Informe 2 ATS-CDT_obs asumidas 2
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SEGUNDO INFORME DE AVANCE – OBSERVACIONES ASUMIDAS PROPUESTA DE MODELO DESACOPLE Y DE MEDIDAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN EL MERCADO DE GAS PARA LA REGIÓN DE MAGALLANES Y LA ANTÁRTICA CHILENA Informe preparado para Original Septiembre de 2015 ÍNDICE DE CONTENIDOS DESCRIPCION DE MERCADO DE GAS NATURAL Y LICUADO DE PETROLEO EN MAGALLANES ... 1 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ................................................................................................................ 1 Empresa Nacional del Petróleo ................................................................................................. 12 Empresas Privadas adjudicatarias de CEOP ........................................................................... 19 Geopark ................................................................................................................................ 22 Wintershall ............................................................................................................................. 22 Pluspetrol ............................................................................................................................... 23 YPF S.A. .................................................................................................................................. 23 Pan American Energy .......................................................................................................... 23 PetroMagallanes .................................................................................................................. 24 Methanex .............................................................................................................................. 24 International Finance Corporation .................................................................................... 24 DISTRIBUIDOR DE GAS NATURAL Y LICUADO DE PETROLEO .......................................................................... 24 GASCO – Gasco Magallanes ..................................................................................................... 25 Abastible ......................................................................................................................................... 29 ENERSUR .......................................................................................................................................... 30 Copec ............................................................................................................................................. 32 CONSUMIDORES ..................................................................................................................................... 33 Consumidores residenciales ....................................................................................................... 33 Consumidores industriales, comerciales y de servicios ......................................................... 35 ORGANISMO REGULADOR ...................................................................................................................... 36 Comisión Nacional de Energía .................................................................................................. 36 ORGANISMO FISCALIZADOR .................................................................................................................... 37 Superintendencia de Electricidad y Combustibles ............................................................... 38 MECANISMOS DE DESACOPLAMIENTO ......................................................................................... 41 ESQUEMA TARIFARIO EN CHILE ................................................................................................................. 41 Situación Actual en Magallanes ............................................................................................... 41 ATS Energía - CDT i Proyecto de Ley de tarificación del gas natural en Magallanes ....................................... 44 DESACOPLAMIENTO ENTRE VENTAS Y UTILIDADES ....................................................................................... 46 Desacoplamiento total ............................................................................................................... 47 Seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas ..................................................................... 48 Costo fijo alto ........................................................................................................................ 52 Desacoplamiento parcial ........................................................................................................... 55 Ajuste con compartición de ganancias ........................................................................... 55 Desacoplamiento limitado ......................................................................................................... 57 Compensación de pérdidas .............................................................................................. 57 COMPARACIÓN ENTRE MECANISMOS DE DESACOPLAMIENTO ................................................................... 60 ELEMENTOS COMPLEMENTARIO AL DESACOPLAMIENTO ............................................................................ 63 Incentivos para el desempeño de los programas en California ........................................ 64 Proveedor externo e independiente de eficiencia energética ......................................... 66 Restauración de servicio ............................................................................................................. 68 Políticas de reducción de carbono .......................................................................................... 68 PROPUESTA DE MECANISMO PARA CHILE ................................................................................................. 69 BIBLIOGRAFIA................................................................................................................................... 71 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Gasoductos en Magallanes .................................................................................................. 5 Tabla 2. Contratos Especiales de Operación vigentes ................................................................... 8 Tabla 3. Resumen de caracterización de ENAP ............................................................................. 18 Tabla 4. Resumen de caracterización de empresas productoras privadas............................. 21 Tabla 5. Participación de Geopark en la explotación de bloques operados por ella .......... 22 Tabla 6. Participación de Wintershall en la explotación de bloques ......................................... 23 Tabla 7. Caracterización de Gasco Magallanes ........................................................................... 28 Tabla 8. Resumen de caracterización de Abastible ..................................................................... 30 Tabla 9. Resumen de caracterización de ENERSUR ....................................................................... 31 Tabla 10. Resumen de caracterización de COPEC ....................................................................... 33 ATS Energía - CDT ii Tabla 11. Resumen de caracterización de los consumidores residenciales............................. 34 Tabla 12. Resumen de caracterización de los consumidores industriales, comerciales y de servicios ................................................................................................................................................... 36 Tabla 13. Resumen de caracterización de CNE ............................................................................. 37 Tabla 14. Resumen de caracterización de SEC .............................................................................. 40 Tabla 15. Ficha Resumen del mecanismo de Seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas... 49 Tabla 16. Ficha Resumen del mecanismo por Costo fijo alto ...................................................... 53 Tabla 17. Ficha Resumen del mecanismo de Ajuste con compartición de ganancias ........ 56 Tabla 18. Ficha Resumen del mecanismo por compensación de pérdidas ............................ 58 Tabla 19. Comparación entre los mecanismos de desacoplamiento ...................................... 61 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Producción de Petróleo en Magallanes ............................................................................ 3 Figura 2. Producción de Gas Natural en Magallanes ..................................................................... 4 Figura 3. CEOP en la Región de Magallanes y Antártica Chilena ................................................ 7 Figura 4. Producción de Gas Natural de ENAP y según bloques en la Región de Magallanes ............................................................................................................................................. 11 Figura 5. Participación en la producción de gas natural de ENAP y distintos bloques .......... 11 Figura 6. Instalaciones de ENAP Magallanes .................................................................................. 15 Figura 7. Alcance de Gasco Magallanes en la Región de Magallanes y Antártica Chilena .................................................................................................................................................................. 26 Figura 8. Distribución del gas natural ................................................................................................ 42 Figura 9. Sobre y Sub recolección de utilidades con desacoplamiento total ......................... 47 Figura 10. Ingresos de las distribuidoras con LRAM ........................................................................ 60 Figura 11. Curva de incentivos y penalidades establecidas en California ............................... 65 ATS Energía - CDT iii DESCRIPCIÓN DE MERCADO DE GAS NATURAL Y LICUADO DE PETRÓLEO EN MAGALLANES En la Región de Magallanes y Antártica Chilena, es posible identificar los distintos actores partícipes en el mercado del gas, los cuáles cumplen con diferentes funciones y roles. Si bien un actor puede desempeñar más de un rol a la vez, típicamente un rol predomina sobre el resto. En base a ello, los actores son clasificados según rol principal en: Productor: Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) Magallanes, y participantes en CEOP. Distribuidor: Gasco Magallanes, ENERSUR, Abastible, COPEC y ENAP. Fiscalizador: La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), con competencias sobre la fiscalización de la calidad del servicio y seguridad del suministro. Regulador: La Comisión Nacional de Energía (CNE) se encarga de establecer la regulación para el desarrollo de la actividad, además de realizar el chequeo de rentabilidad. Consumidor: En la región la demanda del gas es transversal, incluyendo los sectores residencial, comercial, público, industrial y transporte. Adicionalmente, la Empresa Eléctrica de Magallanes S.A es también un demandante, dado que utiliza el gas natural como insumo para la producción de electricidad. La caracterización de los actores que participan en la cadena de comercialización del gas natural en la Región de Magallanes y Antártica Chilena, se realiza considerando los siguientes aspectos: Rol: Papel principal que desempeña dentro de la cadena, tales como fiscalizador, entidad reguladora, distribuidor y consumidor. Funciones: Se identifican las actividades que desarrolla cada entidad en torno a la cadena de comercialización del gas. Área de acción: Se identifica en qué zonas ejecuta el rol cada Actor, lo cual define si corresponde a nivel regional o comunal. Incentivos y desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas: Se identifican los incentivos o desincentivos para invertir en eficiencia energética que tiene cada actor dada su naturaleza y el actual escenario regulatorio. PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL En 1899, en una hacienda al sur de Punta Arenas se constató por primera vez, y de manera casual, la presencia de reservas de hidrocarburos en la región. Ese año Arturo Niño dio cuenta de reservas petrolíferas. Posteriormente, una sociedad formada por Marcou, Icarte y Allende conformó el primer equipo de perforación, resultando en emanaciones persistentes, constatándose, además, la complejidad de la faena exploratoria. Tras la extracción de nuevas muestras y de su ATS Energía - CDT 1 envío a Buenos Aires y Paris para su análisis, en 1902, los resultados dieron cuenta de la existencia de depósitos de petróleo. Con esto, Marcou logró reunir tanto en Magallanes como en Santiago, capital para el desarrollo de nuevas acciones de exploración, por lo que se creó el Sindicato de Petróleo de Agua Fresca. (Martinic, 2005) El interés que despertó en la población el trabajo y los hallazgos del Sindicato de Petróleo de Agua Fresca, motivaron la solicitud de numerosas pertenencias mineras. Luego, en 1907, se debió abandonar la faena debido a la falta de capital y materiales para el desarrollo de la prospección, aun cuando los resultados habían sido promisorios. Sin embargo, despertó el interés del Presidente de la República, Don Pedro Montt, que comprometió la contratación de un especialista para analizar con seriedad la posibilidad de encontrar petróleo en suelo magallánico. (Martinic, 2005) En 1926, a través de la Ley 4.109, el Estado estableció la reserva exclusiva para sí de la propiedad sobre todos los yacimientos de hidrocarburos, sin importar quién fuese el dueño del terreno superficial. Adicionalmente instituyó que aquellas personas que contaban con pertenecías mineras de hidrocarburos tenían un plazo de un año para ponerlas en explotación, bajo la amenaza de caducidad si esto no ocurría. Dado que los titulares de las pertenencias no fueron capaces de cumplir con esta exigencia, principalmente por falta de capital, en 1927, con la Ley 4.217 se caducaron las pertenencias, y se facultaba al Presidente de la República para otorgar concesiones a privados, chilenos o extranjeros. Entre 1926 y 1927 llegaron a la región técnicos de las empresas Pan American Petroleum & Transport y Standard Oil Co., (Martinic, 2005) Sin embargo, la Ley 4.281 dejaba sin efecto lo anterior, estableciendo que sería el Estado el encargado de realizar las prospecciones para lo que contrató equipos europeos. En 1930 se dio comienzo, entre otros, a la perforación del pozo P-7 de Tres Brazos, y R-2 en el sector de Tres Puentes. En 1931 manó petróleo del pozo R-2, pero el flujo no fue sustancial. La crisis económica de principios de la década de 1930 hizo que las actividades prospectivas se paralizaran, para ser reactivadas en 1936 por orden del Presidente Sr. Arturo Alessandri, a un ritmo lento dada la escasez presupuestaria. Posteriormente, el Presidente Sr. Pedro Aguirre Cerda decidió realizar los trabajos para dilucidar de manera definitiva si existían reservas comerciales en la región. (Martinic, 2005) En 1943 el Ministerio de Economía encomendó a la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) la responsabilidad de dirigir las exploraciones de reservas petrolíferas en la Provincia de Magallanes, para lo cual se asignó un presupuesto importante. Estas acciones se materializaron gracias a las gestiones del Presidente Sr. Juan Antonio Ríos, y dieron paso a la realización de numerosas perforaciones. (Martinic, 2005) Así, el 22 de septiembre de 1945 se llevó a cabo una perforación en los campos de la estancia Nueva Esperanza, en el sector de Springhill, particularmente del pozo N°1. Las acciones se desarrollaron de manera normal, hasta que el día 29 de diciembre, a las 2:01 AM comenzó a fluir el primer chorro de petróleo en el pozo. (Martinic, 2005) Las prospecciones continuaron, y el Ministerio de Economía le encomendó a CORFO hacerse cargo de la explotación de los yacimientos. Esta institución acordó la construcción de dos plantas refinadoras: una mayor y más importante en Concón para el abastecimiento del país y otra menor en Tierra del Fuego, cuya producción se destinaría exclusivamente a satisfacer la demanda de la Provincia de Magallanes. (Martinic, 2005) El desarrollo de pozos productivos avanzó de manera importante, apreciándose un importante potencial de desarrollo. Esto motivó al Presidente Sr. Gabriel González Videla ATS Energía - CDT 2 para ordenar la creación de la Empresa Nacional del Petróleo, como entidad autónoma del Estado, mandatada a asumir la responsabilidad de la administración y conducción del desarrollo de la creciente industria petrolífera. (Martinic, 2005). Con el desarrollo de pozos se dio paso a la producción tanto de petróleo como de gas natural, como se muestra en las figuras siguientes. Figura 1. Producción de Petróleo en Magallanes Fuente: Martinic, 2005 ATS Energía - CDT 3 Figura 2. Producción de Gas Natural en Magallanes Fuente: Martinic, 2005 Como se aprecia en la Figura 1, en la primera mitad de la década de 1970 se presentó una declinación en la producción de los pozos en tierra firme, por lo que en 1976 surgió