alquiladas tienen un costo de entre US$0,04/kWh y US$0,05/kWh. Integrar la generación de apoyo es similar a alquilar unidades generadoras, excepto que ya están instaladas y que después del período de alquiler no tendrán que ser reubicadas. Los propietarios de estos generadores de apoyo obtendrán el beneficio de una oferta más confiable en su zona inmediata, al permitir que sus unidades se integren en el pool de despacho de manera que el costo sea inferior al costo del alquiler. 162. Los prerrequisitos para utilizar la generación de apoyo en el pool de despacho son: (i) una unidad de tamaño mínimo, que permita su rentabilidad para agregar equipos de sincronización y relés protectores, y (ii) los términos de un Acuerdo de compra de energía temporal aceptable para los propietarios de los generadores de apoyo. Ello permitiría el funcionamiento de sus generadores por despacho, lo que incrementaría la necesidad de mantenimiento y el uso de repuestos. 3.3.5 Las centrales generadoras que utilizan bagazo de caña de azúcar 163. Una fuente de generación in situ son las centrales generadoras que utilizan bagazo para su combustión y que son utilizadas por los ingenios azucareros durante la zafra de la caña de azúcar. Las especificaciones de la caldera pueden revisarse, a fin de determinar un combustible alternativo para su uso una vez terminada la zafra, de modo que la central generadora esté en funcionamiento todo el año. La información adicional necesaria para 16 El precio del combustible diésel está sujeto a una alta volatilidad. Este estudio estima que los precios diésel permanecerán a un nivel relativamente alto en los próximos dos a cinco años. A efectos del cálculo, el precio debería mantenerse estable, al comparar alternativas temporales de corto plazo. 69 determinar el costo y la efectividad de incluir en el despacho la generación en el sitio comprende:  El tamaño y la ubicación de la generación en el sitio;  El tipo de combustible utilizado por la generación en el sitio, y  El acuerdo de los propietarios para incluir la generación en el sitio en el pool de despacho. 164. El análisis de la información adicional ofrecerá la medida de efectividad de dicho enfoque. El mismo objetivo de referencia, bono y penalización puede aplicarse a las centrales generadoras que utilizan bagazo que opten por ser incluidas en el pool de despacho después de la zafra y que operen con combustible alternativo. El costo 165. Los costos de incluir centrales generadoras con bagazo en el pool de despacho comprenderán el costo de capital del equipo de sincronización y de relés protectores; el costo de modificar las calderas para quemar un combustible alternativo; el costo operativo de un mantenimiento más frecuente, y el costo del combustible. Es muy probable que el combustible alternativo sea combustible destilado ligero (diésel), de manera que el costo de transferencia del combustible podría llegar a ser de aproximadamente US$0,09.5/kWh, con base en el costo del combustible diésel de US$1,83 por galón. 166. Los costos de operación y mantenimiento serán inferiores a los de los motores diésel, por lo tanto dicho costo será inferior a US$0,04/kWh o a US$0,05/kWh que se aplica por los alquileres diésel, ubicándose muy probablemente en el rango de US$0,01.5/kWh a US$0,02.5/kWh. 3.3.6 La reducción de las pérdidas no técnicas con sistemas de medición avanzados Las pérdidas no técnicas 167. Las pérdidas no técnicas plantean serias dificultades para las empresas del servicio público de electricidad. Las principales causas de este tipo de pérdidas incluyen la pérdida comercial y la pérdida por incumplimiento de pago. La pérdida comercial es, con frecuencia, el resultado del robo de electricidad mediante conexiones ilegales a las líneas de electricidad o al forzamiento de los medidores de electricidad. La pérdida por incumplimiento de pago obedece a la incapacidad por parte del consumidor de pagar el precio total de la electricidad que consumió. Estas pérdidas no técnicas representan una pérdida innecesaria de energía que influye en las tarifas de electricidad de los consumidores, representa ingresos perdidos para las empresas de servicios públicos, y provoca mayores emisiones de carbono. 168. Una solución potencial para estos tipos de pérdidas no técnicas es la implementación de nuevos sistemas de medición de la electricidad. Entre ellos se encuentran la implementación de un sistema prepago de medición de la electricidad o de un sistema integrado de energía de cajas inteligentes (smart boxes) en las líneas de distribución. 70 El sistema prepago de medición de la electricidad 169. Un sistema prepago de medición de la electricidad permite a los consumidores comprar crédito de la empresa del servicio público de electricidad para usar una cantidad acordada de energía. Por lo general, estos créditos se presentan bajo la forma de fichas codificadas que, al ser insertadas en la ranura apropiada del medidor, permiten al consumidor utilizar su crédito de energía. El medidor entregará electricidad mientras dure el crédito. Asimismo, el medidor alerta al consumidor con suficiente anticipación que se le está acabando el crédito, de manera que el consumidor pueda pagar la recarga para su suministro de energía. Si el consumidor no compra créditos adicionales de energía, el medidor desconecta automáticamente el suministro de energía tan pronto se agote el crédito17. 170. El sistema prepago de medición de electricidad ofrece varios beneficios importantes a las empresas de servicios públicos. Un beneficio muy significativo es que la empresa del servicio público de electricidad recibe el pago por el consumo de electricidad aproximadamente 45 días antes que con el sistema convencional de facturación, eliminando además el riesgo del incumplimiento de pago. Asimismo, la empresa puede ahorrar considerablemente en los costos operativos asociados a la lectura del medidor, la facturación y el cobro de los ingresos. Obviamente estos dos factores mejoran en gran medida las finanzas de las empresas del servicio público de electricidad. 171. La implementación del sistema prepago de medición de la electricidad enfrenta varias barreras. En primer lugar, la gran inversión inicial requerida puede desalentar a las empresas del servicio público de electricidad. Dicha inversión incluye el costo del equipo, la comercialización, el establecimiento de canales de distribución, y otros costos de gestión. Por otra parte, el comportamiento del consumidor puede cumplir una función importante, dada la dificultad de convencer a los consumidores existentes, conformes con el sistema de pagar después del consumo, a que cambien su modalidad de pago con un sistema prepago. En muchos casos, el pago, especialmente para los usuarios pequeños, se basa en una tarifa fija. El pago de energía efectivamente utilizada puede ser más costoso para el consumidor. Por último, la incertidumbre del éxito puede actuar de barrera, puesto que puede no ser una opción viable en todos los mercados. El éxito de este sistema dependerá del compromiso por parte de las empresas del servicio público de electricidad, las cuales deberán estar convencidas de los beneficios reales de la medición prepago del servicio18. 172. Estos sistemas prepago son cada vez más comunes y pueden encontrarse en el Reino Unido, Sudáfrica, Argentina y Nueva Zelandia, entre otros. El caso de Sudáfrica, en particular, es un ejemplo de la implementación satisfactoria del sistema prepago de medición de la electricidad por parte de Eskom, la empresa del servicio público que suministra el 95 por ciento de la electricidad en el país. Desde sus inicios en 1994, Eskom tiene a la fecha más de 2,6 millones de medidores en funcionamiento. Actualmente, cada nueva conexión de electricidad que se instala representa, en promedio, 2.500 rands sudafricanos (aproximadamente US$248) para la empresa. No obstante, la instalación de los medidores de prepago nuevos se ha reducido de modo constante, puesto que el costo 17 Pabla, 2004. 18 Srivatsan, 2004. 71 de algunos proyectos de electrificación se ha vuelto prohibitivo. Muchos de los clientes nuevos de Eskom viven en casas nuevas o chozas donde no hay cableado, por lo que se requiere una inversión adicional por parte de la empresa. 173. En cuanto al problema de las pérdidas no técnicas, Eskom descubrió que el sistema prepago podía ser una herramienta útil para gestionar las pérdidas comerciales y eliminar las pérdidas por incumplimiento de pago. A través del análisis de los patrones de consumo y de compra, Eskom ha podido controlar el robo de electricidad detectando anomalías en el uso, realizando visitas al sitio, y procesando a los intrusos. Por otra parte, Eskom también detectó que los consumidores habían aceptado el sistema prepago dada la ausencia de cargos fijos mensuales y los cargos por reconexión y una clara presentación del crédito disponible que permite a los consumidores hacer más efectivo su presupuesto. Por último, la confiabilidad del sistema prepago de medición de la electricidad de Eskom ha sido muy buena. Los actuales medidores tienen una tasa de falla inferior al 2 por ciento anual, incluyendo las fallas inducidas por los clientes19. 174. Si bien la implementación y la operación de los sistemas de medición mejorada y los medidores de prepago exigen un compromiso significativo por parte de la empresa del servicio público de electricidad, tanto en términos financieros como en tiempo, dichos sistemas contribuyen a eliminar prácticamente en su totalidad las pérdidas por incumplimiento de pago. Asimismo, el sistema permite a las empresas manejar mejor el consumo de electricidad y detectar el robo. En resumen, se recomienda el sistema prepago de medición de la electricidad a las empresas de dicho servicio público que enfrentan largos períodos de pagos pendientes y montos significativos de robo de electricidad. El sistema integrado de electricidad 175. El sistema de distribución de un sistema integrado de electricidad utiliza un diseño diferente al de los sistemas tradicionales de red fija (Equipo de lectura automática e Infraestructura avanzada de medición [AMR/AMI]) que se usan en América del Norte y Europa occidental. Mientras que el sistema típico AMR/AMI incluye un medidor de electricidad en el punto extremo de las instalaciones del consumidor, el sistema integrado de electricidad exige la eliminación física del medidor de electricidad de las instalaciones del cliente y el uso de una unidad separada que brinda servicio a muchos clientes. En Cartagena (Colombia) se ha instalado un sistema integrado de electricidad. 176. En este sistema, el medidor de electricidad tradicional es reemplazado por un módulo que se coloca en la estructura de distribución de la electricidad a lo largo de las instalaciones. Este módulo alcanza hasta 12 instalaciones y permite a la empresa del servicio público de electricidad controlar cuidadosamente el consumo a nivel del usuario final. El módulo está diseñado para ser relativamente inaccesible a los consumidores finales de electricidad y, por ende, a menudo está instalado en la parte superior de un poste dentro del recinto de una subestación o gabinete seguro. Finalmente, el módulo se fabrica según las especificaciones de instalación en exteriores y aquellas de tipo militar para que sea a prueba de falsificaciones, y resistente al clima. 19 “Preguntas frecuentemente formuladas en relación con el Sistema de prepago” (Frequently Asked Questions Related to Prepayment). 72 177. El sistema integrado de electricidad está específicamente diseñado para ser instalado en climas rigurosos, en condiciones topográficas adversas, o en los países que tienen una incidencia significativa de pérdidas eléctricas no técnicas, provocadas por la falsificación del medidor de electricidad o el robo de electricidad. El sistema integrado de electricidad funciona en paralelo al sistema actual de medición de la electricidad, pero mide el consumo al nivel de la línea antes de llegar al medidor. Esto permite al sistema facturar en tiempo real la energía real que se despacha al usuario final. Luego, el sistema integrado de electricidad informa a la empresa de dicho servicio público la cantidad de energía que se despachó al usuario final, con lo cual la empresa puede compararla con la facturación, a fin de identificar las líneas específicas de los usuarios finales donde se pierde la electricidad. 178. Este sistema es de utilidad para la empresa a los efectos de reducir sus pérdidas comerciales mediante la identificación de zonas donde se producen pérdidas no técnicas. El sistema está diseñado para actuar como una solución permanente, mediante el control constante de los flujos de electricidad en tiempo real, y permite la suspensión del servicio y su reconexión en forma remota si persisten las pérdidas. Además, probablemente resulta menos costoso de instalar que un sistema prepago, aunque seguirá afectando el flujo de caja, manteniendo el problema del cobro de facturas, pero conservando la opción de desconexión o reconexión remota. 179. El sistema integrado de electricidad tiene varias características que lo comparan favorablemente con la lectura automática tradicional del medidor y los sistemas de Infraestructura Avanzada de Medición (AMR/AMI). El sistema integrado de electricidad está específicamente diseñado para suministrar información importante y protección contra la falsificación y el robo. Asimismo, el sistema está diseñado para acomodar el desafío de la rigurosidad del clima, el medio ambiente y las condiciones geográficas por su capacidad para utilizar una variedad de tecnologías de la comunicación con su red. También permite la fácil desconexión y reconexión de los clientes que no pagan, así como el soporte de ambos modelos de ingresos, es decir, el sistema prepago y el sistema de pago posterior. Por último, el sistema elimina la necesidad de mejorar los medidores de electricidad residenciales. 180. Sin embargo, el sistema integrado de electricidad posee algunas desventajas fundamentales. Este sistema mide el consumo en las instalaciones a través de un transformador de distribución que está ubicado a cierta distancia de las instalaciones. Cuando este transformador se instala a más de 10 a 12 metros de las instalaciones, existe la posibilidad de que la pérdida de la línea cree una inexactitud en la medición. Además, hasta la fecha el soporte lógico inalterable del módulo –elemento clave del sistema– no se puede mejorar en forma remota y debe repararse en cada caja in situ, resultando en un proceso intensivo en mano de obra y tiempo. Finalmente, en la actualidad el sistema integrado de electricidad es comparativamente más costoso que otros sistemas AMR/AMI. Como tal, quizás sea práctico instalar este sistema solo selectivamente en las zonas más vulnerables a la falsificación y al robo, o cuya topografía presenta desafíos. 181. El sistema integrado de electricidad es una solución potencial para el problema de mitigación de las pérdidas de electricidad no técnicas y la promoción de la eficiencia energética. Este sistema está diseñado expresamente para eliminar las pérdidas comerciales que resultan de la falsificación y el robo de electricidad y, por ende, es más 73 viable en las regiones geográficas donde prevalece este tipo de problemas. Una empresa privada que utiliza este sistema realizó diez pruebas piloto con siete empresas de distribución, y los resultados mostraron una mejora promedio del 29,2 por ciento en la reducción de electricidad perdida. La prueba realizada que logró mayores avances mostró una reducción del 58 por ciento de pérdida de electricidad. Estos datos sugieren que el sistema integrado de electricidad puede ayudar considerablemente a las empresas de dicho servicio público a mitigar la pérdida de electricidad mediante la recolección de información adicional y la prevención de la falsificación que este sistema provee. El costo 182. El costo de un medidor de electricidad de prepago básico oscila entre US$10 y US$50, si bien los medidores sofisticados pueden ser mucho más costosos (aproximadamente US$200 por medidor). El costo de los medidores del sistema de prepago variará según:  Las especificaciones técnicas del medidor (1 ó 3 fases, la pantalla, y el régimen);  El método de prepago (efectivo, tarjeta, o código);  La cantidad de medidores pedidos (costos de fabricación y envío);  La comunicación (lectura manual de medidores o por medio de telecomunicaciones); y  La vida útil del medidor y la garantía. 183. Otros factores que deben tenerse en cuenta son:  La capacidad para falsificar los medidores;  El pago por empresa del servicio público o cliente para el reemplazo o la reparación de los medidores dañados;  El pago por empresa del servicio público o cliente para los medidores de prepago iniciales y la instalación;  El impacto de los medidores de prepago en la reducción de las pérdidas no técnicas;  La aceptación cultural de los medidores de prepago;  El intento de robo de electricidad o de falsificación si los medidores de prepago se alimentan con dinero en efectivo;  El proceso para vender créditos si los medidores de prepago se alimentan con tarjetas o códigos (similar a los teléfonos con tarjetas o a través de la oficina de la empresa del servicio público), y  El costo de instalación y capacitación del personal para instalar los medidores. 74 3.3.7 El agregado de capacidad utilizando motores de pistón El combustible diésel 184. Los motores de pistón (motores de combustión interna) constituyen un buen suministro de respaldo para las unidades hidroeléctricas que gran parte de América Central utiliza para la carga base. Los motores de pistón tienen eficiencias térmicas del 41 por ciento para las unidades pequeñas de alta velocidad (por ejemplo, 1 MW de capacidad) y hasta el 46 por ciento para las unidades más grandes de media velocidad (por ejemplo, 100 MW de capacidad). Las calderas no satisfacen este nivel de eficiencia y las turbinas a gas pueden ser competitivas en términos térmicos solamente en el ciclo combinado y con gas natural o diésel ligero (LDO). La compra y el ajuste de las unidades de media velocidad construidas en una central de 100 MW nominal costará entre US$800/kW y US$1.100/kW, y requiere aproximadamente 30 meses para su compra e instalación. Esas unidades pueden quemar el combustible pesado menos costoso y el petróleo crudo con una eficiencia de aproximadamente el 46 por ciento. 185. Las unidades diésel de alta velocidad más pequeñas se pueden ajustar rápidamente, ya que pueden ser montadas sobre vigas de asiento o contenedores con motor, generador e interruptor diferencial sobre la viga de asiento, y solo requieren un soporte en un sitio con suelo estable. Las centrales de gran escala, hasta 90 MW, se pueden instalar y poner en marcha en un período de tres o cuatro meses desde la recepción del pedido. La desventaja radica en el precio de la electricidad que producen (o un alto nivel de subsidio si el precio del combustible diésel está subsidiado) debido, en gran medida, a sus elevados costos de combustible, ya que estas unidades deben operar con diésel o con petróleo destilado ligero (LFO). Las unidades de alta velocidad temporales de 1 MW ó 2 MW instaladas en una central más grande están siendo alquiladas sin combustible en Costa Rica por US$0,04/kWh o US$0,05/kWh. El costo del combustible debería ser de aproximadamente US$0,09.5/kWh sobre la base de los costos del combustible de US$1,83 por galón. Estas centrales tienen una eficiencia aproximada del 41 por ciento. El suministro de combustible 186. Cada unidad de 2 MW quema aproximadamente 140 galones por hora a plena carga. Se prevé que las unidades operen como unidades pico durante unas dos o tres horas en la mañana y alrededor de cinco horas en la tarde, si bien los requerimientos de carga pico difieren según el país. Un incremento en las unidades diésel alquiladas requiere de la importación y el transporte de cantidades adicionales de combustible diésel. Esto podría resultar en un incremento en la capacidad del puerto para descargar capacidad de almacenaje del tanque y capacidad del tanque del camión destinado al traslado del combustible del puerto a las centrales generadoras. 187. Los camiones tanque móviles conectados por colectores de admisión pueden ser una solución temporal adecuada para el suministro de combustible en el caso de contar con pocas unidades alquiladas. Sin embargo, con una central muy superior a los 20 MW, esto resulta impracticable, ya que los camiones tanque tienen una capacidad de aproximadamente 8.000 galones (al menos en América del Norte, para permanecer dentro de las capacidades de carga autorizadas en la carretera). 75 188. Por lo que respecta a las centrales más grandes, en líneas generales se requieren tanques de acero construidos en el lugar. Estos tanques tienen un tamaño ilimitado respecto de la capacidad práctica utilizada, y se pueden instalar y poner a prueba rápidamente. Una central de 100 MW requerirá de aproximadamente 50.000 galones de diésel para siete horas de operación pico, si bien los picos por lo general tienen la forma de campana, de manera que la planta probablemente no estaría operando a plena carga durante todo el período. 189. Con requerimientos de combustible de esta magnitud se requiere la asistencia de distintos organismos gubernamentales para acelerar la compra y la recepción del equipo y del combustible así como para acelerar la localización y la obtención del permiso para la central. Dicho permiso incluye la instalación para el almacenamiento de combustible, el transporte del combustible desde el puerto u otra interfaz hasta la central, el permiso ambiental y cualquier otra logística necesaria para la instalación de la planta y su funcionamiento en el plazo previsto. 3.3.8 El agregado de capacidad utilizando barcazas de generación eléctrica alquiladas 190. El uso de barcazas para la generación de energía data de la década de 1940 y es un método probado y confiable para el suministro de electricidad. Las barcazas para la generación de energía se han utilizado tanto como fuente de suministro de electricidad de corto plazo (emergencia) como de central generadora de largo plazo de instalación permanente. 191. Las barcazas para la generación de energía están disponibles para ser alquiladas por plazos cortos o intermedios o compradas (o arrendadas) para su uso por un plazo más largo. Las barcazas también utilizan una variedad de equipos que producen una amplia gama de capacidad de generación y pueden utilizar varias fuentes de combustible. Por lo que respecta al grado de carga que tienen las barcazas para la generación de energía, existe un mercado activo para la venta y el arrendamiento (lease) y alquiler de dichas barcazas listas para entrar en funcionamiento, y solo necesitan una interconexión a la red para suministrar energía. También existe un mercado activo para la construcción de barcazas a pedido. 192. Las ventajas de utilizar barcazas para la generación de energía son:  Una amplia gama de producción, utilizando máquinas múltiples para que la capacidad suministrada se corresponda bien con las necesidades (barcaza sola o barcazas múltiples);  El agregado o eliminación de barcazas, si se modifican las necesidades en el tiempo;  La respuesta a las necesidades de energía de la carga base, de nivel intermedio o pico, que ofrecen las barcazas;  El período de tiempo desde que se toma la decisión de obtener capacidad agregada y la operación en sí puede ser mucho mayor, especialmente cuando se utilizan las unidades actualmente en funcionamiento; 76  La construcción de una barcaza nueva, simultáneamente con las actividades de obtención del permiso, teniendo en cuenta que la entrega de la isla de generación es inferior al año, y  Las demoras en la construcción, que son ínfimas para la isla de potencia, porque las barcazas se construyen en un entorno industrial que utiliza personal de construcción cualificado. 193. Las desventajas de utilizar las barcazas para la generación de energía incluyen:  El impacto en la producción generado por las tormentas;  El uso de áreas valiosas de dársena y muelle;  La limitación del espacio que se suma a los desafíos para las operaciones y el mantenimiento;  Las cuestiones ambientales (la emisión y contaminación del agua, y la vida silvestre), que varían según el equipo de la barcaza y el combustible que utiliza, y  La posible necesidad de una línea de transmisión, de mejoras en el muelle, el almacenamiento de combustible y otros costos en tierra que impactan el costo por MWh generado. 194. En América Central no es inusual la utilización de barcazas para la generación de energía, orientándose en general al combustible destilado ligero (LDO). La extensa línea costera y la ubicación de los centros de carga de demanda de electricidad próximos a la costa son factores de apoyo para utilizar las barcazas con el fin de satisfacer el suministro de energía de corto plazo o de emergencia. Las turbinas a gas con una configuración de ciclo simple también pueden tenerse en cuenta para una instalación fija en un sitio preparado. El equipo, si está disponible, se puede entregar en un período de tiempo similar, como una solución de corto plazo. Por otra parte, si la generación de electricidad debe cumplir con un requerimiento interno de corto plazo, el valor residual de la barcaza para generar energía será superior a la central convencional, puesto que se puede reubicar rápidamente para su uso. El costo de compra de una central generadora equipada con barcazas ya en funcionamiento es muy variable, con un rango indicativo de entre US$500/kW y US$900/kW de capacidad. 3.3.9 El agregado de capacidad con equipo usado de centrales generadoras 195. En algunas ocasiones, el equipo usado de centrales generadoras puede ofrecer buenas oportunidades para reducir los costos de inversión y, al mismo tiempo, eliminar el tiempo de fabricación. Esta opción se analiza brevemente en esta sección, si bien el Banco Mundial ejerce máxima cautela respecto de este tipo de equipos y no provee apoyo para la compra de equipos usados. En realidad, un equipo usado puede generar costos operativos mayores e inesperados y el riesgo de deficiencias que podrían desvirtuar el objetivo de producir electricidad de manera confiable. 