el Proyecto Costa Afuera, desarrollando faenas de explotación del lecho submarino de la región. Por otro lado, ya en 1990, cuando se observada el agotamiento de las reservas en la región, se dio paso a la explotación en suelo extranjero, a través de la filial internacional Sipetrol. (Martinic, 2005). Esta filial de ENAP cuenta con actividades productivas en Argentina, Ecuador y Egipto.1 Respecto de la producción de gas natural, en 1954 se ponen en operación el campo gasífero de Punta Baja y en los años siguientes, los de Catalina, Calafate, Cormorán y Lynch, Catalina Sur, Tres Lagos Sur, Filaret Norte, Retamos y Cabaña, Linares, entre otros. Así transcurrieron 3 décadas de floreciente desarrollo, para promediar a mediados de la década de 1990, 70 yacimientos que se distribuían sobre los distritos norte y norcentral de la isla grande de Tierra del Fuego y otros 40 en Chile continental. (Martinic, 2005). En un principio, la producción nacional fue enviada a Uruguay, dada la ausencia de plantas refinadoras en Chile. En 1952 se inauguró la planta de gasolina Manantiales, con el objetivo de refinar 100 m3 de petróleo y para tratar 800.000 m3 de gas por día. Esta planta operó por más de 25 años abasteciendo la demanda regional de combustibles 1 Revisado online el 13 de julio de 2015, http://www.enap.cl/pag/15/839/la_empresa ATS Energía - CDT 4 líquidos y de gas licuado de petróleo (GLP) para consumo doméstico. Luego, en 1962 se instaló en la localidad de Cullen una planta de tratamiento de gas, con una capacidad de 2.800.000 m3/día. Entre 1962 y 1963 se instalaron en Poseidón 4 unidades que conformaron la Planta de Adsorción, para el tratamiento de gas natural, con una capacidad de 8.000.000 m3/día. Luego, en 1970 se puso en marcha la Planta de Extracción de Gases Licuables en Poseidón, con una capacidad de procesamiento de 9 millones de m3 diarios de gas, que se construyó para operar en conjunto con la Planta de Fraccionamiento de Cabo Negro, ambas conectadas por un gasoducto. (Martinic, 2005). En la tabla siguiente se muestran los gasoductos en operación en Magallanes. Tabla 1. Gasoductos en Magallanes Nombre Origen / Destino Nacionales Punta Daniel - Sector Daniel Central (P-90) Daniel Central - Planta Posesión Planta Posesión - Planta Cabo Negro Planta Posesión - Planta Cabo Negro Nudo Pecket - Esperanza Cabo Negro (Centro reductor) - Gasoducto Gasco Punta Arenas Planta Cullen - Planta Daniel Planta Sara - Sector Victoria Sector Victoria - Sector Lautaro Sector Lautaro Sector Cabañas Sector Cabaña - Centro Reductor Gasco Porvenir en Clarencia Internacionales Frontera Chileno-Argentina en Sector Dungeness Daniel Este Paso Bandurria - Planta Cullen (Tierra del Fuego) Frontera Chileno-Argentina - Planta Posesión Fuente: Ministerio de Energía ENAP Punta Daniel - Daniel Central ENAP Daniel Central - Posesión ENAP Posesión - Cabo Negro ENAP Posesión - Cabo Negro ENAP Pecket - Esperanza ENAP Cabo Negro - Gasco ENAP Cullen-Punta Daniel ENAP Sara - Victoria ENAP Victoria - Lautaro ENAP Lautaro - Cabañas ENAP Cabañas - Clarencia Enap Frontera - Daniel Este ENAP Bandurria ENAP Posesión En 1978 se decidió paralizar la planta refinadora Manantiales, dada su antigüedad. Esta fue reemplazada por una nueva refinería que se ubicó en el terminal de San Gregorio, con una capacidad de procesamiento de 2.800 m3 de petróleo al día. De manera complementaria, para cumplir con su labor ENAP instaló diversos talleres para la realización de mantenimiento y otros asociados, entre los que destaca: maestranza central Tres Puentes, gran maestranza y astillero de Bahía Loreto. (Martinic, 2005). Con el fin de encontrar nuevas reservas de petróleo y gas en la región, desde el año 2007 que la Empresa Nacional de Petróleo está invirtiendo en una campaña exploratoria a través de Contratos Especiales de Explotación Petrolera (CEOP), por medio de los cuales se habilita a una empresa o consorcio, público, privado o público-privado, para realizar la exploración y explotación de recursos. (ENAP, 2014). Según se establece en la Ley N° 9.618 artículo 2: “La Empresa Nacional del Petróleo podrá ejercer actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, dentro o fuera del territorio nacional, ya sea directamente o ATS Energía - CDT 5 por intermedio de sociedades en las cuales tenga participación o en asociación con terceros. Si ejerciere dichas actividades dentro del territorio nacional por intermedio de sociedades en que sea parte o en asociación con terceros, deberá hacerlo por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije en el respectivo decreto supremo.” En el DFL N°2 de 1986 del Ministerio de Minería, se define al Contrato Especial de Operación Petrolera como: “Aquel que el Estado celebre con un contratista para la exploración, explotación o beneficio de yacimientos de hidrocarburos, con los requisitos y bajo las condiciones que, de conformidad a lo dispuesto en el inciso décimo del número 24 del artículo 19° de la Constitución Política2, fije por decreto supremo el Presidente de la República.” Según da cuenta (UMAG, 2014), referente al gas natural y el petróleo crudo, “Estos energéticos son producidos por ENAP en conjunto con las empresas que mantienen Contratos Especiales de Operación (CEOP), para abastecer la demanda generada en la Región (…)durante el año 2013, (la producción) es aportada por ENAP y GEOPARK. Otros dos CEOP, correspondientes a PAN AMERICAN ENERGY (PAE) y PETROMAGALLANES, no registraron producción en el año 2013.” Adicionalmente, (UMAG, 2015) señala “En la Región el mayor productor de gas natural es ENAP, sumando en la actualidad otra empresa en esta tarea: GEOPARK”. La ubicación de los bloques que están siendo explorados y/o explotados bajo la modalidad de Contratos Especiales de Operación se muestra en la Figura 3, mientras que las características de los Contratos se muestran en la Tabla 2. 2 El citado inciso indica, entre otros: “El Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de todas las minas, comprendiéndose en éstas las covaderas, las arenas metalíferas, los salares, los depósitos de carbón e hidrocarburos y las demás sustancias fósiles, con excepción de las arcillas superficiales, no obstante la propiedad de las personas naturales o jurídicas sobre los terrenos en cuyas entrañas estuvieren situadas. Los predios superficiales estarán sujetos a las obligaciones y limitaciones que la ley señale para facilitar la exploración, la explotación y el beneficio de dichas minas.” ATS Energía - CDT 6 Figura 3. CEOP en la Región de Magallanes y Antártica Chilena Fuente: (UMAG, 2015) ATS Energía - CDT 7 Tabla 2. Contratos Especiales de Operación vigentes Bloque Fell Empresa Adjudicada Geopark (100%) Fecha de Vigencia / Término 1° Período Exploratorio 25 Agosto 1997 / 25 Agosto 2011 Extensión 1er período exploratorio Estado - Activo con Producción San Gregorio Resolución N°10 14-071997 Comuna Decreto / Resolución de Adjudicación Intracampos ENAP (100%) - - Exploración / Producción Primavera Porvenir - Arenal ENAP (100%) - - Activo con Producción Primavera - 10 Mayo 2009 / 10 Mayo 2012 12 meses / Fecha Término 10 Mayo 2013 Exploración Magallanes - Río Verde Resolución N°7 13-022009 28 Julio 2008 / 28 Julio 2011 18 meses / Fecha Término 28 Enero 2013 Activo con Producción Natales Resolución N°17 04-062008 Otway Tranquilo GeoParkPluspetrolWintershallMethanex-IFC (25%-25%-25%12,5%-12,5%) GeoParkPluspetrolWintershallMethanex- IFC (25%-25%-25%12,5%-12,5%) Russfin Apache - - Inactivo Brótula Greymouth/ PetroMagallanes (100%) 28 Julio 2008 / 28 Julio 2011 12 meses / Fecha término 28 Julio 2012 Activo sin Producción Resolución N°16 04-062008 San Gregorio Resolución N°18 04-062008 Vigencia de la adjudicación 35 años o mientras haya producción de hidrocarburos Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Monto Mín. a Invertir fase exploración (US$)* $ 5.400.000 - $ 30.490.000 $ 33.240.000 $ 23.400.000 $ 15.000.000 8 ATS Energía - CDT Bloque Isla Magdalena Empresa Adjudicada Fecha de Vigencia / Término 1° Período Exploratorio Extensión 1er período exploratorio Estado Greymouth (Petro Magallanes) - - Inactivo Exploración Porvenir Resolución N°33 28-082008 Comuna Decreto / Resolución de Adjudicación Porvenir Greymouth/ PetroMagallanes (100%) 23 Abril 2009 / 23 Abril 2012 9 meses / Fecha Término 23 Enero 2013 Coirón ENAP-Pan American Energy (50%-50%) 28 Julio 2008 / 28 Julio 2011 12 meses / Fecha término 28 Julio 2012 Activo con algo de Producción de gas San Gregorio Resolución N°15 04-062008 Caupolicán ENAP-MethanexPetroMagallanes (40%-20%-40%) 28 Abril 2009 / 28 Abril 2012 20 meses / Fecha Término 28 Diciembre 2013 Activo sin Producción Porvenir Primavera Resolución N°32 28-082008 Lenga ENAP-Methanex (50%-50%) - - Inactivo Porvenir Resolución N°19 04-062008 DoradoRiquelme ENAP-Methanex Co. (50%-50%) 25 Agosto 2012 / 25 Agosto 2014 - Activo con Producción San Gregorio Decreto N°67 06-04-2009 Vigencia de la adjudicación Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio min. 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Monto Mín. a Invertir fase exploración (US$)* $ 2.300.000 $ 34.000.000 $ 12.300.000 $ 24.900.000 $ 17.500.000 9 ATS Energía - CDT Empresa Adjudicada Fecha de Vigencia / Término 1° Período Exploratorio Isla Norte ENAP- Geopark (50%-50%) 07 Noviembre 2012 / 07 Noviembre 2015 Campanario ENAP-Geopark (50%-%50%) 16 Enero 2013 / 16 Enero 2016 Flamenco ENAP-Geopark (50%-50%) 07 Noviembre 2012 / 07 Noviembre 2015 San Sebastián ENAP-YPFWintershall (50%40%-10%) 16 Enero 2013 / 14 Enero 2016 MarazziLago Mercedes ENAP-YPF (50%50%) 16 Enero 2013 / 16 Enero 2016 Bloque Extensión 1er período exploratorio Estado - Activo sin Producción Primavera Decreto N°123 06-12-2011 / 07-03-2012 Diario Oficial - Activo sin Producción Primavera Porvenir Decreto N°11 03-02-2012 / 21-04-2012 Diario Oficial - Activo con Producción Porvenir Decreto N°126 06-12-2011 / 05-03-2012 Diario Oficial - Activo sin Producción Primavera Porvenir Decreto N°122 06-12-2011 / 07-03-2012 Diario Oficial - Activo sin Producción Porvenir y PorvenirTimaukel Decreto N°125 06-12-2011/ 07-03-2012 Diario Oficial Comuna Decreto / Resolución de Adjudicación Vigencia de la adjudicación Período exploratorio 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 32 años en total Período exploratorio 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 35 años en total Período exploratorio 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 32 años en total Período exploratorio 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 32 años en total Período exploratorio 7 años, período explotación máx. 25 años, máximo 32 años en total Monto Mín. a Invertir fase exploración (US$)* $ 16.330.000 $ 41.530.000 $ 43.570.000 $ 33.190.000 $ 10.840.000 Fuente: Elaboración propia en base a ENAP y resultados de procesos licitatorios * Según el Artículo N°4 del Contrato Especial de Operación para la Exploración y Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos de cada Bloque 10 ATS Energía - CDT La producción por bloques y la participación de cada uno en la producción total de gas natural en Chile se muestran en la Figura 4 y en la Figura 5 respectivamente. Millones de m3 de gas natural Figura 4. Producción de Gas Natural de ENAP y según bloques en la Región de Magallanes 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 ENAP D-R Fell Coirón Flamenco Brótula Campanario Isla Norte Tranquilo Fuente: Boletín de producción de petróleo y gas, diciembre 2014, Ministerio de Energía Participación en la producción de gas natural Figura 5. Participación en la producción de gas natural de ENAP y distintos bloques 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% ENAP D-R Fell Coirón Flamenco Brótula Campanario Isla Norte Tranquilo Fuente: Boletín de producción de petróleo y gas, diciembre 2014, Ministerio de Energía ATS Energía - CDT 11 El análisis de los productores de gas natural se divide en, ENAP, empresa estatal y que se posiciona con un rol estratégico en el desarrollo del sector energético 3 , y otros adjudicatarios de CEOP, que por tratarse de empresas privadas no necesariamente responderán a la misma lógica de desarrollo estratégico del sector energético. El rol estratégico de ENAP en el mercado energético de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, hace que sea receptivo a realizar inversiones en eficiencia energética. Este posicionamiento como actor relevante en el desarrollo de la eficiencia energética en la región se ve reforzado por el hecho que la Empresa Nacional del Petróleo es considerada fundamental para la ejecución de la Agenda de Energía. El papel relevante dado a ENAP es consistente con uno de los objetivos que deben cumplir las empresas de servicios público, según el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) 4: “Alcanzar objetivos nacionales más amplios”. Las empresas estatales no solo debe prestar el servicio en condiciones de eficiencia económica, y fomentando el acceso, sino que deben incorporarse otros aspectos importantes para la nación, como pueden ser cuestiones ambientales o la promoción de la eficiencia en el uso de la energía. A mayor abundamiento, se destacan las palabras del Ministro de Energía, Sr. Máximo Pacheco, incorporadas en (ENAP, 2014), donde señala “También en el plano operacional, se destaca la firma del convenio entre ENAP y el Ministerio de Energía, orientado a impulsar un uso cada vez más eficiente de los recursos energéticos en las operaciones de la compañía. Entre los principales objetivos de este acuerdo está impulsar el uso eficiente de los recursos energéticos; fortalecer el sistema de gestión energética para alcanzar estándares internacionales; fomentar la utilización de sistemas y equipos eficientes energéticamente; incorporar el criterio de eficiencia energética en la evaluación y diseño de proyectos; así como sensibilizar y promover una cultura en el buen uso de la energía y la búsqueda constante de oportunidades de optimización.” El análisis de los productores de gas natural se divide en ENAP, empresa estatal y que no necesariamente responde a la lógica de maximización de utilidades, atendiendo a objetivos como mantenimiento del empleo, política industrial o desarrollo regional, entre otras (Argimón et al., 1997). Por su parte, los otros adjudicatarios de CEOP, por tratarse de empresas privadas, deben tender a la rentabilidad de sus inversiones. EMPRESA NACIONAL DEL PETRÓLEO Como ya se mencionó, el 19 de junio de 1950, por medio de la Ley N° 9.618 del Ministerio de Economía y Comercio5 se crea la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Asimismo, 3 En (ENAP, 2014) se menciona “Por eso, en este contexto, resulta tan importante la decisión y el compromiso del gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet para robustecer y fortalecer a ENAP. El objetivo es contribuir para que ENAP cumpla un rol protagónico en la Agenda de Energía que le presentamos al país, considerando que se trata de una empresa que tiene una larga historia y enormes desafíos en el corto, mediano y largo plazo.” 