196. El costo de inversión de una central y de un equipo usado es considerablemente menor que el costo de un equipo nuevo, debido al desgaste natural y a la protección de la garantía, que es menor a la de un equipo nuevo. El equipo usado de generación de 77 electricidad que se adquiera debe ser examinado exhaustivamente por expertos contratados de buena reputación, y puesto a prueba en lo que respecta a sus funciones fundamentales. Los resultados de la prueba y toda renovación o refabricación pueden redundar en una protección limitada de la garantía. La inspección y la prueba son factores fundamentales previos a la compra de un equipo usado, y existen empresas especializadas que determinan el estado del equipo. La mayoría de las pruebas resultan en un informe y a menudo son acompañadas por un certificado de verificación en el que se detalla el funcionamiento de cada una de las principales piezas del equipo. El costo de las centrales generadoras usadas varía significativamente. Una muestra de plantas usadas para la venta osciló entre US$33/kW y US$1.000/kW. 197. Los costos de construcción de un equipo usado de generación de electricidad, incluidos el costo de desmantelamiento y el envío, se aproximan a los costos de construcción de una central nueva. La construcción de un equipo usado para la generación de electricidad conlleva un riesgo levemente menor que la construcción de una central generadora nueva, porque se sabe de antemano que todas las partes encajarán y que la central funcionará. 198. Puesto que el cronograma de construcción de una central con equipo generador de electricidad usado depende de la unidad particular seleccionada que será trasladada, probablemente esta no sea una solución de corto plazo. 3.3.10 Las consideraciones ambientales en la rehabilitación de las centrales de generación térmica existentes 199. Aportar capacidad adicional en línea rápidamente, mediante la rehabilitación de las centrales térmicas existentes, puede ser de utilidad pero será necesaria una evaluación según las circunstancias de cada caso de las centrales generadoras objeto de análisis. Al evaluar las centrales generadoras en forma individual, el documento de referencia para los estándares ambientales debería ser el Manual de prevención y reducción de la contaminación del Banco Mundial, “Thermal Power: Rehabilitation of Existing Plants”, debiéndose prestar especial consideración a las reglamentaciones ambientales locales. 3.4 La clasificación de medidas para incrementar la capacidad del suministro de electricidad 200. Uno de los supuestos subyacentes en términos de costo y cronograma es que el medio más eficaz para reducir las limitaciones de corto plazo de la disponibilidad de electricidad es mejorar el desempeño y utilizar el equipo existente. No obstante, el costo y el cronograma real se elaborarán en función de la suma de las determinaciones individuales necesarias para identificar las centrales generadoras que pueden mejorar su desempeño o ser agregadas al pool de despacho. Asimismo, resulta difícil determinar la magnitud de la capacidad que se puede agregar a cada sistema mientras no se hayan identificado las características de cada unidad generadora de electricidad, así como la factibilidad de la capacidad creciente. 201. Las otras soluciones que requieren el arrendamiento temporal de un equipo para agregar capacidad también se han revisado y comparado con algunas tecnologías de largo plazo, tales como las centrales hidroeléctricas y geotérmicas. Los resultados de estas clasificaciones se presentan a continuación. 78 Tabla 30. Características de la tecnología de la capacidad Plazo de Factor de Disponibilidad Vida útil construcción capacidad Eficiencia (1) (2) (3) (5) (4) Diésel alta 90 días velocidad 20 años (alquiler) 95% 20%-30% 41% Diésel velocidad media 20 años 24-30 meses 95% 40%-50% 46% Central GT sobre barcaza, SC 20 años 12-18 meses 94% 20%-30% 40% Central fija GT, SC 20 años 12-18 meses 94% 20%-30% 40% Central fija GT, CC 20 años 24-30 meses 90% 30%-40% 55% Caldera a carbón 40 años 30-36 meses 89% 40%-50% 35% Hidroeléctrica 50 años 36-84 meses 89% 50%+ N/A Geotérmica 50 años 12-36 meses 97% 80%+ N/A Notas: (1) North American Electric Reliability Corp. (NERC) (2002-2006) (2) En los últimos años, la tendencia en los cronogramas ha sido establecer fechas de más largo plazo; sin embargo, debería acortarse la duración. (3) Desde la firma del contrato y hasta la operación comercial. (4) Factor de capacidad sobre la base de la eficiencia de la central, las curvas de la demanda y la disponibilidad general de energías renovables. (5) El tiempo de construcción de una central geotérmica puede ser de muy corta duración (entre 12 y 24 meses), según una fuente fidedigna. Fuente: elaboración propia. 202. Únicamente tres de las tecnologías enumeradas, destinadas a agregar capacidad, son apropiadas para una instalación de corto plazo (véase más adelante). Otras tecnologías requieren un período más largo para su implementación, con excepción de la tecnología geotérmica cuando el terreno ya está preparado para la instalación del equipo:  Diésel alta velocidad;  Central GT sobre barcaza, SC, y  Central GT fija, SC. 203. La decisión relativa a la tecnología que deba implementarse deberá adoptarse según las circunstancias de cada caso, mediante la evaluación del compromiso de agregar capacidad en línea nueva rápidamente para generar electricidad costosa o agregar capacidad a una tasa más lenta, pero asegurando una electricidad producida a un costo más bajo. 204. La electricidad pico es siempre más costosa que la electricidad generada por las centrales con carga base, hecho que se refleja en los costos operativos de las tecnologías de corto plazo. En la Tabla 31, se muestran las clasificaciones de cada una de las tecnologías de corto plazo en términos de cronograma, eficiencia, costo operativo y costo de capital. 79 Tabla 31. La tecnología clasificada en orden de plazo de instalación y eficiencia térmica Tecnología Plazo de instalación Eficiencia térmica Clasificación Plazo Clasificación Eficiencia Diésel alta velocidad 1 90 días (alquiler) 1 41% Central GT sobre barcaza 2 12-18 meses 2 40% Central GT fija, SC 2 12-18 meses 2 40% Fuente: elaboración propia. Tabla 32. La tecnología clasificada por orden creciente de operación y mantenimiento (O&M) y costo de combustible Costo Costo O&M O&M y combustible Clasificación Tecnología combustible US$/kWh US$/kWh US$/kWh 1 Central GT fija, US$0,112 US$0,0057 US$0,118 SC 1 Central GT sobre US$0,112 US$0,0057 US$0,118 barcaza 3 Diésel alta US$0,109 US$0,0255 US$0,135 velocidad Fuente: elaboración propia. Tabla 33. La tecnología clasificada en orden creciente del costo de capital Costo Costo Plazo de Clasificación Tecnología capital nivelado instalación US$/kW US$/kWh 1 Diésel alta 90 días US$500 US$0,0163 velocidad (alquiler) 2 Central GT fija, 12-18 meses US$650 US$0,0212 SC 3 Central GT 12-18 meses US$900 US$0,0293 sobre barcaza Fuente: elaboración propia. 205. El costo de capital se tradujo en US$/kWh base, teniendo en cuenta un arrendamiento a cinco años con valor residual del 40 por ciento, una tasa de interés del 15 por ciento, y un factor de capacidad del 60 por ciento. Los términos de cada acuerdo pueden diferir, a saber, las cláusulas de arrendamiento o de compra, la capacidad de la unidad (que varía según la tecnología), y el plazo del arrendamiento. Es evidente que los motores diésel de alta velocidad pueden tener el costo de capital más bajo, pero también tienen los costos operativos más altos. Los tamaños de las unidades serán también más pequeños para los motores diésel de alta velocidad que para las otras tecnologías de corto plazo. 3.5 La clasificación de medidas para incrementar el suministro de electricidad y la matriz de características 206. El fundamento para la clasificación de estas soluciones se basa en el costo anticipado, el cronograma, el impacto en la capacidad y la aptitud para controlar el proceso. Las soluciones se clasifican según el costo anticipado creciente y el cronograma 80 para la implementación. El fundamento detallado para la clasificación se describe a continuación:  El incremento de la disponibilidad de las centrales operativas existentes de baja disponibilidad es una medida de bajo costo que está completamente dentro de la capacidad de control de la empresa del servicio público que opera las centrales generadoras, y puede implementarse en un plazo muy corto;  El incremento de la capacidad de las centrales operativas existentes, que se han identificado con capacidad efectiva baja, también está completamente en el ámbito de control de la empresa del servicio público que opera las centrales generadoras de electricidad y puede implementarse en un plazo de tiempo muy corto. El costo del mantenimiento correctivo dependerá de los repuestos o de la construcción necesarios. Asimismo, puede abarcar la rehabilitación de las unidades que se han retirado del servicio o las que han sido sometidas a una reducción de la capacidad. No podrá determinarse el impacto en la capacidad añadida mientras no se hayan identificado las centrales con capacidad efectiva baja, las centrales candidatas para una rehabilitación, y la cuantificación de las potenciales mejoras;  La aceleración de la terminación de las centrales y las líneas de transmisión, que actualmente se están planificando o se encuentran en construcción, es una medida que se puede implementar inmediatamente pero cuyo impacto será de más largo plazo, según los cronogramas de construcción de cada uno de los proyectos. Esta medida depende también de la cooperación de colaboradores externos y puede incluir algún costo si se determina que los incentivos financieros son necesarios para acelerar los cronogramas;  La integración de la generación de apoyo en el pool de despacho para el período pico, mediante el ofrecimiento de PPA, depende de la cooperación de colaboradores externos y también está sujeto al costo de la sincronización del equipo y los relés de protección para cada generador que se conecte. Además, existe un costo agregado al combustible que muy probablemente sea el combustible diésel de alto costo. No obstante, el equipo de generación de energía ya está instalado y el cronograma se determinará en función del tiempo previsto para la instalación del equipo de interconexión requerido y el tiempo destinado a la negociación de los acuerdos. El impacto en la capacidad incrementada se desconoce hasta que se haya identificado la capacidad de la generación de apoyo evaluada como candidata y se haya cuantificado el costo de la interconexión;  El incremento de la disponibilidad de las centrales que utilizan bagazo para su operación después de finalizada la zafra de la caña de azúcar depende de la cooperación de colaboradores externos. El costo dependerá de las modificaciones identificadas en las calderas existentes y del costo del combustible alternativo. El cronograma dependerá del tiempo necesario para efectuar las modificaciones y negociar los acuerdos. Esta solución se limita a las regiones con centrales que utilizan bagazo para su funcionamiento; 81  La mejora del sistema de transmisión, mediante el agregado de baterías de condensadores para reducir las pérdidas en el sistema de transmisión e incrementar la capacidad operativa en megavatios de los generadores existentes, es una medida que está a cargo de la empresa del servicio público. El cronograma y el costo dependen del tamaño y de la cantidad de baterías de condensadores que se instalen. El incremento potencial de la capacidad se puede determinar a partir de los estudios de transmisión para identificar la ubicación y el tamaño de las baterías de condensadores que se instalarán;  La instalación de sistemas avanzados de medición para reducir las pérdidas no técnicas puede ser un programa en desarrollo con un aumento pequeño en los costos. La implementación de esta alternativa depende de la cooperación de los clientes de la empresa del servicio público. La implementación será probablemente gradual y los beneficios que se obtengan del mejor sistema de medición serán de largo plazo. No obstante, en un diseño de respuesta de emergencia, los pasos para la implementación de mejoras en el sistema de medición servirán para mejorar la resistencia general del sistema de electricidad;  La instalación de los motores de pistón de alta velocidad que operen con combustible diésel en forma temporal es una solución de cronograma corto pero con costos operativos altos. Los motores de pistón de alta velocidad, que son más eficientes que las turbinas de combustión, se pueden proveer en tamaños de unidades relativamente pequeñas e instalar en ubicaciones cercanas al sistema;  La instalación de barcazas arrendadas para la generación de energía, equipadas con motores de pistón o turbinas de combustión, requieren un cronograma más prolongado de entrega e instalación y utilizan combustible diésel de alto costo. Habitualmente, las turbinas de combustión tienen tamaños de unidad más grandes que los motores de pistón. La instalación de las barcazas para la generación de energía está sujeta a las ubicaciones en el agua que se han preparado para su conexión. Una ventaja de las barcazas para la generación de energía es la facilidad de reubicación o remoción cuando no se utilizan más, y  La instalación de centrales fijas con turbinas a gas (GT) de ciclo simple (SC) en un sitio preparado en tierra tiene un cronograma similar al de las barcazas para la generación de energía y tendrá los mismos costos operativos. La instalación de las turbinas a gas fijas puede ofrecer más opciones que las barcazas pero no tiene la ventaja de la fácil reubicación o remoción cuando no se las usa más. 207. Cada solución tendrá un costo de implementación y el costo puede ser por pagos de incentivos, costos de aceleración, costos de repuestos o el costo de capital para el proyecto. Con recursos limitados, es probable que deba asumirse un costo mínimo determinado para el programa general y para cada proyecto individual. En la Tabla 34, se muestra el costo mínimo según ciertos parámetros, con la información resaltada en amarillo y en diagonal para ilustrar gráficamente el concepto. 