4 Revisado online el 13 de julio de 2015, http://www.iadb.org/es/acerca-del-bid/politicas-sectoriales-delbanco-interamericano-de-desarrollo,6208.html 5 Posteriormente, el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley fue fijado por el Decreto con Fuerza de Ley (DFL) Nº 1, del Ministerio de Minería, publicado en el Diario Oficial el 24 de abril de 1987. ATS Energía - CDT 12 con el Artículo 1° de la Ley se establece que “El Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de los depósitos de hidrocarburos en cualquier terreno en que se encuentren”. Las actividades para las cuales está facultada la ENAP se definen con el Artículo 2° Texto Refundido de la Ley Nª 9.618: “actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos, dentro o fuera del territorio nacional, ya sea directamente o por intermedio de sociedades en las cuales tenga participación o en asociación con terceros.” “puede, además, sin que ello le esté reservado exclusivamente, ya sea directamente o a través de sociedades en que tenga participación, almacenar, transportar, transformar, tratar, procesar, refinar, vender y, en general, comercializar petróleo o gas, así como desarrollar cualquier otra actividad industrial que tenga relación con hidrocarburos, sus productos y derivados. “Podrá, por cuenta del Estado, recibir, readquirir, vender y comercializar en cualquier forma los hidrocarburos provenientes de contratos especiales de operación, y ejercer las demás funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato le encomienden, sea que en estos contratos tenga o no participación la Empresa.” ENAP opera bajo la siguiente misión y visión6: Misión: “Empresa de energía, 100% del Estado de Chile, líder en hidrocarburos, integrada, que provee productos y servicios que satisfacen las necesidades de sus clientes y contribuye al desarrollo sustentable de los países y de las comunidades en que se inserta, operando en forma competitiva y rentable”. Visión: “Asegurar un abastecimiento de energía competitivo tanto en precio como en calidad, lograr la preferencia de nuestros clientes, siendo líderes como operador comercial y logístico, trabajando con los mejores niveles de eficiencia y confiabilidad y con los más altos estándares de seguridad y prevención de accidentes e incidentes. Ello, con un equipo competente, colaborativo y comprometido, siendo reconocidos como empresa líder en desarrollo sustentable que respeta las comunidades donde se inserta y valorada por su preocupación por el medio ambiente.” El patrimonio de ENAP queda definido en el Artículo 2 de la Ley 9.618, como “formado por las inversiones hechas por la Corporación de Fomento en la exploración y explotación petroleras; por las cantidades que se asignen anualmente al respecto en el Presupuesto de la Corporación, aprobado por el Presidente de la República, y por los bienes que adquiera a cualquier otro título. Las utilidades y beneficios que obtenga dicha Empresa incrementarán, también, su patrimonio hasta que la industria petrolera alcance su completo desarrollo y posteriormente ingresarán a rentas generales de la Nación.” Complementariamente, en la (Agenda, 2014), el Gobierno de Chile manifiesta la voluntad de potenciar ENAP, lo que se explicita en la línea de acción 2 “Transformaremos a ENAP 6 Revisado online el 17 de marzo de 2015 desde http://www.enap.cl/pag/1/775/mision_vision_enap ATS Energía - CDT 13 en un actor de la estrategia energética de Chile” del Eje 1 “Un nuevo rol del Estado”, que menciona: Haremos que ENAP tenga un rol activo para la seguridad de suministro de combustibles líquidos y gas natural para el país. Se fortalecerá su logística relacionada al abastecimiento de combustibles del país e impulsaremos el desarrollo del gas natural en la matriz energética nacional y potenciaremos su capacidad de análisis y estudio para desarrollar y ejecutar proyectos estratégicos para atender las necesidades energéticas del país. En Magallanes, ENAP posee campamentos de producción e instalaciones de servicios en las localidades de Cerro Sombrero y Cullen, en isla tierra del Fuego, y en Posesión, Gregorio, Cabo Negro-Laredo y la comuna de Punta Arenas, en el continente. Adicionalmente, cuenta con concesiones de exploración y explotación en 3 áreas de la Región: isla Tierra del Fuego, continente y aguas del Estrecho de Magallanes. (ENAP, 2014) Para transportar el crudo y gas natural, la empresa cuenta con una extensa red de oleoductos, gasoductos y poliductos en la Región de Magallanes (aproximadamente 4.000 kilómetros, ver Figura 6), con sus respectivas servidumbres. Estos transportan petróleo y gas natural desde las áreas de producción hasta las plantas de procesamiento de gas, Refinería Gregorio, terminales y centros de almacenamiento y distribución, tanto en isla Tierra del Fuego como en el continente. (ENAP, 2014) Sumado a lo anterior, cuenta con plantas de procesamiento de gas en Cullen y Posesión, una planta de fraccionamiento en Cabo Negro y Refinería y Terminal Gregorio; un complejo portuario y astillero en el Parque Industrial de Cabo Negro-Laredo; además de dos edificios administrativos en Punta Arenas. (ENAP, 2014) La Línea de Negocio de Refinación y Comercialización de ENAP Magallanes distribuyó un volumen total de 259.800 m3 en 2014 (0,5% superior a lo distribuido en 2013), cubriendo el 100% de la demanda de regional. La Refinería Gregorio procesó en 2014 224.800 m 3 de crudo liviano, mientras que la Planta Cabo Negro procesó 116.160 m3, obteniendo 90.367 m3 de gas licuado de petróleo y 25.793 m3 de gasolina natural. ATS Energía - CDT 14 Figura 6. Instalaciones de ENAP Magallanes Fuente: ENAP7 7 Revisado online el 13 de julio de 2015, http://www.enap.cl/pag/73/834/enap_magallanes ATS Energía - CDT 15 En términos de eficiencia energética, la empresa ha participado en actividades con la comunidad de la Región, entre las cuáles es posible identificar: Entre junio y julio de 2013 la Intendencia Regional y la Seremi de Energía, junto con el apoyo y patrocinio de ENAP Magallanes, desarrollaron la campaña de difusión de ahorro de gas “Imagínate sin Gas”. El objetivo de esta actividad fue “llamar a la comunidad al uso eficiente del gas, a través de mensajes de alto impacto, que buscaban generar un cambio de actitud frente al uso del recurso, promoviendo su ahorro” (ENAP, 2013). La campaña fue difundida por medio de videos motivacionales, spots televisivos, frases radiales, el diseño de una página web, entre otros. El año 2013 ENAP Magallanes participó activamente en la organización de la Semana de la Energía en la Región. Este evento contempló el desarrollo de variadas actividades tales como capacitaciones, visitas de estudiantes, el seminario “Energía en Magallanes”, entre otros. (ENAP, 2013). Esta actividad fue desarrollada entre el 7 y el 11 de octubre, incluyendo el lanzamiento del etiquetado de eficiencia energética vehicular, capacitación en reacondicionamiento térmico de viviendas para constructores y ejecutores de obras, visitas de estudiantes al "Salón de la Energía" en el Museo Maggiorino Borgatello y charlas de calificación energética de viviendas. En diciembre de 2014, el Sindicato de trabajadores de ENAP sostuvo una reunión con el SEREMI de Energía. En esta reunión se estableció que el Sindicato de Trabajadores de ENAP Magallanes colaborará con la SEREMI de Energía en la difusión de medidas de ahorro energético en la población.8 En julio de 2014, en el marco de la Agenda de Energía del gobierno, ENAP firmó un convenio de eficiencia energética con el Ministerio de Energía. Este convenio busca impulsar el uso eficiente de los recursos energéticos de ENAP, a través de la promoción de la gestión energética y la utilización de equipos eficiente. Se establece la difusión de proyectos exitosos y experiencias replicables para promover la sustentabilidad energética en Chile. Entre los objetivos del acuerdo figura el compromiso por parte de ENAP de mejorar su desempeño energético, implementando programas de mediano y largo plazo que recojan las recomendaciones de auditorías energéticas independientes, ejecutadas por consultoras especializadas. (ENAP, 2014)9 Sensibilización de eficiencia energética. La gerencia de ENAP Magallanes apoyó la iniciativa del Sindicato de Trabajadores consistente en presentar la comedia teatral “Si Gas para Chile”. La pieza fue montada en el Teatro Municipal, en 3 escuelas y en el Cine de Cerro Sombrero. (ENAP, 2014) 8 Revisada online el 21 de abril de 2015. http://www.minenergia.cl/ministerio/noticias/regionales/sindicatode-trabajadores-de-enap.html 9 Según da cuenta (ENAP, 2014), en el marco de este convenio se han realizado auditorías e intervenciones para mejorar el desempeño energético de las instalaciones de ENAP. En las instalaciones de Magallanes no se han desarrollado mejoras que hayan sido reportadas en la Memoria de ENAP. ATS Energía - CDT 16 Adicionalmente, ENAP es considerada uno de los agentes que debe participar de la articulación de una futura Política Energética en la zona, a la cual se hace referencia en el Eje 3 de la Agenda de Energía, “Desarrollo de Recursos Energéticos Propios”, en la línea de acción 5.5 “Apoyaremos el desarrollo de una Política Energética para Aysén y una Política Energética para Magallanes”. Dicha línea de acción apunta a una “Política Energética de corto y largo plazo, que asegure un abastecimiento de energía seguro, a precios razonables y con el máximo aprovechamiento de los recursos propios (energía eólica y mini hidráulica) y la Eficiencia Energética. Un elemento muy relevante a destacar es la creación de la Dirección de Eficiencia Energética, en 2014, que tiene el propósito de “mejorar la eficiencia energética en cada uno de sus negocios y operaciones”10. Esta Dirección, dependiente de la Gerencia de Planeamiento y Gestión, será la responsable “de la definición de una estrategia de eficiencia energética de corto y largo plazo, y a su vez impulsará el uso eficiente de los recursos a través de la promoción de la gestión energética y de la utilización de sistemas y equipos eficientes, para contribuir al logro de los objetivos de Desarrollo Sustentable.”10 ENAP se ha posicionado en la Región de Magallanes y Antártica Chilena como un motor de desarrollo no solo económico, sino que técnico y tecnológico. Reconociendo esta labor, la empresa estableció una política de sustentabilidad y ha desarrollado acciones de mitigación de sus externalidades negativas a través de acciones de Responsabilidad Social11. Asimismo, participa en actividades relacionadas con sustentabilidad y eficiencia energética12, y posicionó su edificio corporativo en Magallanes como un referente en arquitectura bioclimática a nivel nacional13. Dadas las actividades desarrolladas, y la creación de la Dirección de Eficiencia Energética, sumado al hecho que se posiciona a ENAP como un actor relevante en la consecución de los objetivos de la Agenda de Energía, es posible concluir que la empresa tiene incentivos fuertes para realizar inversiones en eficiencia energética. Por otro lado, hasta 2012 ENAP debía destinar recursos propios para el subsidio del gas en Magallanes. Esta situación se revirtió y desde el año 2013 el Estado compensa a ENAP con un monto que para el año 2015 asciende a M$54.112.500 pesos chilenos 14 . En este escenario podría pensarse que el incentivo específico para invertir en EE de ENAP generado por la eventual disponibilidad de mayores recursos dada una baja en el consumo, y por tanto del monto requerido de subsidio, ha desaparecido. No obstante lo 10 Revisado online el 14 de julio de 2015, en http://www.enap.cl/sala_prensa/noticias_detalle/general/842/enap-crea-direccion-de-eficiencia-energetica 11 Según fue autorizado por la Contraloría en el dictamen ID Dictamen: 013771N14. 12 Como por ejemplo mesas de trabajo con otros actores relevantes, según da cuenta en http://www.enap.cl/pag/76/838/rse 13 Obtuvo un reconocimiento especial al Edificio Bioclimático en la Bienal de Arquitectura 2008, calificada como una de las mejores 10 obras de carácter ecológico en el país, según se da cuenta en http://www.enap.cl/pag/76/838/rse. 14 Resolución Exenta N°44 Establece Procedimiento del Aporte Compensatorio que indica, en conformidad a lo dispuesto en la Ley N°20.798, de Presupuesto del Sector Público correspondiente al año 2015. ATS Energía - CDT 17 anterior, el rol estratégico en el desarrollo energético de largo plazo en el país en general y en la Región en particular, le imponen la necesidad de apoyar de manera decidida el fomento de la eficiencia energética. A continuación se presenta una tabla que resume los aspectos más relevantes que caracterizan a ENAP como un actor relevante en el mercado del gas en Magallanes. Tabla 3. Resumen de caracterización de ENAP Rol Funciones Área acción de Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas Productor, refinador, transportador y distribuidor Producir, procesar, distribuir y comercializar energéticos derivados del petróleo, entre ellos gas natural. Nivel regional continental, especialmente donde cuenta con instalaciones (ENAP, 2013): Campamentos de producción e instalaciones de servicios en las localidades de Cerro Sombrero y Cullen, Isla Tierra del Fuego, Posesión, Gregorio, Cabo Negro-Laredo y la comuna de Punta Arenas, en el continente. Zonas donde mantiene concesiones de exploración y explotación de yacimientos de petróleo y gas natural distribuidas en las áreas: isla de Tierra del Fuego, continente y aguas del Estrecho de Magallanes. Red de oleoductos, gasoductos y poliductos distribuida en la Región (aprox. 4000 km) para transportar crudo y gas natural desde el punto de producción hacia plantas de procesamiento de gas, Refinería Gregorio, terminales y centros de almacenamiento y distribución, tanto en isla Tierra del Fuego como en el continente. Al ser una empresa estatal, debe regirse por los lineamientos de política pública del Estado. En este sentido, la eficiencia energética es un pilar fundamental de la Agenda de Energía. Cumple con los objetivos del convenio firmado con el Ministerio de Energía en términos de promover la eficiencia energética. Ejercer la Responsabilidad Social Empresarial, a través de impulsar medidas de eficiencia energética. Al hacer un uso eficiente de los insumos energéticos, puede mejorar sus resultados operacionales. Posicionar a la eficiencia energética como un elemento relevante en la producción a nivel regional, dada su condición como un motor de desarrollo económico y técnico. Mejorar su imagen ante la comunidad, posicionándose como empresa que busca un desarrollo energético sustentable. No se aprecian desincentivos. Fuente: Elaboración propia ATS Energía - CDT 18 EMPRESAS PRIVADAS ADJUDICATARIAS DE CEOP Como se observa de la Tabla 2, existen 8 empresas que han adquirido derechos de exploración/explotación de los recursos gasíferos y petrolíferos de la Región de Magallanes y Antártica Chilena. En los Decretos que establecen los requisitos y condiciones de los CEOP, se establece que: “la Constitución Política dispone en el inciso décimo del N° 24 del artículo 19, que la exploración, la explotación o el beneficio de los yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión, podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas, o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije, para cada caso, por decreto supremo”. 15 Así, en los CEOP se establecen las condiciones de explotación, que pueden variar según el contrato, entre las que se destacan: Duración del contrato. Área de concesión. Mecanismos de retribución para el adjudicatario en el caso de explotación de hidrocarburos líquidos y gas natural. Derechos y obligaciones del contratista. Establecimiento de un Comité de Coordinación.16 Cada una de las empresas que participan en actividades de exploración y/o explotación petrolera de bloques, en su calidad de empresas privadas, no siguen los lineamientos estratégicos dados por el Estado a ENAP, por lo tanto, no observan los mismos incentivos que la empresa estatal para invertir en eficiencia energética. La lógica de las empresas privadas para tomar decisiones de negocios en materia de eficiencia energética no solo respondería a criterios de maximización de utilidades, sino que también a ser valoradas por los clientes, distinguirse por sobre su competencia, cumplir con lineamientos de sostenibilidad e innovación que las rigen, entre otros. 15 Decreto 122 del Ministerio de Energía, del 6 de diciembre de 2011 “Establece Requisitos y Condiciones del Contrato Especial de Operación, Bloque San Sebastián, que el Estado de Chile Suscriba con La Empresa Nacional del Petróleo, YPF Chile S.A. y Wintershall Chile Ltda., para la Exploración y Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos en la Región De Magallanes y Antártica Chilena”, y Decreto 123 del Ministerio de Energía, del 6 de diciembre de 2011 “Establece Requisitos y Condiciones del Contrato Especial de Operación, Bloque Isla Norte, que el Estado de Chile Suscriba con La Empresa Nacional del Petróleo y Geopark Tdf Spa, para la Exploración y Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos en la Región de Magallanes y Antártica Chilena”. 16 Comité formado por agentes nombrados en partes iguales por el contratista y el Estado de Chile, a través del Ministerio de Energía, teniendo las responsabilidades de definir del área de explotación, conocer de presupuestos y programas de trabajo anuales, definir la producción máxima a proposición del contratista, requerir inspecciones técnicas y aprobar las bases del proceso de licitación para la comercialización de la producción. ATS Energía - CDT 19 Como ejemplo puede mencionarse el caso del complejo a Gas Natural San Isidro de Endesa Chile que obtuvo en 2014 el Sello de Eficiencia Energética. Si bien el complejo no está destinado a la producción o suministro de gas, se trata de un proveedor privado de energía. Al respecto de la obtención del sello, el subgerente general de la empresa señaló que el logro: “confirma el trabajo y la disposición de la compañía a avanzar en procesos más amigables con el medio ambiente, las comunidades y en el entorno de nuestras operaciones. Aplicando metodologías innovadoras en cada uno de nuestros desarrollos energéticos”17. Sumado a la los incentivos sociales, de mejoramiento de imagen y de desarrollo técnico que pueden alcanzarse con el desarrollo de inversiones en eficiencia energética, si las medidas son aplicadas en las propias faenas productivas, pueden significar una disminución en los costos operativos de las empresas. Adicionalmente, la implementación de medidas de eficiencia energética puede extenderse a través de una nueva línea de negocios para las empresas 18. Sin embargo, aun cuando puedan desarrollar negocios anexos a su giro principal, si la implementación de medidas de eficiencia energética significa una disminución sostenida de las utilidades de las empresas distribuidoras, estas pueden tener una predisposición negativa para desarrollar este tipo de proyectos Por otro lado, entre las condiciones de los CEOP se establece la retribución en gas resultante de la explotación para las empresas, como sigue 19 : “Una vez iniciada la producción de petróleo o hidrocarburos líquidos en el Área del Contrato, el Contratista comenzará a percibir del Estado una retribución mensual por sus servicios, la que será pagadera en petróleo o hidrocarburos líquidos y no podrá ser superior a un noventa y 17 Revisado online el 14 de julio de 2015, en http://www.endesa.cl/ES/PRENSA/COMUNICADOS/Paginas/ENDESACHILEESLAPRIMERAGENERADORADELP A%C3%8DSENOBTENERSELLODEEFICIENCIAENERG%C3%89TICA.aspx 18 Por ejemplo, Chilectra ofrece la venta a instalación de productos eficientes, y Abastible ofrece el desarrollo de auditorías de eficiencia energética en lo que a demanda de energía térmica se refiere. 19 Decreto 122 del Ministerio de Energía, del 6 de diciembre de 2011 “Establece Requisitos y Condiciones del Contrato Especial de Operación, Bloque San Sebastián, que el Estado de Chile Suscriba con La Empresa Nacional del Petróleo, YPF Chile S.A. y Wintershall Chile Ltda., para la Exploración y Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos en la Región De Magallanes y Antártica Chilena”, Decreto 123 del Ministerio de Energía, del 6 de diciembre de 2011 “Establece Requisitos y Condiciones del Contrato Especial de Operación, Bloque Isla Norte, que el Estado de Chile Suscriba con La Empresa Nacional del Petróleo y Geopark Tdf SpA, para la Exploración y Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos en la Región de Magallanes y Antártica Chilena”, Decreto 125 del Ministerio de Energía, del 6 de diciembre de 2011 “Establece Requisitos y Condiciones del Contrato Especial de Operación, Bloque Marazzi-Lago Mercedes, que el Estado de Chile suscriba con la Empresa Nacional del Petróleo y YPF Chile S.A., , para la Exploración y Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos en la Región de Magallanes y Antártica Chilena” , Decreto 126 del Ministerio de Energía, del 6 de diciembre de 2011 “Establece Requisitos y Condiciones del Contrato Especial de Operación, Bloque Flamenco, que el Estado de Chile suscriba con la Empresa Nacional del Petróleo y Geopark TdF SpA, , para la Exploración y Explotación de Yacimientos de Hidrocarburos en la Región de Magallanes y Antártica Chilena” ATS Energía - CDT 20 cinco por ciento (95%) de la producción de petróleo o hidrocarburos líquidos proveniente del Área del Contrato, que esté disponible en el punto de entrega (…).” Adicionalmente, respecto de la comercialización, se indica que19: “El Contratista estará obligado a comercializar la totalidad del gas natural comerciable producido en el Área del Contrato, en las mejores condiciones de mercado en el punto de fiscalización del gas natural, lo cual deberá ser corroborado a través de un proceso de licitación pública. Sin perjuicio de ello, el Contrato podrá establecer cláusulas tendientes a permitir la participación de los Contratistas en las licitaciones de suministro a que convoquen las empresas distribuidoras de gas. Asimismo, podrá contener cláusulas que tiendan a asegurar el suministro continuo de gas a las empresas distribuidoras, facultándose al Ministro de Energía a adoptar, en el marco del respectivo Contrato, en forma excepcional, temporal y fundada, las medidas que dicho Contrato contemple para tales efectos y a cuyo cumplimiento se verá obligado el Contratista. El Estado, directamente o por intermedio de sus empresas, tendrá derecho a readquirir del Contratista, el gas natural recibido por éste a título de retribución, en las condiciones de mercado resultantes del proceso de licitación pública. El gas natural recibido por el Contratista y que no sea readquirido por el Estado, podrá ser exportado libremente, sin sujeción a las normas que rijan las exportaciones. (…) Sin embargo, con el fin de satisfacer la demanda de consumo interno de Chile, el Ministro de Energía puede restringir las exportaciones a que alude el inciso anterior, de acuerdo a lo que disponga el Contrato.” De lo anterior, se desprende que una disminución en el consumo de los clientes de Gasco Magallanes, cuyo único proveedor contratado es ENAP (Gasco, 2015), no afectaría las ventas de las empresas, dado que estas se realizan a precios internacionales sean a no destinadas para los clientes de la distribuidora de gas natural de la Región. La caracterización de los productores privados puede ser considerada idéntica para todos los actores, dado que no se aprecia una divergencia en la posición en el mercado o en los incentivos económicos que perciben. Es por esta razón que en la Tabla 4 se presenta una caracterización general de los agentes privados involucrados en la producción de gas natural. Tabla 4. Resumen de caracterización de empresas productoras privadas Rol Funciones Área acción de Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Explorador – Productor Explorar y explotar los bloques en los cuales tengan derechos. Producir hidrocarburos para tranzar en el mercado. Depende del bloque que se hayan adjudicado en CEOP. La zona definitiva de explotación dependerá de los pozos que resulten comercialmente explotables. Mejorar la imagen de la empresa. El desarrollo de medidas de eficiencia energética son socialmente deseables, por lo que permiten mejorar la valoración de la empresa y lograr diferenciación de la competencia. Tener buenas relaciones con la comunidad. El desarrollo de proyectos de eficiencia energética en el marco de la Responsabilidad Social Empresarial, contribuye a la valoración positiva de las empresas por parte de las comunidades. Explotar una eventual línea de negocios. La implementación de proyectos de eficiencia energética fuera del ámbito de la empresa puede desarrollarse como una línea de negocios. Puede desarrollar proyectos en sus instalaciones si es que le ATS Energía - CDT 21 Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas significan una reducción de costos. Al hacer un uso eficiente de los insumos energéticos, puede mejorar sus resultados operacionales. No se aprecian. Aun cuando la eficiencia energética disminuya la demanda, la venta de la producción es tranzada en el mercado a precios competitivos, por lo que al no ser el sector residencial el único demandante, existen otros potenciales consumidores para la producción. Fuente: Elaboración propia GEOPARK La empresa se define de la siguiente forma, “GEOPARK es una empresa Latinoamericana de exploración, operación y consolidación de petróleo y gas con activos y con plataformas de crecimiento en Chile, Colombia, Brasil, Perú y Argentina”. Adicionalmente, se indica que “La Corporación Financiera Internacional del Banco Mundial es un accionista y ha proporcionado financiamiento de largo plazo a Geopark, y LG - el conglomerado coreano - celebró una asociación estratégica con Geopark a fin de construir un portfolio de activos en la industria upstream del petróleo y gas en toda América Latina. Actualmente, LG participa en los proyectos de Chile y Colombia de Geopark. Geopark es el primer productor privado de petróleo y gas en Chile y cotiza en la Bolsa de Valores de Nueva York”20. En Magallanes, Geopark tiene derechos en la explotación de 6 bloques, con la participación de la empresa en los CEOP que se muestran en la Tabla 5. Tabla 5. Participación de Geopark en la explotación de bloques operados por ella Bloque Fell Tranquilo Otway Isla Norte Campanario Flamenco Participación de Geopark (%) 100 25 25 50 50 50 Fuente: Boletín de producción de petróleo y gas, diciembre 2014, Ministerio de Energía WINTERSHALL Empresa alemana dedicada a la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos con operaciones en Asia, Europa, África y América Latina. Aun cuando esta empresa es un referente mundial en la explotación de petróleo y gas natural, en Chile no son titulares únicos u operadores de algún bloque, sino que participan 20 Revisado online el 22 de abril de 2015, en http://www.geo-park.com/sp/introduction/. ATS Energía - CDT 22 en conjunto con otras empresas en Contratos Especiales de Operación Petrolera (GeoPark, Pluspetrol, Methanex, IFC, YPF, como se muestra en la Tabla 2). La participación de la empresa en cada bloque se muestra en la tabla siguiente. Tabla 6. Participación de Wintershall en la explotación de bloques Bloque Tranquilo Otway San Sebastián Participación de Wintershall (%) 25 25 10 Fuente: Boletín de producción de petróleo y gas, diciembre 2014, Ministerio de Energía PLUSPETROL La empresa es parte, junto con Geopark, Wintershall, Methanex e IFC, del consorcio adjudicatario del CEOP del bloque Tranquilo y del bloque Otway. Tienen un 25% de participación en cada uno de los bloques (ver Tabla 2). Adicionalmente, en Latinoamérica, la empresa cuenta con instalaciones en Perú, donde son los principales productores de gas natural y petróleo, y en Argentina es uno de los principales productores de gas. YPF S.A. La empresa argentina, YPF S.A. tiene negocios conjuntos con ENAP en Argentina, Chile e Irán. En particular, en virtud de los CEOP firmados, actúa como operador en el Bloque San Sebastián. De la misma manera, YPF actúa como operador en el Bloque Marazzi - Lago Mercedes. Cabe destacar que ENAP mantiene con YPF una Unión Transitoria de Empresas (UTE), para la explotación offshore en Argentina, indicándose que “La extensión sienta las bases para la ejecución de un importante proyecto gasífero, a implementarse en etapas, destinando 200 millones de dólares iniciales de inversión, monto que se irá ampliando a medida que se vayan concretando etapas posteriores del proyecto. Este plan llevaría la producción de gas desde los 2,4 millones de metros cúbicos día (MM m3/d) actuales a unos 4 millones m3/d en los próximos tres años. Adicionalmente, se incrementarán también los líquidos asociados a valores superiores a los 7.000 barriles por día.”21 PAN AMERICAN ENERGY Pan American Energy (PAE) opera en Argentina, Chile y Bolivia. Comenzó las operaciones en Magallanes en 2008, específicamente en el Bloque Coirón, en conjunto con ENAP, con actividades exploratorias, las que significaron la habilitación de 2 pozos para la explotación de gas natural y uno para petróleo. 21 Revisado online el 30 de abril de 2015, http://www.enap.cl/sala_prensa/noticias_detalle/general/840/enap-e-ypf-extienden-vinculo-en-argentinapara-aumentar-produccion-de-gas ATS Energía - CDT 23 La producción anual de los pozos productores de gas natural, es de aproximadamente 150.000 m3 por día, proyectándose la perforación de 2 nuevos pozos.22 PETROMAGALLANES La empresa neozelandesa Greymouth Petroleum, a través de su filial chilena Petromagallanes creada en noviembre de 2007, tiene participación compartida en un bloque con ENAP, y como único operador en otros 3 (ver Tabla 2). METHANEX La empresa utiliza el gas natural como materia prima en la producción de metanol. En la actualidad ha visto reducido el suministro del insumo, por lo que su producción es reducida. En lo que respecta a exploración y explotación de hidrocarburos, en la página web de la empresa se indica que han tomado la decisión de no invertir en actividades exploratorias en Chile.23 INTERNATIONAL FINANCE CORPORATION International Finance Corporation (IFC) es miembro del Grupo del Banco Mundial. Es la principal institución internacional de desarrollo que centra su labor exclusivamente en el sector privado de los países en desarrollo. En la explotación de hidrocarburos en la Región de Magallanes y Antártica Chilena, tiene participación en la explotación, junto a GeoPark, Pluspetrol, Wintershall y Methanex, en los bloques Otway y Tranquilo, como una participación del 12,5% en cada uno de ellos. DISTRIBUIDOR DE GAS NATURAL Y LICUADO DE PETROLEO La distribución de gas natural en la Región de Magallanes y Antártica Chilena, se realiza a través de redes de distribución, que son propiedad de Gasco Magallanes (River, 2014), del reparto de cilindros de GLP, y del llenado de estanques a granel con GLP. En las 2 últimas alternativas participan Gasco, Enersur y Abastible. Copec realiza la distribución de gas natural comprimido para uso vehicular. Por su parte, ENAP desarrolla la distribución mayorista del recurso.24 La actividad de distribución de gas de red está normada por la Ley 323 de 1931, del Ministerio de Minería, Ley de Servicios de Gas, que establece disposiciones relacionadas a (artículo 1): 22 Revisado online el 20 de abril ar/company/Operations/Paginas/PAE-Chile.aspx de 2015, https://www.pan-energy.com/es- 23 Revisado online el 30 de abril de 2015, http://www.methanex.cl/compania.html 24 Dado que ENAP ya fue caracterizada en su rol como productor, no se describe en esta sección. ATS Energía - CDT 24 1. Las concesiones para establecer, operar, y explotar el servicio público de distribución de gas de red, y las redes de transporte de gas de red; 2. Los permisos para establecer, operar, y explotar la distribución de gas de red y las redes de transporte de gas de red no sujetas a concesión; 3. Las servidumbres a los bienes raíces; 4. El régimen de precios a que están sometidos los servicios de gas de red; 5. Las relaciones de las empresas de gas entre sí, con el Estado, las Municipalidades, y los particulares; 6. Las disposiciones sobre calidad del servicio de gas de red; 7. Las condiciones de seguridad a que deben someterse las instalaciones y artefactos de gas de red y los artefactos a gas licuado; 8. Las condiciones de seguridad de las instalaciones interiores de gas de red y de gas licuado. Complementariamente, el Decreto 67 de 2004, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción25, entre otros, regula las materias siguientes (artículo 3°): “ a) Condiciones y procedimientos para el ofrecimiento e inicio del servicio, suspensión, reposición y término de éste; b) Condiciones de construcción o instalación, operación y mantenimiento de empalmes y medidores; c) Oportuna atención y solución de emergencias, accidentes, interrupciones de suministro y otros imprevistos; d) Adecuada transparencia e información a los clientes y consumidores, antes y durante la prestación del servicio; y e) Condiciones de calidad de servicio.” En términos generales, la actividad de distribución de gas debe ser llevada a cabo en términos no discriminatorios, como se establece en el artículo 6° del citado Decreto Ley. GASCO – GASCO MAGALLANES GASCO opera las redes de distribución de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, desde el año 1981, año en que se adjudicó la licitación pública convocada por ENAP para estar a cargo de la red de distribución, instalaciones y equipos de gas natural y licuado de la Región. Desde entonces, y por medio de la unidad de negocios “Gasco Magallanes”, cumple con el rol de distribuir en las distintas comunas de la Región, 25 Decreto 67 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción; Subsecretaría de Economía; Fomento y Reconstrucción, del 25 de febrero de 2004 que “Aprueba Reglamento de Servicio de Gas de Red”. ATS Energía - CDT 25 exceptuando la Antártica26 (ver Figura 7), gas natural en aquellas zonas que cuentan con una red de distribución de este recurso, y gas licuado de petróleo (GLP). Figura 7. Alcance de Gasco Magallanes en la Región de Magallanes y Antártica Chilena Provincia Antártica Chilena Capital Puerto Williams Magallanes Punta Arenas Tierra del Fuego Porvenir Última Esperanza Puerto Natales Comuna Cabo de Hornos (1) Laguna Blanca (2) Punta Arenas (3) Río Verde (4) San Gregorio (5) Porvenir (6) Primavera (7) Timaukel (8) Natales (9) Torres del Paine (10) Fuente: GASCO Magallanes No obstante lo anterior, la empresa establece sus funciones en (GASCO, 2012), donde se indica que la empresa tiene por objeto: 26 Fabricar, transportar, distribuir y comercializar gas y otros combustibles o sus sustitutos energéticos y sus productos y derivados. Realizar prospecciones, reconocimientos, exploraciones y explotaciones energéticas o de pertenencias mineras e instalar o explotar plantas de beneficios de minerales o productos energéticos propios o ajenos. Fabricar, comercializar, reparar e instalar artefactos, implementos y accesorios, muebles y útiles para el hogar y maquinarias o enseres, para uso doméstico o industrial. Efectuar prestaciones de servicios y ejecución de obras a terceros relacionados con los equipos, maquinarias, laboratorios y demás elementos de la capacidad instalada de la Empresa. La prestación por cuenta propia o de terceros de toda clase de servicios públicos. Revisado online el 17 de marzo de 2015, http://www.gasco.cl/sa/negocios_cobertura.html ATS Energía - CDT 26 La recepción, transporte, envío y entrega de toda clase de bienes muebles, sea por cuenta propia o de terceros. Realizar inversiones en toda clase de bienes muebles, corporales o incorporales, tales como, acciones, bonos y debentures, efectos de comercio, cuotas de fondos mutuos, títulos de crédito de inversión, de renta fija o variable, y en general en toda clase de títulos o valores mobiliarios. Adquirir, explotar, construir, arrendar, administrar, comercializar y enajenar toda clase de bienes inmuebles. Construir, adquirir, efectuar aportes, administrar, modificar y participar en todo tipo de sociedades, sean estas civiles o comerciales, y adquirir derechos o cuotas en comunidades de cualquier naturaleza. Como puede apreciarse, la empresa tiene un amplio espectro de acciones posibles, orientadas a cumplir con su rol como distribuidor de energía. Complementario al rol de distribuidor de energía presentado por la empresa, desde que comenzó sus operaciones en la Región, Gasco S.A. ha desarrollado iniciativas en torno a nuevos usos del gas, así como también campañas de eficiencia energética27: En el año 1988, realiza la primera venta de Gas Natural Comprimido (GNC) o Vehicular a la Empresa COPEC, suceso que dio inicio al abastecimiento de 2.500 vehículos convertidos para utilizar este combustible, mayoritariamente taxis y colectivos. Luego, recién en el año 2005, comienza a desarrollar su primera estación de servicio GLP y GNC llamada “AUTOGASCO MAGALLANES”, enfocada a abastecer el mercado de vehículos que funcionan en base a gas. Continuando con el desarrollo de líneas de negocio del gas para vehículos, en el año 2010 inaugura la primera línea de servicio de transporte público de la ciudad de Punta Arenas llamada “Movigas”. La empresa es operada por Transporte e Inversiones Magallanes S.A, sociedad compuesta por Gasco S.A (85%) y la empresa Círculo Ejecutivo Arriendo de Vehículos Ltda. (15%)28. Movigas cuenta con una flota de 61 buses para 50 pasajeros cuyos motores que funcionan con GNC. Durante el año 2013, se estima que estos buses recorrieron más de 2,5 millones de kilómetros, los cuales transportaron más de 5 millones de pasajeros. (Gasco, 2013). En relación a eficiencia energética, durante el año 2013 y 2014, lleva a cabo la campaña “Guardianes del Tesoro Magallánico”, la cual estuvo dirigida a estudiantes de enseñanza básica con el fin de generar conciencia sobre los cuidados y consumo de gas natural en la Región. Por otro lado, en el último trimestre de 2014 la empresa participó en la Mesa Ciudadana de Energía para Magallanes, lo que da cuenta que la empresa ha asumido un rol en la proyección de la matriz de la Región. 