82 Tabla 34. La matriz de las características – El costo y el tiempo para implementar las diferentes alternativas Alto Turbina a gas de Diésel alta velocidad ciclo abierto Central generadora alquilado (OCGT) sobre con equipo usado barcaza – OCGT fija Medio Disponibilidad Construcción incrementada – acelerada utilizar bagazo Bajo capacitores de transmisión – Rehabilitación de Medición mejorada Generadores de instalación existente apoyo US$/kWh/tiempo 0-12 meses 12-18 meses Hasta 24 meses Fuente: elaboración propia. 208. Algunas de estas soluciones exigen tomar en consideración las excepciones para el cumplimiento de los requisitos ambientales. Se incluye un programa para dicha evaluación, con el propósito de asegurarse que se tengan en cuenta minuciosamente los lineamientos del Banco Mundial y las reglamentaciones locales. Tabla 35. La matriz de las características Plazo Acciones Costo y Orden Beneficios Consecuencias Riesgo corto fijo requeridas cronograma Costo de salidas del Costo bajo Obtener datos Mejora de la servicio de posible y Disponibilid sobre las confiabilidad mantenimiento 1 cronograma Bajo ad creciente limitaciones de del equipo mejoradas y repuestos corto, según disponibilidad existente para el mantenimiento solución correctivo Mejora de la operación del equipo existente Costo bajo Obtener datos Costo de repuestos o rehabilitación posible y Capacidad sobre las para el mantenimiento 2 de las unidades cronograma Bajo creciente limitaciones de correctivo o la retiradas del corto, según capacidad rehabilitación servicio o solución reducción de la capacidad Acelerar terminación Adelantamiento de centrales Determinar la del cronograma Costo de acelerar Costo de en efectividad de de los proyectos esfuerzos o incentivos incentivos, 3 Bajo construcción acelerar el o duración del para los contratistas y cronograma incluidas en cronograma proyecto dentro propietarios reducido el Plan de del cronograma Ampliación Obtener datos Costo de conexión del Utilización del Integración sobre la equipo, combustible de Costo bajo equipo 4 generación generación alto precio y cargos por posible y Bajo operativo en el sitio existente en el capacidad conforme al cronograma corto existente sitio PPA 83 Plazo Acciones Costo y Orden Beneficios Consecuencias Riesgo corto fijo requeridas cronograma Incrementar Costo de combustible y Obtener datos disponibilida Utilización del cargos por capacidad sobre los Costo bajo d de equipo conforme al PPA, costo 5 combustibles posible y Bajo centrales que operativo del equipo requerido alternativos cronograma corto utilizan existente para la conversión a aceptables bagazo combustible alternativo Reducción de las pérdidas del sistema de Agregado de Actualizar los transmisión y US$4,5 millones baterías de Costo de instalaciones 6 datos del sistema posible por 90 MVAR a Bajo condensador de capacitores de transmisión incremento de la 230 kV, 8 meses es capacidad MW de generadores existentes La experiencia Reducción de de Sudáfrica es Instalar Obtener precios, las pérdidas no Costo de de US$248 por sistemas cronograma de técnicas, y su implementación y 7 instalación. El Bajo avanzados implementación posible uso aceptación por parte de costo se puede de medición y datos técnicos para controlar la población alargar en el algunas cargas tiempo Costo alto, cronograma corto, Motores de Obtener precios Combustible de alto arrendamiento pistón de Implementación 8 y datos costo y precio del US$0,04 a Bajo alta rápida disponibles alquiler US$0,05/kWh velocidad más US$0,09/kWh combustible Costo medio y Barcazas cronograma corto arrendadas Combustible de alto para barcazas para costo y precio del usadas, generación Obtener precios Posibles alquiler o costos de US$500/kW a 9 de energía, o y datos agregados de Bajo compra, costo para US$700/kW; central fija disponibles gran capacidad preparar el sitio en el equipo fijo nuevo con turbina a muelle o en tierra US$650/kW a gas, ciclo US$850/kW para único ciclo único Posibles agregados de Garantía menor que Costo medio y Equipo Obtener precios gran capacidad , para equipo nuevo; cronograma usado 10 y datos reducción de cronograma de dependiente, Alto central disponibles riesgo de implementación remedio de corto generadora construcción y depende de la central plazo improbable operativo Excepciones aceptables del Obtener cumplimiento Costo mínimo y Depende información de requisitos; Limitaciones Deterioro del ambiente cronograma con de la sobre las posible Bajo ambientales en el corto plazo sujeción a la aplicación limitaciones agregado de la aplicación ambientales capacidad con centrales existentes Fuente: elaboración propia. 84 CAPÍTULO CUATRO RECOMENDACIONES PRÁCTICAS 209. Un gobierno o empresa de servicio público debe actuar rápidamente cuando es evidente que se producirá un déficit de electricidad. Se debe diseñar una estrategia de conservación de la electricidad en un plazo muy corto, desde horas a meses, para después implementarla. La clave para preparar un plan efectivo es contar con la información adecuada. 210. Los tres requerimientos principales de información son los siguientes:  Identificar el tipo de déficit de electricidad, es decir, la energía o la capacidad (qué tipo de ahorros se necesitan, ¿capacidad o energía?). La escasez de electricidad ¿está limitada a ciertos períodos pico? En caso afirmativo, ¿qué actividades lo provocan? Ejemplo: los calentadores de agua en línea ¿están causando un pico eléctrico a las 18:00 horas?  Estimar la probable duración del déficit de electricidad (¿cuánto durará la escasez de electricidad?) ¿Se está esperando una nueva planta generadora? ¿Una línea de transmisión?  Determinar el desglose del consumo de energía por uso final durante el período de escasez de electricidad (¿Quién consume la electricidad? o ¿qué aparatos consumen electricidad?) 211. El objetivo de la información reunida es permitir a las autoridades elaborar una lista de medidas y ahorros de energía para seleccionar los de mayor efectividad para una futura acción. 4.1 La identificación del tipo de déficit de electricidad 212. El objetivo de una estrategia de conservación de la energía lograda debe ser el ahorro de electricidad cuando hay una escasez real de electricidad. Cada crisis será única, pero la mayor parte de las crisis son producidas por un déficit en la capacidad pico o un déficit de energía (es decir, kilovatios o kilovatio-hora). En la práctica, la crisis evolucionará (o se dispondrá de más información). Lo que a primera vista parece ser un déficit en la capacidad pico puede transformarse rápidamente en un déficit de energía más amplio (o viceversa). Un déficit en el suministro de electricidad también puede obedecer a razones administrativas más que técnicas, como en el caso en que los generadores optan por no ofrecer energía o tratan de manipular el mercado. 213. Muchos programas de conservación de la energía tienen impactos en una u otra esfera, pero no en ambas. Por ejemplo, con frecuencia es posible reducir la energía pico postergando el bombeo de agua para el uso agrícola a los períodos que no son períodos pico. Esta medida reducirá el período pico pero no se ahorrará electricidad en absoluto (e incluso es probable que aumente el uso de la misma). Numerosos programas destinados a mejorar la eficiencia de los aparatos electrodomésticos, tales como los refrigeradores y los calentadores de agua eléctricos, ahorrarán electricidad pero tendrán un bajo impacto en la demanda pico. La identificación del tipo de déficit de energía 85 reducirá la lista de medidas razonables y simplificará el desarrollo de una estrategia de conservación de la energía. 214. Información requerida:  Tamaño del déficit. ¿En qué porcentaje supera la demanda de electricidad a la oferta?  Identificación de los momentos en los que ocurren los déficits de energía: hora del día, estación, sequía. O, ¿cuándo se espera que aparezca la escasez de electricidad en el futuro?  Curvas de carga (uso de la electricidad por hora) para los días típicos en las diferentes estaciones que habitualmente tienen una demanda de electricidad máxima y mínima (para evaluar el impacto de la iluminación, del calentamiento del agua, de la industria, de la cosecha, entre otros); y  El déficit de energía ¿incluye las reservas en giro (spinning reserves)? 4.2 La estimación de la probable duración del déficit de electricidad 215. Las estrategias para ahorrar electricidad funcionan mejor y con mayor prontitud cuando existe un término razonablemente claro para el déficit. En América Central, este momento puede suceder al finalizar la construcción (o la reparación) de una central generadora o la construcción de una línea de transmisión. La duración probable del déficit de electricidad definirá la estrategia de implementación, a fin de reducir la demanda. Un déficit del 20 por ciento, que se prolongue durante varios meses, requerirá intervenciones diferentes comparado con un déficit que dure solamente una tarde. En general, será posible contar con más incentivos financieros y mejoras tecnológicas para enfrentar las crisis que tengan un período más prolongado de aviso anticipado o de duración. La información requerida incluye:  La predicción de la fecha probable en que se pondrá término al déficit crítico de electricidad (y el evento que señalará el final de dicho déficit), y  El grado de probabilidad de que la crisis continuará o evolucionará en algo diferente. 4.3 El establecimiento del desglose del consumo de energía por uso final durante el período del déficit de energía 216. Es difícil ahorrar electricidad que no fue utilizada inicialmente, pero eso es justamente lo que se podría hacer de existir siquiera alguna información (aunque no sea completa) sobre cómo y cuándo se usó la electricidad. El enfoque más confiable es realizar encuestas detalladas a los clientes, incluyendo el control del uso final de la energía, las encuestas de carga, las encuestas de saturación de aparatos electrodomésticos, y otros instrumentos para reunir información. También es importante conocer quiénes son los grandes clientes. El sistema de suministro de agua y el tratamiento de aguas residuales, por ejemplo, utiliza aproximadamente el 1 por ciento de la electricidad de Tokio. En California, las empresas de servicios públicos (en cooperación con la Comisión de Energía del Estado de California) desarrollaron encuestas de carga entre cientos de clientes. Esto, conjuntamente con las encuestas de saturación de aparatos 86 electrodomésticos, proporcionó a los funcionarios a cargo de la planificación en California un marco claro sobre los usos finales más importantes de la electricidad. 217. La recolección de datos y la compilación e interpretación de dicha información pueden requerir años de trabajo. En el mejor de los casos, la recolección de datos debe ser una actividad periódica (y quizás sea este el caso en Costa Rica). En América Central, la información confiable y actualizada es escasa o inexistente pero aunque esta provenga de datos limitados o incompletos puede dar cabida a cambios importantes. 218. Información requerida:  ¿Cuánta electricidad consume cada sector? a) Residencial; b) Comercial; c) Industrial; d) Agrícola (¿riego? ¿molienda?); e) Público (edificios e instalaciones del gobierno), y f) Ciertos servicios con consumos inusitadamente altos (por ejemplo, los hoteles en las zonas turísticas).  ¿Qué aparatos electrodomésticos y equipos son responsables de ese consumo? y ¿en qué medida? En el mejor de los casos, estos datos serán brutos. Si en alguno de los países de América Central se ha realizado cualquier encuesta sobre el uso final de la energía, entonces, podría aplicarse en los demás países. Los principales usos finales de la energía son: a) La iluminación (residencial, comercial, de calles); b) El calentamiento del agua; c) Las estufas; d) Los televisores; e) La refrigeración; f) El bombeo de agua y el tratamiento de aguas residuales; g) La industria (incluyendo la minería), y h) Otros. 219. Asimismo, es fundamental conocer las características técnicas de los usuarios finales. Por ejemplo, la mayoría de las duchas en línea ¿son de 2 kW y se calientan por resistencia? O la mayor parte de la iluminación residencial y comercial ¿se realiza utilizando lámparas fluorescentes compactas? También es útil compilar datos sobre los clientes que tienen contratos con precio fijo a largo plazo. Estos usuarios –por lo general, industrias intensivas en el uso de la electricidad– pueden decidir si conviene cerrar sus operaciones de forma temporal y revender la electricidad en el mercado spot, o si el aumento en los precios basta (y si sus contratos lo permiten). Es difícil compilar y tabular estos contratos porque cada uno es único y muchos de ellos son confidenciales. 87 4.4 El establecimiento de potenciales medidas específicas para determinar el precio de la electricidad 220. El indicador relativo al precio de la electricidad es el medio más importante para informar a los consumidores de que existe un déficit de electricidad. Los precios de la electricidad deben subir para reflejar el déficit, y la mayoría de las empresas de servicios públicos ya tienen tarifas de electricidad que pueden ser objeto de modificaciones o programas de respuesta a la demanda para explotar esa elasticidad del precio. Estos programas también aportan indicios claves sobre la forma en que responderán los clientes de otras categorías ante precios más elevados. 221. Lamentablemente, para muchos grupos de clientes existen barreras para aumentar rápidamente los precios de la electricidad. Estas barreras son originadas por demoras de tipo regulatorio, barreras técnicas relacionadas con los medidores y los procedimientos de lectura del medidor, y la incertidumbre en torno al precio real de la electricidad durante el déficit. Por ejemplo, la mayoría de las empresas públicas en América del Norte y el Japón realizan la lectura de los medidores residenciales una vez por mes. Si se espera que la duración del déficit de electricidad sea inferior a un mes, la respuesta provocada por los precios altos puede ser un factor poco alentador para la conservación de la energía. Por lo tanto, es esencial determinar las limitaciones de tipo técnico e institucional que puede enfrentar el uso de precios más altos para desalentar el consumo. 4.5 La elaboración de una lista clasificada de medidas 222. Existe una amplia gama de medidas de conservación de la electricidad sobre la base de cambios en materia de comportamiento y mejoras técnicas a nivel de eficiencia (o ambos). Sin embargo, por lo general existen recursos para promover solo una pequeña fracción de dichas medidas. Entre los factores que deben tenerse en cuenta para la clasificación de medidas se encuentran:  Las características del déficit de electricidad: el monto de la conservación requerida, la duración y el aviso anticipado;  Los sectores-objetivo, es decir, el residencial, el industrial, el comercial, o el agrícola;  La combinación apropiada de los cambios en el comportamiento y de mejoras técnicas, y  El personal y los fondos disponibles para implementar los programas. 223. Esta constituye la parte más difícil del proceso, dado que se requiere información de muchas fuentes diferentes. Asimismo, la clasificación exige juicios subjetivos, por ejemplo, con respecto a la estimación del impacto de las campañas destinadas a modificar el comportamiento de los consumidores. Esto, a su vez, dependerá de la opinión pública con relación al déficit de electricidad, la voluntad del público participante, y la credibilidad del grupo que promueve la conservación de la energía. En la práctica, los encargados de la formulación de políticas dispondrán de tiempo limitado para elaborar una lista compuesta solo por unas pocas medidas. Por ello, la preparación anticipada es de suma importancia. 88 224. La clasificación de las medidas según su relación costo-beneficio sirve para definir los órdenes de magnitud y ajustar las expectativas. Como se puede apreciar en el Recuadro 4, entre las seis medidas descritas en los capítulos precedentes la medida más rentable es, de lejos, el reemplazo de bombillas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas. Dicha medida tiene costos seis veces inferiores a la alternativa siguiente en la clasificación. Las demás alternativas de reemplazo de aparatos electrodomésticos se ubican en el cuarto y sexto lugar con costos que, bajo los supuestos dados, no difieren mucho de los costos de ampliación del sistema de generación de electricidad. 4.5.1 Medidas institucionales que deben tenerse en cuenta 225. El marco institucional del sector eléctrico es un elemento clave para el diseño y la implementación de una estrategia de respuesta a una crisis eléctrica. 226. La experiencia internacional analizada en las secciones precedentes pone de manifiesto que los países que tienen una fuerte tradición de eficiencia energética se han adaptado mejor a las crisis eléctricas. California, por ejemplo, pudo implementar más de 200 programas diferentes para responder a la crisis. Una estrategia de eficiencia energética de largo plazo en marcha puede ser de gran utilidad para diseñar y poner en práctica una respuesta efectiva y eficiente ante una crisis de generación de electricidad. 227. Las medidas institucionales específicas que deberán tomarse en consideración son:  Hacer cumplir las restricciones a las importaciones de productos que son ineficientes en cuanto al uso de la energía, y desarrollar la asistencia regional sobre la información del consumo de energía de los equipos y las normas aduaneras;  Fortalecer la recolección de datos sobre la demanda de energía: encuestas residenciales de aparatos electrodomésticos, y monitoreo, entre otros, y  Desarrollar programas de ahorro de energía orientados a los principales usuarios de electricidad. 89 Recuadro 4 – Comparación del costo de agregar medidas para el suministro de electricidad con los ahorros resultantes del reemplazo de aparatos electrodomésticos A fin de contar con datos comparables, se considera una tasa de descuento del 15% en todos los casos, al igual que con las alternativas de generación de electricidad. Para el reemplazo de refrigeradores se toma en consideración una vida útil de 15 años, ahorros anuales de 569 kWh (reemplazo de un refrigerador de mediados de la década de 1980 por un refrigerador nuevo eficiente) y un costo de US$500. Para el reemplazo por LFC se consideran ahorros de 32,8 kWh/año (30 vatios por lámpara utilizada 3 horas por día los 365 días del año), una vida útil de 5 años y un costo de US$2,5. Para la ducha eléctrica se prevén ahorros de 221 kWh/año a un costo de US$208 y una vida útil de 10 años. Con base en estos datos, se calcula el costo nivelado del reemplazo (véase la Tabla 1). Tabla 1– Costo nivelado del reemplazo de aparatos electrodomésticos Duchas Refrigerador LFC eléctricas Ahorro (kWh/año) 569 32.85 221.4 Costo (US$) 500 2,5 208 Vida útil (años) 15 5 10 Costo nivelado (kWh/US$) 0,150 0,023 0,187 Fuente: elaboración propia. El costo nivelado para cada alternativa se estima como el costo marginal de comprar, instalar y mantener el dispositivo eficiente dividido por su flujo descontado de ahorros. Los resultados para cada aparato electrodoméstico –en US$/kWh– se muestran en la última fila. En la actualidad, estos costos pueden compararse con los costos totales de las diferentes alternativas de generación de electricidad. En la Tabla 2, se presenta la clasificación sobre la base del aumento en los costos de generación y los costos nivelados de reemplazo. Tabla 2– Clasificación de costos nivelados Alternativa US$/kWh LFC 0,023 Planta fija GT, SC 0,139 Planta GT sobre barcaza 0,147 Reemplazo refrigerador 0,150 Diésel alta velocidad 0,151 Ducha eléctrica 0,187 Fuente: elaboración propia. Estos resultados son muy sensibles a los supuestos considerados. Tanto los precios de los combustibles como la tasa de descuento y los precios de las alternativas individuales tendrán impactos significativos en los costos totales y en la clasificación relativa. Los precios de los combustibles constituyen un elemento clave porque representan una participación muy importante de las alternativas para la generación de electricidad, mientras que no forman parte de los costos de los aparatos electrodomésticos eficientes. Por ejemplo, un incremento del 50% en los precios de los combustibles redundaría en tecnologías de generación más costosas que el programa de reemplazo de los aparatos electrodomésticos. Las externalidades ambientales no se incluyeron en el cálculo y, probablemente, tiendan a pesar más en los costos de los agregados de generación de electricidad, en contraste con las medidas relativas a la demanda que no implican emisiones adicionales. 90 Anexo 1 – Estudio de caso: Chile 1. Antecedentes En el período 1990-2003, el crecimiento promedio anual del PIB (5,8 por ciento) estuvo acompañado por un crecimiento del 5 por ciento del consumo total secundario de energía y, en este sentido, el incremento de la energía eléctrica fue del 8,2 por ciento. Aun cuando en la década de 1990 se implementaron una serie de iniciativas de eficiencia energética,20 no fue sino hasta diciembre de 2005 que el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción emitió la Resolución N° 336 mediante la cual se creó la Comisión del Programa País de Eficiencia Energética. El principal objetivo de esta Comisión es asesorar a cada uno de los ministerios sobre las acciones, los planes, las políticas y las medidas de eficiencia energética. 2. La crisis energética del período 2007-2008 Tres factores importantes contribuyeron a la crisis:  La crisis energética de Chile en el período 2007-2008 tuvo su origen en una sequía y en la interrupción de las importaciones de gas provenientes de Argentina. En 2007, la recepción de gas promediaba tan solo el 9 por ciento de los 25 millones de pies cúbicos diarios contratados. La falta de gas forzó el uso de diésel, incrementando los costos de mantenimiento y la tasa de deficiencias en las centrales térmicas duales;  En el período 2007-2008 una sequía hizo caer la capacidad del reservorio al 38 por ciento de su nivel máximo. En 2006, las centrales hidroeléctricas generaron el 70 por ciento de la energía mientras que, en 2007, la participación cayó al 53 por ciento;  Las fallas en las principales centrales generadoras: Nehuenco (11 meses); Unidad U-16 (2 meses), y Gas Atacama Ciclo Combinado 2 (12 meses, parcial). El Gobierno implementó las siguientes medidas para hacer frente a los incrementos de precios:  La estabilización de los precios de combustibles, mediante la inyección de US$1.260 millones en el Fondo de estabilización de precios de combustibles;  La reducción temporal del impuesto específico a la nafta;  El subsidio a la electricidad para el 40 por ciento más vulnerable de la población (reducción directa en la factura de electricidad);  El Programa nacional de reemplazo de lámparas de luz de 2009; y 20 En el marco de la Comisión Nacional de Energía, se creó una unidad de trabajo llamada “Uso Eficiente de la Energía”, con el propósito de implementar el “Programa Nacional de uso eficiente de la energía” que fue financiado con fondos internacionales. En este contexto, se desarrollaron varias iniciativas para fomentar la eficiencia energética en distintas esferas del consumo de energía, especialmente los programas piloto y los proyectos demostrativos. Por otra parte, se dio prioridad a los progresos realizados en relación con las tareas legislativas de tipo regulador y en el sector sobre la ejecución de proyectos individuales. 91  Los subsidios monetarios para las familias pobres. Entre las medidas adoptadas para evitar los apagones se encuentran:  La medición horaria pico, incluida en abril;  El Decreto de racionamiento (reducción del voltaje – reservas hídricas);  Las campañas para ahorrar energía (Sigue la Corriente, Ahorra Ahora, Gracias por Tu Energía);  La ampliación del horario de ahorro de luz de día;  La flexibilización en el uso del agua para la generación de energía;  La instalación de turbinas y motores de apoyo;  La conversión de turbinas de ciclo combinado para permitir su funcionamiento con diésel;  La inversión en la logística diesel; y  Las ofertas financieras por parte de los generadores para la reducción del consumo de los clientes regulados y los acuerdos celebrados con clientes no regulados. Gracias a estas medidas no hubo interrupciones en el suministro de electricidad ni en el suministro de gas a los consumidores residenciales y comerciales. Se mitigaron los incrementos en los precios nacionales resultantes de las fluctuaciones internacionales de precios y las familias de bajos ingresos recibieron apoyo para hacer frente a precios más altos. A fin de asegurar la estabilidad en el largo plazo y el funcionamiento del sector eléctrico, el Gobierno de Chile adoptó medidas destinadas a fortalecer el papel del sector público en el sistema eléctrico. Se creó un nuevo Ministerio de Energía a cargo de la política, los planes y las regulaciones del sector. El personal del citado ministerio se incrementó en un 146 por ciento desde 2007 (de 62 por ciento a 153 por ciento en 2009) y el presupuesto institucional se quintuplicó (de US$9.097.433 a US$47.720.193). 