27 Revisado online, el 14 de mayo de 2015 en http://www.gascomagallanes.cl/historia.html 28 Revisado online, el 14 de mayo de 2015 en http://www.movigas.cl/quees.html ATS Energía - CDT 27 Al analizar los incentivos que tiene la empresa para promover la eficiencia energética entre sus consumidores, se aprecia como el principal, el mejoramiento de la imagen de la empresa frente a la comunidad. Sin embargo, las utilidades de la empresa están relacionadas a la magnitud de sus ventas físicas del combustible, por lo que esto presenta un desincentivo para su participación en programas agresivos en la promoción de eficiencia energética. Por otro lado, la empresa desarrolla el Programa de Eficiencia Energética en el Hogar “Ahorra Energía Ahora”29, desarrollando una nueva línea de negocios para la compañía que se materializa en la venta de artefactos eficientes y en la realización de auditorías térmicas en los hogares. En la tabla siguiente se resume la caracterización de Gasco, como actor relevante de la cadena de comercialización del gas en Magallanes. Tabla 7. Caracterización de Gasco Magallanes Rol Distribuidor, comercializador Funciones Las principales funciones de la empresa en la cadena de comercialización del gas de la Región son: transportar, distribuir y comercializar gas y otros combustibles o sus sustitutos energéticos y sus productos y derivados. Área acción de Área de Chile continental perteneciente a la Región de Magallanes y Antártica Chilena. Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Crear imagen de empresa preocupada por el medio ambiente, lo que mejora la valoración de los clientes. El desarrollo de programas relacionados con la eficiencia energética es consistente con la Responsabilidad Social Empresarial. Desarrollo de una línea de negocios relacionada a la venta de productos y la realización de auditorías. Puede desarrollar proyectos en sus instalaciones si es que le significan una reducción de costos. Al hacer un uso eficiente de los insumos energéticos, puede mejorar sus resultados operacionales. Las utilidades de la empresa dependen de las ventas físicas que realicen. Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas Fuente: Elaboración propia 29 Revisado online el 27 de mayo de 2015, http://www.gasco.cl/ahorro/minisitio.swf ATS Energía - CDT 28 ABASTIBLE La Abastecedora de Combustibles S.A, también conocida como Abastible, es una empresa constituida en 1956 perteneciente a Empresas Copec, la cual está dedicada a la comercialización y distribución de gas licuado de petróleo (GLP) de uso doméstico e industrial (COPEC, 2013). Actualmente declara tener una cobertura desde Arica a Punta Arenas en lo que se refiere a la distribución de gas licuado envasado, tanto para uso doméstico como comercial 30. En la Región de Magallanes y Antártica Chilena comienza a distribuir el recurso de gas a partir de fines de 201131, cuando da inicio al “Servicio Distribución Granel” por medio de la línea de negocios “Nautigas”, la cual está enfocada principalmente a la industria acuícola de salmones32. Esta industria requiere un medio ambiente libre de contaminación para cumplir con estándares internacionales como ISO 14.000 y Acuerdos de Producción Limpia (APL), lo cual motiva a Abastible a crear el producto Nautigas, el cual se utiliza en procesos como el calentamiento de agua, en hornos para secado y conservación, entre otros33. La visión y misión actual de la empresa, como se puede apreciar, está orientada al desarrollo de energías limpias, incorporando excelencia e innovación, lo que resulta consistente con el desarrollo de la eficiencia energética34: Visión: Ser líder y referente en Chile y Sudamérica en la comercialización de gas licuado y otras fuentes limpias de energía. Misión: Entregar energía limpia, aportando a la calidad de vida, con un servicio de excelencia, innovación y desarrollo sustentable. Respecto al área de acción de la empresa, como no se trata de una distribución a través de redes, puede extenderse a toda la región, a través de un sistema de trasporte en camiones. La empresa cuenta con un área de eficiencia energética 35 que se ha desarrollado para aprovechar la oportunidad de negocios que significa la realización de auditorías 30 Revisado online el 17 de marzo de 2015, http://www.abastible.cl/productos/cilindro/nuestroservicio/servicio/ 31 Revisado online el 17 de marzo de 2015, http://economia.terra.cl/noticias/noticia.aspx?idNoticia=201212042216_TRR_81812384 32 Información obtenida el 17 de marzo de 2015 desde el sitio: http://www.aqua.cl/2011/12/29/abastiblecomenzo-servicio-de-distribucion-granel-en-magallanes/ 33 Revisado online el 23 de marzo de 2015, http://www.abastible.cl/innovacion/nautigas/definicion/conocenautigas/ 34 Revisado online el 17 de marzo de 2015, http://pruebanner.com/webabastible/corporativo/nuestrosvalores/ 35 Revisado online el 27 de energetica/definicion/experiencia/ mayo de 2015, http://www.abastible.cl/innovacion/eficiencia- ATS Energía - CDT 29 energéticas. Adicionalmente, la eficiencia energética es socialmente valorada, por lo que existe un incentivo, basado en la valoración de la marca para incorporar esta variable. Sin embargo, como toda empresa distribuidora de energía, las utilidades del negocio están asociadas a las ventas en unidades físicas, por lo que el impulsar campañas exitosas de eficiencia energética puede ser contraproducente para la empresa. Tabla 8. Resumen de caracterización de Abastible Rol Distribuidor Funciones Hacer llegar a los consumidores cilindros de gas licuado, principalmente a empresas Área acción de Industrias de la Región, principalmente las relacionadas a la acuicultura. Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desarrollo de una línea de negocios. Mejoramiento en la valoración social de la marca. Puede desarrollar proyectos en sus instalaciones si es que le significan una reducción de costos. Al hacer un uso eficiente de los insumos energéticos, puede mejorar sus resultados operacionales. Disminución en las ventas, y por tanto de las utilidades de la empresa. Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas Fuente: Elaboración propia ENERSUR ENERSUR S.A. es una comercializadora y distribuidora de combustibles en la Región de Magallanes y Antártica Chilena. La empresa fue formada con capitales regionales el año 1999, mismo año en que comienza el funcionamiento de su primera estación de servicio “ENERSUR TRES PUENTES” ubicada en la ciudad de Punta Arenas, la cual expende gasolina de 93, 95, 97 octanos, GLP, diesel y gas natural comprimido. En el caso de GLP y petróleo diesel, cuenta con servicio a domicilio 36 . Posteriormente expandió su presencia en la Región instalando dos nuevas estaciones de servicio: ENERSUR Puerto Natales: Inicia su funcionamiento el año 2002 en Puerto Natales, para expender gasolina de 93, 95, 97 octanos, diesel y gas natural comprimido. También cuenta con reparto de diesel. Estación 21 de Mayo: Comienza a funcionar en el año 2009 en el sector sur de la ciudad de Punta Arenas para expender gasolina de 93, 95, 97 octanos y diesel. La empresa, trabaja bajo la siguiente misión y visión: 36 Revisado online el 25 de marzo de 2015, http://www.enersur.cl/ ATS Energía - CDT 30 Misión: Abastecer las demandas de los clientes combustible líquido vehicular e industrial y Gas Natural Comprimido a la locomoción colectiva menor, en la región de Magallanes con una atención de excelencia y con el apoyo de servicios complementarios. Visión: Atender en forma óptima la demanda regional de combustibles líquidos y gaseosos de nuestros clientes, para que nos reconozcan como una empresa regional que brinda la mejor atención y mayor comodidad. Entonces, el principal rol y función de esta empresa, es el de distribución del recurso gas licuado y natural comprimido en las ciudades de Punta Arenas y Puerto Natales. Al igual que las demás empresas distribuidoras de gas, ENERSUR es una empresa privada que persigue rentabilidad como objetivo primario. Complementario de lo anterior, las empresas buscan cumplir con su Responsabilidad Social Empresarial y mantener buenas relaciones con las comunidades. Para estos efectos, la eficiencia energética es un aspecto relevante, por lo que se aprecia un incentivo para la adopción por parte de las empresas. Además, la eficiencia energética puede resultar en una oportunidad de negocios y en reducción de costos si se aplica en instalaciones propias, lo que es un incentivo adicional. Por otro lado, como las ventas de las empresas están asociadas a las ventas físicas de gas, por lo tanto, al implementar o impulsar programas de eficiencia energética efectivos entre sus consumidores, porque disminuirían las ventas. Las principales características de la empresa se resumen en la tabla siguiente. Tabla 9. Resumen de caracterización de ENERSUR Rol Distribuidor Funciones Principalmente distribuir GLP y GNC entre los ciudadanos de las ciudades de Punta Arenas y Puerto Natales. Área acción de Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas En las ciudades Punta Arenas y Puerto Natales. Potencialmente, puede representar el desarrollo de una línea de negocios. Mejoramiento en la valoración social de la marca. Cumplimiento con la Responsabilidad Social empresarial. Puede desarrollar proyectos en sus instalaciones si es que le significan una reducción de costos. Al hacer un uso eficiente de los insumos energéticos, puede mejorar sus resultados operacionales. Disminución en las ventas, y por tanto de las utilidades de la empresa. Fuente: Elaboración propia ATS Energía - CDT 31 COPEC La Compañía de Petróleos de Chile inicia sus operaciones en el país en 1934. A 1940, la red de estaciones de servicio cubría desde Coquimbo a Magallanes, suministrando combustibles líquidos.37 En 1988, Gasco Magallanes realizó la primera venta de gas natural comprimido o vehicular a Copec, comenzando a suministrar el combustible en 2 estaciones de servicio. Los principales consumidores en una primera instancia eran taxis y colectivos, alcanzando cerca de 2.500 automóviles.38 Actualmente cuenta con estaciones de servicio en Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams y Porvenir. Solo en la ciudad de Punta Arenas cuentan con oferta de gas natural comprimido. La empresa cuenta con el Sello de Eficiencia Energética, lo que da cuenta que mantiene información periódica y actualizada sobre sus consumos de energía, que cuenta con una unidad encargada de la gestión energética y una política de eficiencia energética, estableciendo metas anuales orientada a la consecución de metas y que ha desarrollado al menos un proyecto éxitos en eficiencia energética.39 La empresa ha demostrado su preocupación por el desarrollo energético sustentable. Un ejemplo de esto es la iniciativa Renova lanzada en 2008, que consiste en implementar proyectos de eficiencia energética y de energías renovables no convencionales. En materia de eficiencia energética se ha realizado el cambio de luminarias por versiones LED en más de un tercio de su red y se encuentran haciendo estudios de perfil energético para identificar oportunidades de mejora. Una de las estaciones intervenidas por Renova está ubicada en Punta Arenas, en la que se han instalado aerogeneradores que aportan 7,4 MWh/año, evitando la emisión de 2,9 toneladas de CO2 por año. 40 Aun cuando no ha impulsado otras iniciativas comerciales de eficiencia energética, la empresa, a través de del canal industrial, desarrolla una importante difusión de iniciativas en la materia, sean estas relacionadas o no con su negocio principal. Como las otras empresas distribuidoras, los incentivos para la eficiencia energética son la disminución de costos operacionales, posibilidad de desarrollo de nuevos negocios, mejoramiento de la imagen de la empresa, cumplimiento de la Responsabilidad Social Empresarial, mientras que el desincentivo es que una disminución en las ventas puede afectar sus utilidades. A continuación, en la Tabla 10 se resumen las principales características de la empresa. 37 Revisado online el 14 de julio de 2015, en http://ww2.copec.cl/nuestra-empresa/historia 38 Revisado online el 13 de julio de 2015, en http://www.gascomagallanes.cl/historia.html 39 Revisado online el 14 de julio de 2015, http://www.selloee.cl/uploads/basessello/1a281963941711be3e9fa0f0e90f6244e9210031.pdf 40 en Revisado online el 15 de julio de 2015, en http://ww2.copec.cl/places/punta-arenas ATS Energía - CDT 32 Tabla 10. Resumen de caracterización de COPEC Rol Distribuidor Funciones Distribuir GNC para uso vehicular. Área acción de Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas En las ciudades Punta Arenas, Puerto Williams, Porvenir y Puerto Natales. Potencialmente, puede representar el desarrollo de una línea de negocios. Mejoramiento en la valoración social de la marca. Cumplimiento con la Responsabilidad Social empresarial. Puede desarrollar proyectos en sus instalaciones si es que le significan una reducción de costos. Al hacer un uso eficiente de los insumos energéticos, puede mejorar sus resultados operacionales. Disminución en las ventas, y por tanto de las utilidades de la empresa. Fuente: Elaboración propia CONSUMIDORES Como ya se mencionó, en la región existe una amplia gama de consumidores, que tienen distintas motivaciones en la demanda de energía. Principalmente pueden distinguirse dos grandes grupos: el primero los consumidores residenciales, que buscan satisfacer sus necesidades de climatización, cocción de alimentos y agua caliente sanitaria; el segundo grupo corresponde a los consumidores comerciales, industriales y de servicios, donde el consumo está relacionado con el desarrollo de su actividad productiva. A continuación se entrega una descripción de estos grupos. CONSUMIDORES RESIDENCIALES Los consumidores residenciales están distribuidos por toda la región, y su motivación principal es satisfacer sus necesidades, sujeto al presupuesto respectivo. Dado que no realizan actividades comerciales derivadas de la demanda de gas natural, su motivación para invertir en eficiencia energética está dada por: mejorar el confort dentro de sus viviendas, disminuir el gasto destinado a energéticos, y algunos consumidores pueden motivarse por razones de sustentabilidad, como son ser más eficientes y disminuir la huella de carbono. Respecto de los desincentivos para invertir en eficiencia energética, existen extensos estudios que tratan sobre las barreras para el desarrollo de la eficiencia energética en el segmento residencial, las que pueden visualizarse como desincentivos percibidos. Entre estos estudios destaca (CEPAL, 2002), donde se identifican las barreras siguientes: Barreras legales e institucionales, que se materializan en la ausencia de una normativa adecuada, ya sea que apunte a la promoción o establezca ATS Energía - CDT 33 obligaciones, además de la carencia de atribuciones claras de la autoridad energética en esta materia. Entre las ausencias puede mencionarse la falta de un mecanismo de desacoplamiento, falta de etiquetado de eficiencia energética para muchos productos de amplio consumo, entre otros. Barreras económicas y financieras, que afectan no solo las condiciones de competencia en el mercado, sino que también la calidad de la oferta y la forma de la demanda. Destaca que una consecuencia de una oferta de financiamiento incompleta, un bajo desarrollo de las empresas de servicios energéticos, y por tanto la oferta del mercado de la eficiencia energética se hace incompleta. Debe sumarse a esto que para consumidores en que la energía representa una escasa proporción de sus gastos, consumidores de altos ingresos, la eficiencia energética se percibe como poco atractiva. Sumado a lo anterior, el alto costo de los créditos, la escasa disponibilidad de financiamiento promocional entorpecen el desarrollo de la eficiencia energética. Barreras culturales, se observan en los patrones y hábitos de consumo de energía, y en la selección de artefactos. Las costumbres y paradigmas que pueden estar arraigados en la población pueden entorpecer o retrasar la adopción de nuevas tecnologías o hábitos de consumo. Es importante mencionar que el nivel de atractivo de una medida de eficiencia energética está directamente relacionado con los beneficios económicos que se obtienen de su implementación. En el caso de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, donde el gas está fuertemente subsidiado, el periodo de repago de las medidas es alto, y por tanto poco atractivo para la mayoría de los consumidores. En la tabla siguiente se presenta la caracterización de los consumidores residenciales. Tabla 11. Resumen de caracterización de los consumidores residenciales Rol Consumidor Funciones Utilizar el combustible para satisfacer sus necesidades Área acción de Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas Distribuida en toda la región. Disminución del gasto en energía. Compromiso con la sustentabilidad en el desarrollo energético. Mejoramiento del confort en la vivienda. Desconocimiento de los beneficios. Falta de personal capacitado cerca de sus lugares de residencia. Desconfianza en tecnologías eficientes. Falta de presupuesto para realizar inversiones. Periodos de recuperación muy altos. Falta de alternativas atractivas de financiamiento. Fuente: Elaboración propia ATS Energía - CDT 34 CONSUMIDORES INDUSTRIALES, COMERCIALES Y DE SERVICIOS Los consumidores industriales, comerciales y de servicios, como ya se mencionó, tienen una motivación distinta que los clientes residenciales para demandar energía. Esta es el desarrollo de su actividad económica, por lo que existe cierta divergencia en los incentivos percibidos. Para el sector residencial una variable importante en la decisión es el mejoramiento del confort dentro de la vivienda, lo que no se aprecia con la misma fuerza en el sector industrial, comercial y de servicios. Por otro lado, en este último el mejoramiento de la imagen, lo que le permite obtener una valoración positiva por parte de los consumidores, y una distinción respecto de la competencia, es un incentivo para invertir en eficiencia energética. Si bien estos agentes pueden operar en un nivel distintos del mercado que los consumidores residenciales (mayorista y minorista), la imperfección del mercado descrita para el caso de los consumidores residenciales aplica también para estos. En este sentido, resulta particularmente importante la dificultad en el acceso a financiamiento en condiciones atractivas para consumidores industriales, comerciales y de servicios de tamaño pequeño o mediano. Entre los actores más relevantes de este segmento en la Región, se pueden mencionar los siguientes: 41 Empresa Eléctrica de Magallanes: Empresa que utiliza el gas natural para producir electricidad, que inyecta al Sistema Mediano de Magallanes. Movigas: Empresa de transporte que utiliza el gas natural como energético para su flota de buses que opera en la ciudad de Punta Arenas. Respecto a estos, en la página web de la empresa se señala: “estas máquinas poseen motores que permiten la utilización de energías renovables, en este caso GNC proveniente de Biogás Metanizado, lo cual, además de ser extremadamente eficiente ambientalmente, es altamente eficiente energéticamente al poder utilizar combustibles 100% ecológicos; lo que transforma a la flota Movigas en la más ecológica de Sudamérica.”41 Methanex: Empresa que utiliza el gas natural como insumo para la producción de metanol en su planta ubicada en Cabo Negro. La reducción en la cantidad de gas natural disponible en la Región ha afectado la producción de la empresa, haciendo que sus instalaciones operen a una capacidad reducida. Es por esto que se encuentran en proceso de trasladar dos de sus plantas desde la región a Estados Unidos.42 Revisado online el 15 de julio de 2015, en http://www.movigas.cl/medioambiente.html 42 Revisado online el 15 de julio de 2015, en https://www.methanex.com/es/location/southamerica/chile/acerca-de-methanex-en-chile ATS Energía - CDT 35 Tabla 12. Resumen de caracterización de los consumidores industriales, comerciales y de servicios Rol Consumidor Funciones Utilizar el combustible para desarrollar sus actividades productivas Área acción de Distribuida en toda la región. Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas Al hacer un uso eficiente de los insumos energéticos, puede mejorar sus resultados operacionales. Compromiso con la sustentabilidad en el desarrollo energético. Cumplimiento con la Responsabilidad Social Empresarial. Desconocimiento de los beneficios. Falta de competencias técnicas para el desarrollo de proyectos. Desconfianza en tecnologías eficientes. Falta de presupuesto para realizar inversiones. Periodos de recuperación muy altos. Falta de alternativas atractivas de financiamiento. Fuente: Elaboración propia ORGANISMO REGULADOR El ordenamiento nacional confiere a la Comisión Nacional de Energía un rol principalmente regulador, mientras que a la Superintendencia uno fiscalizador, teniendo ambos potestades normativas. Es importante señalar que en la literatura se reconoce un rol muy importante al Estado en la generación de condiciones que propicien el desarrollo del mercado de eficiencia energética. El Profesor Enzo Sauma señala que una de las principales carencias relacionadas con eficiencia energética es la ausencia de información de patrones de consumo de la energía. (Sauma, 2009) En este sentido, el regulador puede establecer los incentivos para la generación de información, o bien las regulaciones que permitan que actores que cuentan con la información (como las distribuidoras de energía) hagan un uso conveniente de esta para el desarrollo del mercado. Luego, para que las empresas de distribución puedan situarse como desarrolladores de programas, debe eliminarse el nexo entre las ventas físicas y las utilidades de la empresa, cambios que solo pueden ser realizados por el regulador. COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA La Comisión Nacional de Energía (CNE), es un organismo público y descentralizado, con patrimonio propio, creada por medio del Decreto Ley N° 2.224 de 1978, del Ministerio de Minería, que “Crea el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía”. El objetivo de la CNE es establecido en el Artículo 6° del DL 2.224 de la siguiente manera: “La Comisión será un organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de producción, ATS Energía - CDT 36 generación, transporte y distribución de energía, con el objeto de disponer de un servicio suficiente, seguro y de calidad, compatible con la operación más económica.” Dada su entidad, la CNE tiene competencias en todo el territorio nacional y sus funciones, establecidas en el Artículo 7° del DL 2.224, son: a) Analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos, en los casos y forma que establece la ley. b) Fijar las normas técnicas y de calidad indispensables para el funcionamiento y la operación de las instalaciones energéticas, en los casos que señala la ley. c) Monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado del sector energético, y proponer al Ministerio de Energía las normas legales y reglamentarias que se requieran, en las materias de su competencia. d) Asesorar al Gobierno, por intermedio del Ministerio de Energía, en todas aquellas materias vinculadas al sector energético para su mejor desarrollo. Respecto a la disposición en invertir en eficiencia energética, la CNE no es un ejecutor de programas, por lo que no le corresponde invertir en la implementación de programas de eficiencia energética. No obstante, en su rol de asesor del Gobierno y de monitoreo y proyección del funcionamiento del sector energético, puede encargar la realización de estudios que identifiquen oportunidades o bien entreguen lineamientos de política pública. Tabla 13. Resumen de caracterización de CNE Rol Regulador Funciones Analizar estructuras tarifarias, fijar normas técnicas. Área acción de Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas Nacional No está dentro del rol de la CNE ejecutar programas de inversión en eficiencia energética, aun cuando tiene un papel fundamental en la regulación de la actividad. Fuente: Elaboración propia ORGANISMO FISCALIZADOR Como ya se mencionó, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles tiene un rol fiscalizador y sancionador, además de tener potestades normativas. ATS Energía - CDT 37 En la literatura se menciona, relacionado a programas de eficiencia energética, que no es conveniente que organismos del Estado sean los administradores de los programas de eficiencia energética, dado que la información que posee de los consumidores es menos precisa que la que pueden tener otros agentes del mercado. A este respecto, el Profesor Enzo Sauma señala que una lección que puede desprenderse del desarrollo de la crisis eléctrica de California es que el Estado debe asumir un rol de supervisión y control de las actividades emprendidas por las distribuidoras en la administración de programas. (Sauma, 2009) Así, se desprende la necesidad de mantener dentro de la administración del Estado, un órgano con competencias de fiscalización, que pueda vigilar el comportamiento de las empresas en general, y en términos de eficiencia energética en particular, como por ejemplo en la revisión de los resultados de los programas impulsados y en el cálculo de las tarifas. En Chile, como ya se mencionó, la institución con competencias de fiscalización es la Superintendencia de electricidad y Combustibles (SEC), que ha tenido vinculación con la eficiencia energética a través de la generación de protocolos eléctricos para el etiquetado de artefactos, el desarrollo de estudios relacionados, entre otros. A continuación se caracteriza a la SEC. SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), fue creada en mayo de 1985 con la Ley 18.410 del Ministerio de Economía que “Crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles”. Desde entonces, se fijan las responsabilidades de la SEC en el Artículo 3° de la Ley, entre ellos se destacan las siguientes que tienen relación con el gas: Numeral 13: Fiscalizar en las instalaciones y servicios eléctricos, de gas y de combustibles líquidos, el cumplimiento de las obligaciones establecidas en los decretos de concesión. La Superintendencia deberá llevar un archivo actualizado de los antecedentes relativos a las concesiones eléctricas, de gas y de combustibles líquidos. Numeral 20: Formar las estadísticas técnicas de explotación de las empresas eléctricas, de gas y de combustibles líquidos del país, en la forma que especifique la Comisión Nacional de Energía. Al efecto, la Superintendencia podrá requerir de las empresas señaladas la información necesaria, pudiendo sancionar con multa la no entrega de dicha información dentro de los plazos establecidos. Numeral 23: Sancionar el incumplimiento de las normas técnicas y reglamentarias vigentes o que se establezcan en virtud de la legislación eléctrica, de gas y de combustibles líquidos relativas a las instalaciones correspondientes, con desconexión de éstas, multas o ambas medidas. Numeral 24: Fiscalizar el cumplimiento de los requisitos de seguridad para las personas y bienes en las instalaciones destinadas al almacenamiento, refinación, transporte y expendio de recursos energéticos, cualquiera sea su origen y destino, conforme se establezca en los reglamentos respectivos y en las normas técnicas complementarias. Numeral 26: Autorizar a los organismos de certificación de envases, aparatos e instrumentos de gas licuado, como asimismo a las instituciones destinadas a ATS Energía - CDT 38 efectuar la inspección periódica de cilindros de gas licuado que se utilizan para el expendio a los consumidores y fiscalizar el cumplimiento de dicha inspección. Numeral 32: Determinar la ubicación de las plantas generadoras de gas y gasómetros. Numeral 33: Proponer al Ministerio la dictación de normas reglamentarias sobre almacenamiento, transporte, distribución, expendio y comercialización en general de gas licuado y sobre intercambiabilidad de cilindros de gas licuado entre las empresas distribuidoras y entre éstas y los usuarios; quedando facultado en esta materia el Superintendente de Electricidad y Combustibles para resolver en calidad de árbitro arbitrador los conflictos que las partes sometieren a su conocimiento y para dictar instrucciones relativas a la aplicación de las disposiciones reglamentarias a que se refiere este número Complementario a la Ley 18.410, en el DFL1/1979 Reglamento de instalaciones interiores de gas, se atribuye a la SEC las siguientes responsabilidades: Artículo 6°: La Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante, la Superintendencia o SEC, será el organismo encargado de fiscalizar el correcto y oportuno cumplimiento del presente reglamento; debiendo velar por su aplicación expedita. Artículo 164°: La Superintendencia será el organismo encargado de fiscalizar el correcto y oportuno cumplimiento del presente reglamento y por lo tanto podrá efectuar inspecciones intempestivas a las instalaciones de gas, tanto en ejecución como en servicio, y en cualquier estado de avance en que se encuentren los trabajos. Artículo 165°: No obstante lo anterior, las instalaciones de gas en servicio, incluyendo equipos de GL, empalmes, tuberías y artefactos podrán ser inspeccionados por la Superintendencia o por la empresa cuando éstas lo estimen necesario. En resumen, el principal rol que cumple la SEC a nivel país se puede definir como “fiscalizar el cumplimiento de la normativa legal y técnica por parte de quienes participan en la generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad”43, En la Región, la SEC cuenta con una Dirección Regional que está ubicada en la ciudad de Punta Arenas, y ha desarrollado actividades con la ciudadanía en el marco del Programa “Gobierno en Terreno”44, como las siguientes: 43 Información extraída el 17 de marzo de 2015, desde la http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3417517&_dad=portal&_schema=PORTAL página web: 44 Programa que busca “Acercar la oferta pública a las localidades más vulnerables y aisladas del país, afianzando la protección de los ciudadanos, la equidad social y territorial.”, acorde a lo informado en la página visitada el 23 de marzo de 2015 http://www.gobiernointerior.gov.cl/tu-gobierno-en-terreno/. ATS Energía - CDT 39 En el año 2013, se realizó la actividad “Gobierno en Terreno” en el Hall Central de la Zona Franca de Punta Arenas y en la Junta Vecinal N° 23, “Octavio Castro”, de Puerto Natales. En la primera, fueron atendidas consultas de usuarios y fueron entregaron consejos y folletería sobre el uso seguro y eficiente de los energéticos y sus instalaciones. En la segunda, se informó a los asistentes acerca de los riesgos que pueden representar, para las personas y los inmuebles, las instalaciones eléctricas y de gas, haciendo hincapié en los riesgos que se generan al interior de los hogares por la presencia de monóxido de carbono, que se originan por instalaciones defectuosas o faltas de mantenimiento45. En el marco de la campaña “Cuentas Claras y Simples”, en septiembre de 2014, es llevada a cabo la jornada de “Gobierno en Terreno” con el objetivo de que la ciudadanía pueda expresar sus dudas e inquietudes con respecto a la información que contienen las boletas eléctricas y de gas46. De lo anterior se puede desprender que la SEC impulsa acciones de socialización de conocimientos relacionados con el consumo de gas. Al igual que la CNE, la SEC no es un ejecutor de programas por lo que no puede realizar inversión en programas de eficiencia energética. Sin embargo, puede aportar con el desarrollo de estudios relacionados, y con acciones normativas, como por ejemplo el establecer los protocolos técnicos para el ensayo y posterior etiquetado de eficiencia energética de productos. Tabla 14. Resumen de caracterización de SEC Rol Fiscalizador Funciones Fiscalizar el cumplimiento de la normativa legal y técnica por parte de quienes participan en la generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad. Área de acción Nacional Incentivos para invertir en eficiencia energética del gas Desincentivos para invertir en eficiencia energética del gas No está dentro del rol de la SEC ejecutar programas de inversión en eficiencia energética, aun cuando tiene un papel fundamental como fiscalizador. Fuente: Elaboración propia 45 Revisado online el 23 de marzo http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,5211695&_dad=portal&_schema=PORTAL 46 Revisado online el 17 de marzo de http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,5767695&_dad=portal&_schema=PORTAL ATS Energía - CDT de 2015, 2015, el 40 MECANISMOS DE DESACOPLAMIENTO En primer lugar se considera necesario conocer el esquema tarifario nacional relativo a la industria del gas. Luego se procede a la descripción de mecanismos de desacoplamiento implementados a nivel mundial, para terminar con una evaluación de la aplicabilidad de estos a la distribución de gas en Magallanes. ESQUEMA TARIFARIO EN CHILE En Chile, el cuerpo legal que indica el procedimiento de tarificación de los servicios de distribución de gas de red, corresponde a la Ley de Servicios de Gas y sus modificaciones. Decreto N°323 del Ministerio de Minería, específicamente por su Párrafo 2. El artículo 30 del citado párrafo establece la libertad para la fijación de precios o tarifas, imponiendo que estos no deben ser discriminatorios y la obligatoriedad de publicidad de los pliegos. Luego, el artículo siguiente establece que una Comisión Resolutiva (creada por el DL N°211 de 1973) puede solicitar al Ministerio de Economía, Fomento y Turismo 47 que fije las tarifas de una determinada zona de concesión para los clientes que consuman mensualmente menos de 100 GJ48, cuando “los ingresos de explotación que se produzcan a lo largo de un año calendario le permitan obtener a los bienes de la zona de concesión una tasa de rentabilidad económica superior en cinco puntos porcentuales a la tasa de costo anual de capital definida en el artículo 32º”. Luego, la tasa de costo anual de capital será calculada por el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo47, considerando “el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de servicio público de distribución de gas en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de costo anual de capital no podrá ser inferior al seis por ciento”. Para fiscalizar la rentabilidad de las empresas, es decir, realizar un chequeo de rentabilidad de las empresas de distribución de gas de red que operan en territorio nacional, exceptuando las que operan en la Región de Magallanes y Antártica Chilena (Gasco Magallanes), se estableció un procedimiento a través de la resolución Exenta N° 717, de la Comisión Nacional de Energía, del 24 de septiembre de 2012. La mencionada Resolución establece que “las empresas concesionarias deberán informar y valorizar sus Costos e Ingresos de explotación e informar el VNR de sus instalaciones”. Para estos efectos se genera un manual que se anexa a la Resolución, donde se especifican definiciones y procedimientos para la realización del chequeo de rentabilidad. SITUACIÓN ACTUAL EN MAGALLANES El precio regulado, o tarifa, de venta de gas a clientes pequeños (con un consumo menor a 25.000 m3) cuenta en lo medular, con tres componentes. La primera corresponde a un 47 En el cuerpo legal se menciona al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. 