3. El Programa País de Eficiencia Energética (PPEE) 3.1 La estrategia general El objetivo estratégico consiste en construir y consolidar un Sistema Nacional de Eficiencia Energética con la participación activa de todos los actores nacionales de este ámbito. Esta estrategia se basa en los siguientes principios:  El compromiso de largo plazo;  La implementación simultánea de iniciativas y proyectos, con la participación de todos los sectores y actores para crear suficientes sinergias que permitan los cambios tecnológicos, culturales y de gestión necesarios;  La coordinación política y técnica de alto nivel; 92  La integración de objetivos económicos, energéticos, ambientales y sociales;  La implementación flexible; y  La combinación de instrumentos regulatorios, educativos y de promoción. El Programa se basa en tres principios fundamentales: a) La cooperación y la participación público-privada: el Ministerio de Economía, una institución suprasectorial, está a cargo del programa. Por otra parte, se creó el Comité de Notificaciones con el propósito de lograr la participación activa de todos los sectores y actores pertinentes, así como el Consejo Asesor,21 a cargo de asesorar la estrategia general del PPEE, las cuestiones presupuestarias y la forma de obtener apoyo para el programa, tanto del sector privado como internacional. b) La combinación de instrumentos de política, de fomento, educativos (incluyendo instrumentos de tipo educativo, capacitación y conocimiento social) y reguladores. Ninguno de estos instrumentos prevalece sobre el otro. c) Las medidas de alto impacto y altamente rentables: la selección o combinación de estas medidas debe centrarse en hacer que la eficiencia energética sea apreciable y una fuente evidente de energía. Durante 2005, el PPEE –junto con 100 actores– diseñaron el Sistema Nacional de Eficiencia Energética que se incluyó en un plan de acción. Este sistema comprende trece cursos básicos de acción independientes, a saber:  La política nacional de eficiencia energética y el estado institucional;  La creación de una cultura de eficiencia energética;  El marco legal y regulatorio de la eficiencia energética;  El Sistema nacional de supervisión y control de la eficiencia energética;  El Sistema de certificación de la eficiencia energética;  Los instrumentos de eficiencia energética para el fomento y los incentivos económicos, impositivos y financieros;  La incorporación de mecanismos internacionales de eficiencia energética;  El programa y la política de eficiencia energética del sector para viviendas, edificios y la construcción;  El programa y la política de eficiencia energética del sector para el transporte;  El programa y la política de eficiencia energética del sector para uso industrial (minería, agricultura y comercio);  El programa y la política de eficiencia energética del sector sobre la transformación energética; 21 El Consejo está compuesto por expertos académicos (8 como mínimo y 12 como máximo) provenientes de los sectores público y privado. 93  El programa y la política de eficiencia energética del sector para el sector público; y  Los adelantos tecnológicos en términos de eficiencia energética. 3.2 Los cursos de acción El PPEE está dividido en cinco esferas esenciales y dos transversales. Cada una de estas promueve diferentes proyectos, iniciativas y políticas de fomento en relación con la eficiencia energética. Las áreas técnicas son el sector público, que incluye los subsectores de alumbrado público, aparatos electrodomésticos, construcción y vivienda, e industria y minería. Los sectores de la educación y las regiones son transversales y cruzan todas las otras áreas del programa. Cada una de estos ámbitos prepara estrategias de intervención basadas en la participación de la mayoría de los actores pertinentes, así como estrategias para la evaluación técnica y económica del consumo de energía de los distintos sectores, el ahorro o el potencial de mejoras de la eficiencia energética, y las posibilidades técnicas, legales e institucionales disponibles. a) El sector público De acuerdo con un estudio publicado por la Comisión Nacional de Energía en 2005, el sector público representa el 1 por ciento del consumo total de energía. Pese a su bajo potencial en términos de eficiencia energética, se trata de un sector estratégico en el marco del PPEE, dado el papel ejemplar que representa en la sociedad. Los cinco principios fundamentales de este sector son: (i) los criterios de eficiencia energética para las adquisiciones por parte del Gobierno; (ii) los criterios de eficiencia energética para la construcción de edificios públicos; (iii) el mantenimiento y la reconversión de instalaciones construidas; (iv) la gestión del ahorro y los incentivos para el ahorro; y (v) la eficiencia energética en el reemplazo y ampliación del alumbrado público. Se realizan las siguientes actividades:  La adquisición de eficiencia energética: los criterios de eficiencia energética se incorporan en las adquisiciones del Gobierno mediante el programa “Chile Compra”, cuando se realiza la licitación pública22 ;  Un programa de capacitación permanente con información pertinente23 para los compradores del Gobierno;  Construcciones basadas en criterios sostenibles: el desarrollo del proyecto preliminar “Diseño de construcción sostenible para el nuevo aeropuerto de Temuco en la IX Región”. Se determinó un ahorro del 42 por ciento comparado con el consumo del aeropuerto de Concepción; 22 Un estudio del PPEE realizado en 2005 concluyó que se puede ahorrar 39,2GWh/año, incorporando criterios de eficiencia energética para la adquisición de artefactos eléctricos mediante el programa “Chile Compra”. 23 Publicación de manuales diseñados por expertos en eficiencia energética de la Universidad de California en Berkeley y la Fundación Chile. 94  Las regulaciones de eficiencia energética aplicables a las obras públicas y su mantenimiento: desde 2006, el Ministerio de Obras Públicas ha llevado a cabo un estudio sobre la incorporación de criterios de eficiencia energética en las obras públicas y su mantenimiento, a fin de determinar las regulaciones de referencia para el sector público de infraestructura y crear una base para la generación de proyectos de obras públicas de eficiencia energética;  La eficiencia energética en los hospitales públicos: se preparó un proyecto piloto público-privado de cooperación, con la participación del Ministerio de Salud y el Ministerio de Economía, varios hospitales públicos, DALKIA (empresa proveedora de energía), y la Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ), empresa alemana de cooperación técnica. El objetivo de este proyecto es introducir el modelo de contratación de energía o adquisición a terceros mediante los proveedores de servicios profesionales en el sector público;  La optimización de recursos energéticos: la Dirección de Presupuestos (DIPRES) participa en el plan de “Diseño y propuesta básica de un sistema de eficiencia energética para el Programa de Mejoramiento de la Gestión (PMG) en el sector público”. Su propósito es identificar los incentivos económicos de manera que distintos servicios y organismos gubernamentales optimicen sus recursos energéticos, así como el diseño, la justificación y la integración de dichos incentivos en un sistema de gestión destinado al uso eficiente de la energía en la Administración Pública, de acuerdo con las directrices del PMG y de conformidad con la implementación de la norma ISO 9001:2000;  La eficiencia energética en el edificio de Teatinos 120: en 2006, de acuerdo con un diagnóstico de eficiencia energética establecido en el edificio del Gobierno ubicado en Teatinos 120, se reemplazaron los artefactos de iluminación y se cambió la configuración de las computadoras. Al 31 de marzo de 2007 se había logrado el siguiente progreso: el cambio de los artefactos de iluminación (52 por ciento) y la modificación de la configuración de las computadoras (94 por ciento). El cumplimiento del 100 por ciento de estas dos medidas se traduciría en un ahorro del 6 por ciento en el consumo total de energía eléctrica. Asimismo, se designó a personas responsables, quienes recibieron capacitación sobre cada uno de los servicios del edificio. Sobre la base de esta experiencia, durante el año 2008 el PPEE y el Programa de Edificios Públicos de la Dirección de Presupuestos implementaron un amplio programa de gestión de la energía en los edificios del Gobierno; y  El alumbrado público: A fines de 2005, se firmó el Acuerdo de Cooperación Interinstitucional sobre eficiencia energética para el alumbrado público. A fin de cumplir con el propósito de dicho acuerdo, se realizó una encuesta sobre el alumbrado público; se sugirió una regulación nacional basada en criterios de eficiencia energética y se redactó un manual de alumbrado público. 95 b) Los aparatos electrodomésticos En el marco del área técnica de los aparatos electrodomésticos, el PPEE coordina las iniciativas para la creación de un Sistema Nacional de Etiquetado de Eficiencia Energética para los aparatos electrodomésticos. Una de las principales iniciativas es la implementación del Programa Nacional de Certificación y Etiquetado de Eficiencia Energética (P3E), que se puso en marcha en 2005 para las bombillas y los refrigeradores. Estos aparatos electrodomésticos fueron seleccionados con base en el Censo de 2002 y un estudio desarrollado en 2005 por la Comisión Nacional de Energía (CNE), que demostró que aproximadamente el 60 por ciento del consumo de electricidad en las zonas residenciales es generado por esos dos aparatos electrodomésticos. c) La construcción y la vivienda El consumo de energía de las zonas residenciales –incluidos la vivienda, los negocios y las oficinas– representa el 28 por ciento del consumo total de energía del país. En este sector, la energía se usa principalmente para la calefacción, para hervir agua y para cocinar. A los fines de reducir el consumo de energía en este sector, el PPEE promueve una serie de proyectos e iniciativas para consolidar una reducción del 0,9 por ciento en el uso de la energía. Más específicamente, el Ministerio de Vivienda y Urbanismo (MINVU) definió las regulaciones para el acondicionamiento térmico de las viviendas. d) La industria En el sector industrial, los cursos de acción del PPEE se centran en la reducción de los costos de producción, el cumplimiento de los requerimientos ambientales, la reducción de la dependencia energética, y el mejoramiento de la competitividad general mediante la eficiencia energética. El sector industrial tiene un potencial enorme. Según un estudio preparado por la CNE en 2004, el potencial aprovechable destinado al sector industrial chileno se redujo entre un 1,9 por ciento y un 4,5 por ciento de la intensidad anual de la energía prevista para un período de 10 años. La estrategia del PPEE para el sector industrial comprende componentes transversales y específicos. Los primeros se refieren a las medidas, actividades y proyectos aplicables a todo el sector industrial. Dos elementos principales en la estrategia transversal son el Programa de Preinversión en Eficiencia Energética (PIEE) de la CORFO, que se puso en marcha a fines de 2006, y el Premio a la Eficiencia Energética otorgado junto con la Confederación de la Producción y del Comercio de Chile (CPC) a cada uno de sus sectores desde el año 2005. A través del PIEE, se puede financiar conjuntamente hasta el 70 por ciento de los servicios de consultoría de energía contratados por las empresas. Para garantizar la competencia de los consultores, se creó un Registro de consultores en eficiencia energética que consta de 21 consultores certificados. 96 e) La minería En términos energéticos, la última encuesta realizada por la CNE pone de manifiesto que el sector de la minería representa el 35 por ciento del consumo de energía eléctrica. Uno de los objetivos del PPEE para este sector es la ejecución de acuerdos en el marco de la iniciativa del sector minero sobre la energía limpia. Se realizan las siguientes actividades:  La Iniciativa Minera por la Energía Limpia (IMEL): su objetivo es incrementar el uso de fuentes de energías renovables no convencionales (ERNC) y la eficiencia energética. La IMEL funciona a través de la ejecución de acuerdos voluntarios;  El Premio a la Eficiencia Energética; y  Un estudio de caracterización para las empresas mineras de pequeña y mediana escala, actualmente en desarrollo. Sus resultados promueven el Acuerdo de Producción Limpia firmado por el sector a fines de 2006, y se traducirán en estrategias específicas para este segmento del sector. Para el año 2010 se han definido las siguientes metas: (i) contar con información básica para el sector minero; (ii) homogeneizar los criterios sobre medición del consumo de energía en el área, y (iii) consolidar un incremento de la eficiencia energética en la producción minera nacional. f) La educación Para el PPEE, la educación es una de los principales temas para la consecución de los objetivos y las metas establecidos. En ese sentido, el PPEE –con el apoyo del Ministerio de Educación y la Comisión Nacional del Medio Ambiente (Conama)– desarrolla actividades en las universidades y las instituciones educativas de nivel elemental y superior bajo el Sistema Nacional de Certificación Ambiental de Escuelas, con la finalidad de implementar uno de los lineamientos pertinentes del Sistema Nacional de Eficiencia Energética (SNEE). 97 Anexo 2 – Estudio de caso: Cuba 1. Antecedentes La situación del sector eléctrico en Cuba durante 2004 y 2005, antes de la Revolución Energética, mostraba las siguientes características:  gran cantidad de aparatos electrodomésticos ineficientes en las viviendas cubanas;  el consumo de keroseno para uso culinario por parte del 85 por ciento de la población;  tarifas de electricidad residenciales que no promocionaban el ahorro;  una cultura pobre en materia de ahorro de energía, tanto en el sector residencial como en el sector público;  una generación base de electricidad con centrales termoeléctricas grandes e ineficientes, con un promedio de 25 años de operación, 60 por ciento de disponibilidad, fallas frecuentes, y altos consumos propios;  apagones frecuentes: en 2004 se registraron apagones superiores a 100 MW en 188 días; en 2005, se registraron 224 días de apagones; y  un alto porcentaje de pérdidas en las redes de transmisión y distribución. 