48 Equivalentes a 2.558, 67 m . 3 ATS Energía - CDT 41 cargo por el insumo energético (Cargoenergía), es decir el gas utilizado por los consumidores, el segundo es un cargo por el transporte del gas (Cargotransporte) desde las instalaciones de producción a las de la empresa distribuidora, y tercero, un término corresponde al Valor Agregado de Distribución (VAD). El VAD es entonces la retribución económica que recibe la distribuidora de gas, en la Región Gasco Magallanes, por llevar el gas a cada uno de sus consumidores, realizar expansiones en la red, mantener un servicios de atención al cliente, entre otros relacionados con el servicio prestado, como se muestra en la figura siguiente. Figura 8. Distribución del gas natural Fuente: Elaboración propia Luego, de manera sencilla puede establecerse que la tarifa ($/m3 de gas natural) se calcula de la manera siguiente: Tarifa Cargoenergía Cargotransporte VAD Este modelo es común con otras industrias reguladas, donde se establece a través de un procedimiento un justo pago para cada actor en la cadena de distribución de un energético. Por ejemplo, puede mencionarse que en el caso de energía eléctrica, los precios a nivel de distribución corresponden a la suma del precio de nudo (cargo por ATS Energía - CDT 42 energía), el peaje de transmisión (cargo por transporte de la electricidad) y el valor agregado por distribuir la energía49. Sin embargo, en virtud de la condición de zona extrema de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, como el carácter de fundamental del gas para el desarrollo de la población, es que se entrega un subsidio al precio del gas propiamente tal, subsidio que es recibido por ENAP, y que es contemplado desde 2013 como una partida en la Ley de Presupuestos.50 Es importante destacar que el aporte compensatorio aplica solamente para los pequeños consumidores. Así, aquellos con una demanda mensual que supera los 25.000 m3 deberán cancelar una tarifa por el gas sin aporte. El procedimiento para el cálculo compensatorio se hace público mediante Resolución Exenta por parte de la Comisión Nacional de Energía. En el año 2015, se evacuó la Resolución Exenta N°40 que Establece el procedimiento para el Cálculo y Determinación del Aporte compensatorio que indica, en conformidad a lo dispuesto en la Ley N°20.798, de Presupuestos del Sector Público correspondiente al año 2015. El cálculo de aporte compensatorio total se realiza mensualmente, a través de la evaluación de las fórmulas siguientes: AC VE CUP PCG V 25 PCG PF Donde: AC : Aporte compensatorio a ENAP ($/mes) VE : Volumen total de gas de producción propia de ENAP en la Región de Magallanes y Antártica Chilena facturado a Gasco S.A., para las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Porvenir (m 3/mes). Se entenderá por “producción propia”, para efectos de este procedimiento, aquella proveniente de yacimientos explotados exclusivamente por ENAP, excluyendo la de bloques explotados conjuntamente con otras empresas o compañías mediante Contratos Especiales de Operación Petrolera. CUP : Costo Unitario de Producción de gas de ENAP, ($/m3), el cual corresponde al calor obtenido a partir de los costos de producción en la unidad de Exploración y Producción (E&P) y el volumen de producción propia de gas natural de ENAP en la Región de Magallanes y la Antártica Chilena facturado a la empresa 49 Revisado online el 28 de julio de 2015, en http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/introduccion-aelectricidad 50 Como ejemplo se puede mencionar el Proyecto de Ley de Presupuestos año 2015, que señala en la descripción de la partida presupuestaria de la Subsecretaría de Energía, “Con cargo a estos recursos se transferirá a la Empresa Nacional del Petróleo, ENAP, el aporte compensatorio que corresponda por el menor valor que obtenga por las ventas realizadas a la empresa distribuidora de gas de la Región de Magallanes y Antártica Chilena.” Adicionalmente, se contempla que “En la eventualidad que la producción de ENAP en la cuenca de Magallanes no sea suficiente para suministrar las necesidades de gas de la empresa distribuidora de gas de la Región de Magallanes y Antártica Chilena, el monto a transferir a ENAP podrá considerar el reembolso de los recursos adicionales que ella destine a la compra de gas.” ATS Energía - CDT 43 distribuidora. PCG : V<25 : PF : Precio base establecido en el Contrato vigente de Suministro de Gas Natural XII Región de Magallanes y Antártica Chilena, suscrito entre ENAP y GASCO S.A., ($/m3). Este precio está expresado en unidades de US$/MMBTU, y las variaciones mensuales que presente su conversión a $/m3, dependerá del poder calorífico del gas entregado y de la tasa de cambio del dólar. Esta conversión es efectuada por ENAP. Suma de los volúmenes vendidos por GASCO S.A. a sus clientes en la Proción que no supere a los 25.000 m3/mes para cada uno de ellos en forma individual (m3/mes) con límite superior equivalente a la producción propia de ENAP destinada a ventas a la empresa distribuidora de gas. Precio facturado con bonificación ($/m3). Este precio facturado se calcula en unidades de US$/MMBTU. La variación mensual que presente la conversión a $/m3, dependerá del poder calorífico del gas entregado y de la tasa de cambio del dólar. Luego, el precio facturado, con bonificación, es determinado por ENAP como sigue: PF PCG BCG Donde BCG corresponde a la bonificación sobre el precio base establecida en el contrato vigente de suministro de Gas Natural XII Región de Magallanes y Antártica Chilena, suscrito entre ENAP y GASCO S.A. (US$/MMBTU). Es importante destacar que en ciertos periodos de alta demanda, la producción propia de ENAP no alcanza para suministrar la demanda de gas, por lo que la empresa se ve obligada a adquirir la producción obtenida a través de la participación de otras empresas en Contratos Especiales de Operación Petrolera. En esta circunstancia, ENAP debe comprar este gas a precios competitivos, como se detalla en la sección que detalla la producción de gas natural en este documento. PROYECTO DE LEY DE TARIFICACIÓN DEL GAS NATURAL EN MAGALLANES Aun cuando el procedimiento de determinación de la tarifa de gas natural en la distribuidora de gas de red en la Región de Magallanes y Antártica Chilena puede considerarse similar a la de otras industrias, no está claramente reglamentado y sus resultados no son transparentes, como si ocurre en otras industrias reguladas, como la eléctrica y la sanitaria. Considerando lo anterior, y luego de la contingencia ocurrida en la región luego del anuncio de alza de tarifas, el Gobierno envió al Congreso el proyecto descrito por el MENSAJE Nº 181-359: “Mensaje de S.E. el Presidente de la Republica con el que inicia un Proyecto de Ley que Regula en la Región de Magallanes y de La Antártica Chilena, el Valor del Gas Natural, los Valores Agregados de Distribución del Gas, el Valor de los Servicios Afines, crea los Subsidios que Indica y Establece Medidas ante una Contingencia de Gas”. Los objetivos perseguidos por el proyecto y establecidos en el texto del mismo son los siguientes: ATS Energía - CDT 44 1. Regular el precio del servicio de gas en Magallanes, sobre la base de definir sus diversos componentes y estructurar la tarifa de este servicio básico. 2. Dar reglas claras a la Región en materia de valor agregado de distribución de manera de contar con un servicio de abastecimiento concesionado que se ajuste a parámetros de eficiencia que garanticen valores de administración controlados y objetivos. 3. Regularizar la situación de los medidores en la región, permitiendo a los usuarios el derecho a optar por diversos regímenes jurídicos. 4. Crear con carácter de permanente un subsidio al consumo de gas natural producido en la región, que considere los montos necesarios para cubrir las diferencias entre el valor del gas al ingreso al sistema de distribución concesionado y los montos cubiertos por los usuarios magallánicos. 5. Establecer un mecanismo de protección al usuario del servicio de gas natural distribuido para casos de contingencia de abastecimiento sobre la base de incorporar a los contratos especiales de operación cláusulas de protección en beneficio de la población. Respecto al sistema de tarificación se establece que debe transparente, que entregue señales de eficiencia y que sea auditable. En términos generales, el modelo establecido recoge elementos regulatorios de otras industrias reguladas: 1. El Valor del Gas Natural del Sistema de Distribución (VID), “representativo del precio promedio ponderado de los contratos de suministro de gas suscritos entre la distribuidora concesionaria y el conjunto de productores de la región” se asemeja al Precio de Nudo Promedio del sector eléctrico. 2. Las instalaciones aportadas por terceros son descontados de la inversión de la empresa, al momento de realizar el cálculo de tarifas, tal como ocurre en el sector sanitario (artículo 11 del Proyecto de Ley). 3. La propiedad del medidor puede residir en el consumidor o en la empresa, estableciéndose obligaciones para ambos en términos del aseguramiento de su buen funcionamiento, como en el caso eléctrico (artículo 26 del Proyecto de Ley). 4. La tasa de costo de capital, como en el sector sanitario y como se establece en el Decreto con Fuerza de Ley 323 de 1931 del Ministerio del Interior, no es fija, y debe ser calculada en cada periodo de fijación tarifaria (artículo 12 del Proyecto de Ley). 5. El Valor Agregado de Distribución se calcula cada 5 años (artículo 7 del Proyecto de Ley), la empresa tiene obligación de entregar la información necesaria para el cálculo del costo total de largo plazo de la empresa, que se define en el artículo 9 del proyecto de ley como “equivalente a la suma de los costos de explotación y de capital asociados a la atención de la demanda prevista en la zona de servicio durante el horizonte de planificación de la empresa eficiente”. 6. El modelo de tarificación considerado es el de empresa eficiente, tal como se utiliza en la industria sanitaria o en la distribución eléctrica. ATS Energía - CDT 45 7. El Valor Agregado de Distribución (VAD) es determinado por un estudio desarrollado por una empresa consultora contratada por la Comisión Nacional de Energía, que entregará como resultado (artículo 20 del Proyecto de Ley): a) b) c) d) e) El valor de la tasa de costo de capital. Los criterios de dimensionamiento de la empresa eficiente; El valor de los principales componentes de costos del servicio de gas; Los costos de los servicios afines; y Las fórmulas de indexación que permitan mantener el valor real de las tarifas que se establezcan durante su período de vigencia. Si bien el proyecto de Ley aún no ha sido aprobado, se aprecia como consistente con el desarrollo de otras industrias reguladas y con lo establecido en el Decreto con Fuerza de Ley 323 de 1931 del Ministerio del Interior, en lo que se refiere a los mecanismos de tarificación y obligaciones de los concesionarios. Luego, esta base regulatoria es la considerada para el establecimiento de los requerimientos para la aplicación de un mecanismo de desacoplamiento en el cálculo de tarifas de distribución del gas de red en la Región de Magallanes y Antártica Chilena. Cabe destacar que el artículo 27 del Proyecto de Ley contempla la creación de “un subsidio de cargo fiscal sobre el valor del gas natural explotado en la Región, a ser entregado a una empresa distribuidora concesionaria que preste servicios de gas en ella, para beneficio exclusivo de los consumidores o clientes de dicha empresa”. Se establece un monto máximo al equivalente en pesos de 50 millones de dólares. Se enfatiza que en la determinación del subsidio se considerarán (artículo 28 del Proyecto de Ley) “las condiciones especiales de dicha región, en especial su carácter de zona extrema y aislada”, además de “número de clientes por categoría, volúmenes de consumo por categoría; uso del gas para servicios esenciales tales como transporte público, servicio eléctrico, entre otros; variables socioeconómicas; factores climáticos; ahorro y eficiencia energética; y niveles y estacionalidad del consumo”. Adicionalmente, el proyecto es un paso importante en pro de la transparencia en el tarificación, dado que en el artículo 29 establece que “La boleta o factura que extienda la empresa distribuidora al consumidor deberá contener separadamente la tarifa del servicio de gas, el valor del gas natural y el subsidio, todas por metro cúbico estándar, y también el valor total del gas natural consumido y el monto total del subsidio”. Finalmente, el subsidio será entregado a la concesionaria de distribución (artículo 31 del Proyecto de Ley) de gas, que deberá entregar los antecedentes necesarios para la determinación del monto del mismo, cantidad que será reembolsada por la Tesorería General de la República. Esto representa un cambio en la situación actual, donde es ENAP quien entrega el gas por debajo de sus costos y es por esto compensada. DESACOPLAMIENTO ENTRE VENTAS Y UTILIDADES El desacoplamiento entre ventas y utilidades de las distribuidoras de energéticos, corresponde al desarrollo de metodologías regulatorias en las que se busca eliminar o disminuir la relación entre las utilidades de una empresa de servicio público y el uso que los clientes le entregan al sistema, buscando desincentivar que la empresa aumente sus utilidades a costa de la ineficiencia en el uso de la energía por los clientes finales. En otras palabras, corresponde a independizar las ventas del energético de las utilidades de la empresa. ATS Energía - CDT 46 Para lograr lo anterior, la metodología debe remover el llamado incentivo de rendimiento, que busca maximizar el rendimiento de las instalaciones (aumentando su utilización), implicando que a mayores ventas mayores son los beneficios económicos de las empresas. Con esto, las empresas distribuidoras no aplicarían programas de eficiencia energética de alto impacto entre sus clientes (pueden aplicar programas de impacto marginal), a pesar de políticas que pudiesen ser implementadas. Dicho incentivo crea dos efectos para la empresa: desincentiva la reducción de las ventas (o la promoción de la eficiencia energética), por el hecho de reducir las utilidades, e incentiva a vender más para aumentar las utilidades. En relación a lo anterior, es importante destacar primero que existen tres niveles de aplicación del desacoplamiento, haciendo referencia a la profundidad en su implementación (NREL, 2009). Es importante notar, que sin importar el nivel de desacoplamiento, el cliente paga un monto dependiente de su consumo, por lo que se mantiene sensible al nivel de este consumo, conservando su incentivo para la reducción de su demanda. Los niveles de desacoplamiento se separan en total, parcial y limitado, siendo el primero de ellos el único que logra eliminar completamente el incentivo de rendimiento. Por lo anterior, los mecanismos parciales o limitados son no considerados por algunos autores (Duke University, 2010) como mecanismos puros de desacoplamiento, sino