2. La Revolución Energética y las transformaciones del Sistema de energía eléctrica Las dificultades mencionadas con anterioridad condujeron al diseño de una estrategia para el desarrollo de un sistema de energía eléctrica más eficiente. La estrategia seleccionada consistía en tomar medidas relativas a la oferta y a la demanda. Se establecieron dos objetivos: (i) la mejora del sistema de energía eléctrica mediante el incremento de la capacidad instalada de generación y la reducción de pérdidas en las redes de transmisión y distribución; y (ii) el desarrollo de una cultura de ahorro de energía entre la población. Se determinaron los siguientes cursos de acción con el propósito de alcanzar los objetivos siguientes:  La adquisición y la instalación de equipos de generación de electricidad más seguros y eficientes;  El incremento del uso del gas para la generación de energía;  La restauración de las redes de transmisión y distribución;  La promoción de un programa intensivo de investigación y desarrollo sobre el uso de fuentes de energías renovables, principalmente, la energía eólica y la energía solar; y  La implementación de un programa de ahorro de energía y del uso eficiente de la energía. 98 3. Los programas 3.1 La demanda A fin de coordinar y poner en práctica exhaustivamente todas las acciones relacionadas con la eficiencia energética, se creó un grupo asesor para identificar los proyectos de ahorro de energía en todos los sectores de la economía. Este grupo asesor estuvo a cargo de los subgrupos de trabajo siguientes:  Aire acondiconado y enfriamiento;  Producción de calor;  Edificios;  Automatización;  Pérdidas de electricidad;  Fuerza motriz (motores eléctricos);  Iluminación;  Sectores residencial, comercial y de servicios;  Auditorías e inspecciones técnicas;  Sector industrial; y  General La estrategia definida para el ahorro de energía abarcó los siguientes cursos de acción:  La implementación de un sistema de normas y etiquetado de eficiencia energética;  El diseño de un marco legal para la promoción de un uso racional y eficiente de la energía en Cuba;  La modificación de la tarifa de electricidad en el sector público;  El fortalecimiento de las empresas de servicio eléctrico;  Los proyectos de automatización en los sectores industrial y comercial;  La instalación de baterías de condensadores para los clientes con bajo factor de potencia;  El reemplazo de motores ineficientes en el sector industrial;  El uso eficiente del aire acondicionado, de producción de calor y de sistemas de enfriamiento;  El incremento en el uso de la cogeneración de energía;  El mejoramiento de la aislación térmica en edificios e industrias;  La aplicación obligatoria de la norma NC 220 en todos los edificios nuevos; 99  La certificación de la eficiencia energética de los proyectos nuevos durante el proceso de inversión;  Una mayor promoción del uso de equipos con eficiencia energética en el sector residencial, por ejemplo, los calentadores solares; y  El desarrollo de una estrategia de comunicaciones. Dichos cursos de acción se implementaron en el sector energético, a través del Programa de Ahorro de Energía en Cuba (PAEC). 3.2 Programa de Ahorro de Energía en Cuba (PAEC) Los objetivos del PAEC son los siguientes:  Reducir la demanda máxima del sistema y la tasa de crecimiento del consumo anual de acuerdo con las metas definidas;  Desarrollar mejores hábitos del uso de la energía en las nuevas generaciones para fomentar el uso racional de la energía y la protección ambiental, y  Desarrollar normas y una política de precios que garantice la eficiencia energética de todos los aparatos electrodomésticos nuevos utilizados en el país. a) El programa está organizado en diferentes grupos de trabajo: i. El Grupo de Normalización y Etiquetado realiza las siguientes actividades:  El Programa de Normalización y Etiquetado;  El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL);  La página web del PAEC;  La adquisición y la importación de equipos de gran eficiencia energética;  El desarrollo de productos nuevos;  La implementación (adquisición y distribución); y  La introducción de equipos de gran eficiencia energética. ii. El Grupo de Orientación y Motivación al Ahorro realiza las siguientes actividades:  El Programa de Ahorro de Energía en el Ministerio de Educación (PAEME);  La capacitación;  La promoción;  El trabajo con las Organizaciones de Masas; y  El aseguramiento. 100 iii. El Grupo de Regulación y uso eficiente de la Energía Eléctrica tiene como objetivo asegurar el cumplimiento de las medidas excepcionales destinadas al ahorro de energía y la modificación de las cargas fuera de horas-pico. Sus actividades principales consisten en regular la demanda y el consumo de electricidad en las empresas líderes del país y proveer servicios de consultoría relacionados con cuestiones energéticas. El Grupo se dedica fundamentalmente a desarrollar un mayor grado de conocimiento sobre el uso eficiente de la energía. b) Como resultado de las acciones definidas en el PAEC, los siguientes programas se encuentran en marcha: i. Programa de Normalización y Etiquetado: Este programa lo desarrolla el PAEC junto con la Oficina Nacional de Normalización (ONN), el Ministerio del Comercio Interior (MINCIN) y el Ministerio del Comercio Exterior y la Inversión Extranjera (MINCEX). El propósito del programa es introducir las reglas, límites, normas de ensayos y etiquetas de eficiencia energética. Los productos seleccionados durante la primera etapa del programa fueron los refrigeradores y los congeladores residenciales; los motores eléctricos de inducción; los ventiladores eléctricos residenciales, y las lámparas fluorescentes. ii. Programa para el uso racional de la energía en el sector residencial Este es un programa que se desarrolla en todo el país, dirigido y financiado por el gobierno nacional. A través del Programa de Trabajadores Sociales los aparatos electrodomésticos ineficientes son reemplazados por equipos de buena eficiencia energética. iii. Programa para el uso racional de la energía en el sector público En el sector público se reemplazaron más de 100 bombas de agua ineficientes por cañerías de agua eficientes y sistemas de alcantarillado, y más de 500.000 tubos fluorescentes de 40 W y balastros electromagnéticos fueron reemplazados por tubos fluorescentes de 32 W y balastros eléctricos. Se implementó un proyecto especial para regular la demanda y distribuir la carga entre 1.720 servicios seleccionados (grandes usuarios). Las acciones que se desarrollaron en relación con estos servicios fueron las siguientes:  200 supervisiones de energía;  La introducción del Programa de Gestión de Eficiencia Energética;  El diseño y control de programas de consumo de electricidad; y 101  La capacitación del personal a cargo del control de la energía y las inspecciones subsiguientes para verificar los resultados. Como resultado de todas estas acciones, si bien el consumo de energía eléctrica en toda la economía aumentó un 7,5 por ciento de 2006 a 2007, en el sector público ese crecimiento fue del 4 por ciento y en los servicios seleccionados fue solo del 1,2 por ciento. Estos servicios representan el 45,6 por ciento del consumo público. La intensidad eléctrica en el sector público cayó de 0,16 GWh/MMP en 2005 a 0,13 GWh/MMP en 2008. iv. Programa de comunicación La estrategia para la política de comunicaciones de eficiencia energética se centra en la población en general y en las organizaciones de masas. Los medios de comunicación seleccionados son la prensa, la radio, la televisión, los carteles en las avenidas, los debates en los barrios, las conferencias y los festivales. v. Programa de Ahorro de Energía en el Ministerio de Educación (PAEME) El PAEME es el programa ejecutado por el PAEC y el Ministerio de Educación, su objetivo principal consiste en contribuir al desarrollo de una actitud civil más responsable en la generación actual y en las generaciones futuras (a través del Sistema Nacional de Educación). Asimismo, contribuye a la sensibilización de la necesidad de usar racionalmente la energía eléctrica y ahorrarla, protegiendo al mismo tiempo el medio ambiente. Las metas específicas del programa son:  Promover medidas para el ahorro de energía y su uso racional, y divulgar los coeficientes de consumo de los aparatos electrodomésticos;  Contribuir a que los profesores, los estudiantes y las familias en general conozcan, apliquen e incrementen el uso de fuentes de energías renovables, y  Analizar los documentos reguladores vigentes y aplicarlos a las distintas lecciones de ahorro de energía incluidas en los planes de estudio del proceso educativo. 102 Anexo 3 – Estudio de caso: Sudáfrica 1. Antecedentes En Sudáfrica, el uso de la electricidad por parte de los consumidores sigue un patrón particular. La población consume más electricidad en la mañana (de 7.00 horas a 10.00 horas), luego el consumo se reduce para aumentar nuevamente al final de la tarde (de 18.00 horas a 21.00 horas). Esto genera una carga en los recursos eléctricos nacionales, ya que Eskom necesita generar significativamente más electricidad para atender las necesidades del consumidor durante períodos relativamente cortos. Desde sus inicios en 1991, mediante investigaciones, estudios piloto y tarifas basadas en el tiempo de uso de la electricidad, el DSM de Eskom reforzó un esfuerzo concertado a nivel nacional para ahorrar electricidad. Dicho esfuerzo se hizo patente en el último trimestre de 2002. El uso eficiente de la electricidad se ha convertido en una prioridad nacional: una necesidad para el futuro desarrollo de la economía sudafricana y para el suministro efectivo de electricidad. El Programa Acelerado de Eficiencia Energética de Eskom se centra en esos objetivos, orientados a reducir la demanda de electricidad en 3.000 MW para 2012 y en 5.000 MW para 2025. 2. El marco institucional Eskom está implementando el DSM en Sudáfrica con la colaboración del Departamento de Minerales y Energía (DME) y el Ente Regulador Nacional de la Electricidad (NER). 3. Las estrategias a) Los 12 componentes generales de la estrategia de eficiencia energética son: i. Establecer metas de corto, mediano y largo plazo para la eficiencia energética que den apoyo al crecimiento económico del país. ii. Crear conciencia a nivel nacional de que la electricidad es un bien valioso que debe usarse ampliamente. iii. Promover el uso eficiente de la energía mediante la legislación apropiada destinada a:  Evitar la importación y el uso de equipos ineficientes;  Establecer requerimientos de eficiencia energética para los edificios;  Alcanzar la eficiencia energética a través de los recursos naturales usados para generar electricidad;  Definir mecanismos para el financiamiento de proyectos acelerados de eficiencia energética, y  Proveer financiamiento para proyectos apropiados de eficiencia energética. 103 iv. Asegurar una colaboración efectiva entre Eskom y todos los actores que desempeñan un papel en el sector eléctrico, incluyendo la Agencia Nacional de Eficiencia Energética, el Departamento de Minerales y Energía y el Ente Regulador Nacional de la Energía de Sudáfrica. v. Acelerar la evaluación, aprobación e implementación de proyectos de eficiencia energética. vi. Implementar proyectos seleccionados de eficiencia energética de gran escala. vii. Desarrollar e implementar tarifas de “eficiencia energética” aplicables a los usuarios finales, incluyendo las tarifas basadas en el “tiempo de uso” para las familias. Esto permite a las familias aprovechar tarifas menos costosas en ciertos momentos del día cuando la demanda de electricidad en toda la red es menor. El costo de uso está vinculado a los costos de producción de Eskom en ese momento en particular. Por lo tanto, la tarifa refleja el costo de generación de la electricidad. viii. Desarrollar proyectos de contingencia para complementar el programa, tales como el uso de fuentes alternativas de energía para calentar y cocinar en el hogar. ix. Mantener los ahorros alcanzados en Cabo Occidente durante 2006, implementando al mismo tiempo la puesta en práctica de medidas en KwaZulu Natal durante 2007. x. Posicionar a Eskom y al Gobierno como líderes en el proceso de la eficiencia energética mediante:  La identificación, implementación y seguimiento de los proyectos que contribuyen a un impulso interno hacia la eficiencia energética;  La implementación de programas destinados a los empleados, a fin de asegurar la eficiencia energética en los sitios de trabajo y en los hogares de los empleados;  Un compromiso con la aplicación de mejoras de eficiencia energética en los edificios del Gobierno. xi. Utilizar los objetivos ASGIS-SA del Gobierno para lograr avances en el sector industrial que proveen los mejores beneficios de corto plazo. xii. Asegurar que el programa de eficiencia energética en Eskom se administre eficientemente. b) Las líneas de acción i. El sector residencial El objetivo del sector residencial es el desarrollo de programas para una iluminación eficiente, calentadores solares de agua, instalación de cabezas de ducha con flujo de agua aireado y aislación de calentadores de agua, reduciendo consecuentemente el consumo residencial de electricidad. 104 ii. El sector industrial El sector industrial dará prelación a los contratos de participación en el mercado de la demanda, así como a la optimización y la promoción del uso de motores eléctricos de gran eficiencia energética. iii. El sector comercial Los esfuerzos se concentrarán en los proyectos de alumbrado público y en la conversión de los sistemas de iluminación, calefacción, ventilación y aire acondicionado. 4. Los programas y los proyectos  Programas para los sectores residencial, comercial e industrial. El principal objetivo de estos programas es transformar el mercado eléctrico sudafricano en una industria de eficiencia energética  El Programa de educación pública. El primer objetivo de este programa es aumentar la concienciación entre la población en materia de eficiencia energética. El programa incluye una amplia gama de actividades de comercialización y relaciones públicas, y está en consonancia directa con los programas que se desarrollarán en los distintos segmentos de ingresos, así como con las actividades del programa en los sectores residencial, comercial, industrial e institucional.  El Programa en las escuelas. El objetivo de este programa es resaltar los beneficios y la importancia de usar la electricidad en forma eficiente entre los alumnos de las escuelas. El objetivo del DSM es aumentar la concienciación entre los estudiantes y profesores sobre las medidas de eficiencia energética, mediante el suministro de paquetes de recursos para las instituciones que participan en el programa, incluyendo guías para maestros y alumnos y auditorías de electricidad.  Las actividades de las partes interesadas. Estas actividades están destinadas a mantener a las partes interesadas informadas sobre los cambios en el DSM, los objetivos y programas, y también a definir cómo se asiste para promover el mensaje de la eficiencia energética. 4.1 El reemplazo de lámparas fluorescentes compactas Las lámparas fluorescentes compactas (LFC) ofrecen a los consumidores iluminación mediante lámparas que tienen una vida útil más prolongada y que consumen considerablemente menos energía que las lámparas incandescentes convencionales. En el marco de su estrategia para introducir lámparas fluorescentes compactas, Eskom se embarcó en el desarrollo de un programa a nivel nacional para reemplazar las lámparas incandescentes por LFC en las zonas seleccionadas. Desde que se puso en marcha el programa en 2004, más de 18 millones de LFC han reemplazado a las lámparas incandescentes. El programa nacional se implementó recientemente en Cabo Occidental, Provincia del Norte, Gauteng y Estado Libre, donde cuatro millones de LFC reemplazaron a las lámparas incandescentes. 105 El programa ha alcanzado a más de 315.000 viviendas y continúa reduciendo la demanda de energía por parte del sector vivienda. 4.2 El Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad El Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad es un proyecto del DSM destinado a reducir la carga de electricidad residencial. En los canales de televisión SABC1, SABC2 y SABC3 se difunden encartes visuales bajo la forma de medidores de dicho sistema durante los días laborables, entre las 17.30 horas y las 20.30 horas. Estos medidores del Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad indican la presión puesta sobre el suministro de electricidad y apremiará a las personas a que apaguen sus aparatos electrodomésticos en caso de necesidad. Esta no es una intervención de tipo permanente. El medidor del sistema crea conciencia en tiempo real y motiva la reacción voluntaria del público cuando se difunde el mensaje. Los principales indicadores Existen cuatro niveles del estado de la energía, y cada uno de ellos exige que los consumidores tomen medidas específicas en todas las áreas geográficas. Esos estados son:  Verde. El estado verde indica que existe solamente una presión limitada sobre el sistema. Se solicita a los consumidores ahorrar energía como parte de sus actividades diarias con el propósito de alcanzar la eficiencia energética.  Naranja. El estado naranja indica que está aumentando la demanda del sistema. Se insta a los consumidores a que apaguen algunos aparatos electrodomésticos que consumen energía y que no sean esenciales. Estos aparatos incluyen los secadores de ropa, los lavavajillas, las bombas de piscinas y las luces innecesarias durante los períodos pico.  Rojo. El estado rojo indica que la presión sobre el sistema va en aumento y que la desconexión de la carga es inminente. Se solicita a los consumidores que apaguen los calentadores de agua, las estufas, los hornos, los microondas, las teteras, los calefactores, las unidades de aire acondicionado y las luces innecesarias.  Marrón. El estado marrón es el más grave e indica que existe una importante presión sobre la red nacional y que se está realizando la desconexión de la carga. Se solicita a los consumidores que apaguen todos los aparatos electrodomésticos que no sean absolutamente necesarios y que utilicen solamente la iluminación esencial y sus televisores (lo que, en esta etapa, indica que el estado cambia tan pronto se presente este nivel). Los ahorros alcanzados Alcanzar el nivel deseado de ahorros depende significativamente de la participación de la audiencia televisiva. Esta participación es impulsada, entre otras cosas, por la frecuencia de emisiones del Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad y los niveles generales de concienciación del público. Estos niveles de 106 concienciación, a su vez, están influenciados por los “avisos para crear conciencia” o las “campañas para crear conciencia” así como por la frecuencia y el grado de severidad de las interrupciones del suministro de electricidad. El gráfico siguiente muestra la evaluación del impacto del proyecto nacional del Sistema de alerta sobre el estado de la demanda de electricidad para el período de julio de 2007 a marzo de 2008 en Sudáfrica. 4.3 El Programa de calentadores solares de agua El Programa de calentadores solares de agua de Eskom es impulsado por el Gobierno, que ha definido una meta para que las energías renovables contribuyan 10.000 GWh del consumo final de energía para el año 2013. Los calentadores solares de agua podrían contribuir hasta el 23 por ciento de dicho objetivo. Eskom está brindando apoyo a este programa mediante la introducción, a gran escala, de calentadores solares de agua como una de las fuentes disponibles más efectivas de energía renovable. 4.4 La gestión de la carga de electricidad residencial La gestión de la carga de electricidad residencial, sistema que utiliza interruptores de radio o de ondulación, permite a las municipalidades administrar la demanda durante los períodos pico sin interrupciones indebidas por parte del servicio. Mediante la utilización de una señal inalámbrica (radio) se apaga el calentador de agua que es el aparato electrodoméstico que más electricidad consume en cualquier hogar. Tras una breve interrupción en el suministro de electricidad, se enciende el calentador de agua nuevamente sin que los integrantes de la vivienda sepan que dicho aparato fue apagado. En un período de dos años, los equipos técnicos instalarán interruptores en los hogares. La tarea –de aproximadamente 30 minutos de duración– se realizará sin costo alguno para los hogares. A medida que el sistema transmita simultáneamente la señal de apagar miles de calentadores de agua en caso de necesidad, se requerirá un nivel de capacidad 107 significativo en el sistema para trasmitir la señal específica. La red se utiliza en forma más eficiente y se reduce la posibilidad de ocurrencia de apagones importantes. La demanda pico de electricidad se reduce y, por lo tanto, se utiliza de manera más efectiva la capacidad existente de la red. 4.5 Los motores de gran eficiencia energética Aproximadamente 100.000 motores mantienen a la industria sudafricana en funcionamiento. En dicho proceso, estos consumen hasta 10 GW de electricidad (60 por ciento del uso total de energía en el sector industrial y aproximadamente el 57 por ciento de la generación de electricidad pico de demanda). El uso de esta electricidad, que si se reduce considerablemente podría desempeñar un papel fundamental en la disminución de las limitaciones nacionales de electricidad, llevaron a Eskom a introducir su Programa de Motores de Eficiencia Energética (EEM), otorgando a los usuarios “subsidios instantáneos” para el reemplazo de sus motores viejos. El Programa de Motores de Eficiencia Energética está diseñado para crear conciencia en el público respecto del aporte esencial que estos motores pueden realizar para incrementar el ahorro de electricidad a nivel nacional. A fin de fomentar la compra de motores nuevos de gran eficiencia energética, Eskom está ofreciendo subsidios para motores que oscilen entre 1,1 kW y 90 kW. Las unidades de 1,1 kW calificarán para un subsidio de 400 rands en el límite superior, y la unidad de 90 kW tendrá un subsidio de 3.500 rands. 108 Anexo 4 – El reemplazo de duchas eléctricas en Costa Rica En Costa Rica, el 41,3 por ciento de la población (52,4 por ciento del área urbana y 25,6 por ciento de las viviendas rurales) tiene duchas eléctricas. Por lo que respecta al nivel de ingreso, el 75,6 por ciento de las familias de ingresos medio altos y el 19,2 por ciento de las viviendas populares tienen duchas eléctricas. La implementación de un programa para sistemas de recuperación de calor en las duchas eléctricas –como el desarrollado por Rewatt en Brasil– podría tener un impacto muy positivo en términos de ahorros de energía. Con base en el coeficiente de penetración y en la cantidad de viviendas, se puede estimar que la cantidad total de duchas eléctricas que existen en el país asciende a casi medio millón. Tabla 36. Duchas eléctricas en Costa Rica Coeficiente penetración (%) 41,3 Viviendas (1000) 1.198 Total duchas eléctricas (1000) 494,7 Consumo anual (kWh/año) 492 Cantidad duchas eléctricas 494,8 Total consumo anual (MWh) 243,4 Fuente: elaboración propia. Según la encuesta de Consumo de Energía Residencial, el consumo promedio de las duchas eléctricas es de 41kWh/mes, con poca variación por región o por nivel de ingreso. De acuerdo con este consumo y con la cantidad de duchas eléctricas, se puede estimar el total del consumo anual de energía. Si se utilizan los costos y los ahorros estimados de energía del sistema de recuperación de calor Rewatt suministrados por su fabricante (450 reales brasileños) y las tarifas residenciales de Costa Rica, se puede evaluar el impacto económico de instalar este tipo de dispositivo (véase la Tabla 37). Tabla 37. Estimación del impacto económico de las duchas eléctricas eficientes Costo (US$) 208 Ahorro energía (%) 45 Tarifa (US$/kWh) 0,1087 0,1960 0,2691 Costos anuales (US$) 53,5 96,4 132,4 Ahorro Anual (US$) 24,1 43,4 59,6 TIR (5 años) -16% 1% 13% Fuente: elaboración propia. Costa Rica tiene una tarifa de tres bloques para los clientes residenciales, de modo que la evaluación se presenta utilizando cada uno de los bloques. Tal como muestra la tabla, el ahorro oscila entre US$24 y aproximadamente US$60 por año según el bloque de tarifa. Desde un punto de vista puramente financiero, el reemplazo parece ser eficiente 109 únicamente para los usuarios que consumen en el rango del tercer bloque (más de 300 kWh/mes). Tabla 38. Análisis del costo de las medidas adoptadas para mitigar el riesgo – Análisis de sensibilidad Caso base R S C N Costo Costo Total Categoría CoC kWh/año US$ años nivelado combustible costos LFC 32,85 2,5 5 0,023 0,023 1 Central fija GT 2 SC 5256 650 15 0,021 0,118 0,139 Central BG sobre 3 barcaza 5256 900 15 0,029 0,118 0,147 Refrigerador 15% 569 500 15 0,150 0,150 4 diésel alta 5 Velocidad 5256 500 15 0,016 0,135 0,151 ducha eléctrica 221,4 208 10 0,187 0,187 6 Costo nivelado del ahorro (US$/kWh) = C*r/S(1-(1+r)^-n) Costo de capital (r) 10% 12% 14% 16% 18% 20% US$/kWh Categ. US$/kWh Categ. US$/kWh Categ. US$/kWh Categ. US$/KWh Categ. US$/KWh Categ. LFC 0,012 1 0,013 1 0,015 1 0,016 1 0,017 1 0,018 1 Central fija GT, SC 0,134 3 0,136 3 0,138 2 0,140 2 0,142 2 0,144 2 Central GT sobre barcaza 0,141 4 0,143 4 0,146 4 0,149 3 0,152 3 0,155 3 Refrigerador 0,116 2 0,129 2 0,143 3 0,158 5 0,173 5 0,188 5 diésel alta velocidad 0,148 5 0,149 5 0,150 5 0,152 4 0,154 4 0,155 4 Duchas eléctricas 0,153 6 0,166 6 0,180 6 0,194 6 0,209 6 0,224 6 Costo de inversión (C) -10% +10% US$/kWh Categoría US$/kWh Categoría LFC 0,017 1 0,014 1 Central fija GT, SC 0,141 2 0,137 3 Central GT sobre barcaza 0,150 3 0,144 4 Refrigerador 0,165 5 0,135 2 diésel alta velocidad 0,153 4 0,150 5 Duchas eléctricas 0,206 6 0,168 6 110 Vida útil (n) -10% +10% US$/kWh Categoría US$/kWh Categoría LFC 0,015 1 0,016 1 Central fija GT, SC 0,139 2 0,140 2 Central GT sobre barcaza 0,147 4 0,148 3 Refrigerador 0,146 3 0,155 5 diésel alta belocidad 0,151 5 0,152 4 Duchas eléctricas 0,180 6 0,197 6 Fuente: elaboración propia. 111 Referencias Agencia Internacional de Energía (AIE). 2003. 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