más bien como alternativas al desacoplamiento total. DESACOPLAMIENTO TOTAL La empresa recupera el total de las utilidades permitidas por la autoridad, sin importar la razón de las variaciones entre ventas proyectadas y reales. Dichas variaciones pudiesen provenir tanto de medidas de eficiencia energética implementadas por la empresa como de condiciones climáticas o económicas (nivel de actividad). Figura 9. Sobre y Sub recolección de utilidades con desacoplamiento total Fuente: Elizabeth Watson, Duke University Como se muestra en la figura anterior, las sobre y sub recolecciones de utilidades (más allá de las utilidades aseguradas) son corregidas por el mecanismo de ajuste para mantener una estabilidad en las utilidades reales de la empresa. ATS Energía - CDT 47 SEGUIMIENTO DE INGRESOS Y AJUSTE DE TARIFAS En el mecanismo de seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas, el regulador establece un sistema tarifario que permite separar el ingreso de la empresa de las unidades físicas vendidas. Esto asegura que la renta de la empresa se mantenga en niveles justos y razonables, de acuerdo al criterio del regulador. Con el presente mecanismo se establece un ajuste tarifario, automático o semiautomático, que asegura la recuperación de un ingreso previamente establecido para la empresa, a través de un ajuste de las tarifas para lograr dicha recuperación. Debido a lo anterior, las tarifas son ajustadas de forma opuesta a la dirección en cambios del consumo global (es decir, si el consumo disminuye, las tarifas aumentan para lograr la recaudación de ingresos de la empresa), de esta forma, el mecanismo amortigua la volatilidad de la facturación a clientes. Típicamente los sistemas tarifarios consideran un pronóstico sobre el consumo. Debido a que muchos factores externos pueden generar variaciones en las ventas reales, el ingreso realmente recuperado por la empresa típicamente difiere de la recaudación esperada, de acuerdo a lo establecido por el regulador. Para subsanar dicha diferencia, este enfoque consta, generalmente, de dos componentes básicos: el mecanismo de desacoplamiento de ingreso (RDM, Revenue Decoupling Mechanism) y el mecanismo de ajuste de ingresos (RAM, Revenue Adjustment Mechanism). En el RDM se sigue la varianza entre el ingreso real y el permitido, haciendo ajustes (trueups) periódicos, donde la empresa es compensada por cualquier disminución en el uso promedio de las instalaciones y se les niega el beneficio de un crecimiento neto de las ventas. Para lo anterior, es usual que el RDM incluya una cuenta de varianza, en la cual las diferencias pasadas entre el ingreso real de la empresa y el ingreso permitido, son ingresadas. La varianza neta acumulada, junto con los intereses que esta pueda generar, son la base para el ajuste periódico de las tarifas. El segundo componente, RAM, es un mecanismo de alivio similar a las indexaciones de las tarifas que genera ajustes a las tarifas entre los distintos procesos de tarificación (elevando o disminuyendo la tarifa, según corresponda), permitiendo reflejar los cambios en las condiciones del negocio que impactan a los costos de la empresa (Pacific, 2010). El componente funciona como sustituto de los ajustes periódicos de procesos tarifarios, ajustando las tasas de la empresa de acuerdo a tendencias en la inflación, crecimiento de clientes y otras condiciones externas a la empresa que modifican las estructuras de costos de la empresa. Empresas como Central Hudson Electric & Gas y Consolidated Edison, de Nueva York, requieren de procesos tarifarios anuales para realizar dichos ajustes, debido a la falta de un componente RAM. Si bien se considera que procesos tarifarios siguen siendo necesarios, el presente componente permite extender el período entre dos de ellos, aliviando la carga regulatoria. Cabe destacar que el componente RAM es de gran importancia e incluso en algunos estados de Estados Unidos, donde planes tarifarios multianuales no son parte de la regulación estándar de empresas de servicios públicos, las iniciativas de desacoplamiento ATS Energía - CDT 48 han fracasado debido a la inhabilidad de las partes para acordar en el diseño del RAM, o incluso consentir en la necesidad del mismo51 (Pacific, 2010). El presente mecanismo es el que se implementa más comúnmente por las empresas en Estados Unidos. Es obligatorio en los tres estados líderes en políticas de conservación y gestión de demanda eléctrica (CDM, Conservation and Demand Management) y la gestión en la demanda del gas natural (DSM, Demand Side Management): California, Nueva York y Massachusetts. En algunos casos, estos planes también son aprobados excluyendo a clientes de gran demanda volumétrica. La popularidad que presenta el uso del presente mecanismo se debe a una amplia variedad de circunstancias (Pacific, 2010), entre ellas se encuentran las siguientes: Los programas de CDM/DSM son, en varios estados, administrados por agencias independientes. Otros tipos de desacoplamiento no son posibles de aplicar bajo estas circunstancias, mientras que el presente mecanismo puede mitigar efectivamente la disminución promedio del consumo producto de programas de eficiencia de gran escala. El mecanismo presenta bajos costos administrativos. Reguladores reconocen la habilidad del mecanismo para remover el incentivo de rendimiento para un rango mayor de iniciativas de eficiencia energética. Evita características indeseables de otros mecanismos, como cargos fijos elevados y cargos por uso que no se alinean completamente con los objetivos de planes de eficiencia energética complementarios. Los elementos principales del mecanismo de Seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas se entregan en la Tabla 15. Tabla 15. Ficha Resumen del mecanismo de Seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas Mecanismo desacoplamiento Descripción de Seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas Este mecanismo ayuda a que los ingresos reales de la empresa sigan a los ingresos garantizados por el regulador, ajustando las tarifas cuando existan diferencias entre ambos. La mayoría de los planes con seguimiento tienen dos componentes básicos: I. Mecanismo de desacoplamiento del ingreso (RDM por sus siglas en inglés): Se realiza un seguimiento periódico con el fin de hacer ajustes programados a la tarifa (true-ups) para que las utilidades reales de la empresa sigan con cercanía a los ingresos permitidos por el regulador. La empresa es compensada por cualquier 51 Un ejemplo de esto es la Orden 19563 del Sumario 3943 de la Comisión de Empresas de Servicios Públicos de Rhode Island, de 2009, que rechaza un plan de desacoplamiento para la Red de Gas. ATS Energía - CDT 49 disminución neta en el promedio de uso y se les niega el beneficio de un crecimiento neto del mismo, ingresándose este a una cuenta de varianza, que luego es utilizada para la compensación, en caso que corresponda. II. Ventajas Mecanismo de ajuste de ingresos (RAM por sus siglas en inglés): El componente RAM es un mecanismo de alivio que genera cambios de tarifas entre los distintos procesos de tarificación, permitiendo reflejar los cambios que afectan a la empresa. Bajos costos administrativos. Presenta una facturación estable para los clientes, pero con tarifas volátiles, debido a que la dirección del ajuste de precio es siempre opuesto a los cambios en el consumo. Responde bien (remueve el incentivo de rendimiento) cuando el consumo disminuye, incluso por factores externos a los planes de eficiencia energética ejecutados por la empresa. Evita características indeseables de otros mecanismos como cargos fijos elevados. Desventajas Requiere de cambios normativos que permitan el reajuste tarifario para asegurar los ingresos del distribuidor. Se logra la estabilidad de los ingresos a expensas de la estabilidad de tarifas. Disminuye los incentivos para que la empresa entregue tarifas que respondan al mercado a clientes sensibles al precio. Incentivos entregados Al remover los incentivos para aumentar las ventas, elimina la por el mecanismo barrera estructural que impide que los distribuidores se posicionen como desarrolladores de programas de eficiencia energética. Resultados obtenidos en la aplicación de los mecanismos a nivel mundial Es el mecanismo implementado más comúnmente en los Estados Unidos, siendo obligatorios en California, Nueva York y Massachusetts, destacándose ellos por ser los estados líderes en la conservación y gestión de demanda eléctrica (CDM , Conservation and Demand Management) y la gestión en la demanda del gas natural (DSM, Demand Side Management). Reguladores que han aplicado este tipo de mecanismo reconocen su habilidad para remover desincentivos de planes de conservación de energía y gestión de demanda. Complejidad en implementación la En algunos casos, las iniciativas de desacoplamiento han fracasado debido a la inhabilidad de las partes para acordar en el diseño del RAM, o incluso consentir en la necesidad del mismo. Fuente: Elaboración propia ATS Energía - CDT 50 La necesidad de mantener la contabilidad de la varianza depende del sistema tarifario establecido, teniéndose dos opciones (NREL, 2009). i. Desacoplamiento aplazado: Esta opción utiliza la contabilidad de la varianza, para realizar un balance entre ingreso real de la empresa de distribución y el ingreso permitido. El ingreso permitido corresponde a los requerimientos de ingresos reportados por la empresa para el año anterior. Dicho balance se convierte en un beneficio, para los clientes o la empresa, en el período siguiente en la forma de mayores o menores precios unitarios. Las ecuaciones para el cálculo del precio unitario, en la presente opción, son las siguientes. 𝐼𝑃𝑡 ($) = 𝑅𝐼𝑡−1 ($) 𝑆𝑆𝑅𝑡−1 ($) = 𝐼𝑃𝑡−1 ($) − 𝐼𝑅𝑡−1 ($) 𝑃𝑈𝑡 ( $ 𝐼𝑃𝑡 ($) + 𝑆𝑆𝑅𝑡−1 ($) )= 3 𝑚 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜 (𝑚3 ) Donde: ii. IP : Ingreso permitido RIt : Requerimientos de ingresos del periodo tarifario t PU : Precio Unitario IR : Ingresos Reales SSR : Sobre o Sub Recolección del período anterior Desacoplamiento por período actual: Las tarifas son ajustadas en cada ciclo de facturación. En esta opción, la distribuidora recauda el ingreso permitido, por lo que no es necesaria una cuenta de balance. Las ecuaciones para el cálculo del precio unitario, en la presente opción, son las siguientes. 𝐼𝑃𝑡 ($) = 𝑅𝐼𝑡−1 ($) 𝑃𝑈𝑡 ( $ 𝐼𝑃𝑡 ($) )= 𝑚3 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑅𝑒𝑎𝑙 (𝑚3 ) Finalmente, se destaca la existencia de dos maneras de establecer los ingresos permitidos bajo el mismo mecanismo de seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas, los cuales son explicados a continuación. i. Ingresos limitados: Con este método la empresa recolecta el ingreso exacto permitido determinado en el proceso tarifario correspondiente. Es la forma más simple de desacoplamiento (Duke University, 2010) y no requiere cambiar los requerimientos de ingresos (de acuerdo a la inflación, crecimiento, clientes u otros) dentro de un mismo proceso tarifario. Las tarifas son calculadas dividiendo el ATS Energía - CDT 51 ingreso permitido total por la cantidad de unidades consumidas (o estimadas, de acuerdo a los sistemas tarifarios detallados anteriormente) ii. Ingresos por cliente: Se ajusta el ingreso permitido en base al número de clientes que la empresa sirve durante un período. Esto da cuenta de cambios en los costos relacionado a la cantidad de clientes. El ingreso por clientes (RPC, Revenue PerCustomer) se inicia fijando precios con técnicas tradicionales, luego se determina el ingreso medio por cliente para distintas clases tarifarias. El ingreso permitido es determinado multiplicando el RPC por la cantidad de clientes y las tarifas determinadas al igual que con la opción de Ingresos limitados. Establecer los ingresos por medio del RPC no permite considerar cambios en el tiempo de los costos marginales de la empresa de forma automática. Por ejemplo, cuando clientes nuevos, en promedio, tienen diferencias significativas de uso, se produce un pequeño subsidio cruzado entre clientes (RAP, 2008). COSTO FIJO ALTO Este mecanismo es una forma de tarificación que impone un cargo fijo para clientes con el fin de recuperar la totalidad de los costos fijos de la empresa, de forma confiable, sin depender del nivel de ventas. En este sentido se debe mencionar que la definición de costo fijo varía desde un punto de vista meramente contable (intereses y depreciación) hasta una medida amplia (que pudiese incluir impuestos, gastos de mano de obra u otros). Por otra parte, se establece un cargo que recupera los costos variables que, en el corto plazo, varían con el uso del sistema, es decir, varían con la demanda de punta o el volumen de venta. Con esto se busca, en principio, que el cliente no pague por el servicio entregado por la empresa en base a cargos principalmente volumétricos. Es posible establecer un sistema de clases para asignar cargos fijos menores a clientes que presentan volúmenes de compra históricos menores. Cabe destacar que el presente mecanismo reduce las tarifas variables a cargos variables de corto plazo, que son probablemente menores al nivel económicamente eficiente de costos marginales de largo plazo, conduciendo a posibles sobreconsumos (NRRI, 2009). En otras palabras, para el caso de clientes residenciales y pequeñas empresas, este mecanismo involucra principalmente altos costos fijos, haciéndolos pagar cuentas sustanciales, sin importar el uso, y las reducciones en la cuenta por menor consumo son marginales. Uno de los elementos que resulta relevante definir en este mecanismo es si se debe exigir el mismo costo fijo durante todo el año, o permitir que este pueda aumentar o disminuir, en relación al uso en las distintas temporadas. Si bien un cargo fijo constante en el año promueve la estabilidad en la facturación, produce cargos excesivos en verano y en invierno disminuye los incentivos de clientes por ser eficientes. Esto, por otra parte, presenta el atractivo de un mecanismo simple, de bajos costos administrativos, siendo la necesidad de subsanar dicha estacionalidad el mayor desafío, junto con la posible inclusión de un escalonamiento temporal de implementación. Una rápida puesta en funcionamiento del mecanismo ha demostrado fuertes incrementos en la facturación de clientes de bajos consumos, al momento de la implementación. Para conseguir un incremento escalonado en la facturación, se requiere una implementación gradual del desacoplamiento, amortiguando el rechazo de clientes. ATS Energía - CDT 52 Además, cabe destacar que el presente mecanismo falla en entregar correctas señales de precio, dado que costos que son fijos en el corto plazo pueden ser variables en el largo, tales como costos de expansión y construcción de nuevas dependencias o plantas. Esto implica que el mecanismo presenta incentivos débiles para la conservación de energía, incluso, al ser el costo variable bajo, el periodo de repago de inversiones en eficiencia energética se extiende, por lo que podría desincentivarse la materialización de proyectos. El Instituto Nacional de Investigación en Regulación (NRRI, Natural Resources Research Institute) considera que los mecanismos implementados de costos fijos altos reducen el cargo variable en el corto plazo lo que probablemente disminuya la eficiencia económica de los costos marginales a largo plazo, llevando a un sobreconsumo, y a la vez reduciendo las oportunidades de empresas de servicios energéticos, a nivel de productos y servicios. (Pacific, 2010) Ohio, Estados Unidos, ha establecido un mecanismo de costos fijos altos, desplazándose gradualmente desde un anterior mecanismo con seguimiento de ingresos y ajuste de tarifa. Los beneficios del nuevo mecanismo son reconocidos como una administración simplificada, una facturación más fácil de comprender por los clientes y la estabilidad de la misma. Además, Duke Energy Ohio ha declarado que el diseño de las tarifas de costos fijos altos apela de mejor manera a los costos de una empresa distribuidora de gas, que son predominantemente fijos, por naturaleza. Esto luego de que la empresa notara una tendencia prolongada en la disminución en el uso del gas natural Los elementos principales del mecanismo de Costo fijo alto se entregan en la tabla siguiente. Tabla 16. Ficha Resumen del mecanismo por Costo fijo alto Mecanismo desacoplamiento Descripción de Costo fijo alto Sistema tarifario que considera un cargo variable por uso de las redes, o equivalentemente demanda de energético, que recupera los costos que en el corto plazo varían con el uso del sistema (costos que varían con la demanda de punta o con los volúmenes despachados). Además, impone un cargo fijo para clientes con el fin de recuperar la totalidad de los costos fijos de la empresa. El mecanismo de costo fijo alto puede ser aplicado de diversas formas, pero el principio se mantiene buscando que el cliente no pague el servicio de la empresa en base a cargos volumétricos, permitiendo el desacoplamiento. Ventajas Cabe destacar que es posible establecer un sistema de clases para asignar cargos fijos menores a clientes que presentan volúmenes de compra históricos menores. Presenta los menores costos administrativos. La facturación de clientes es estable por medio de tarifas estables. La empresa distribuidora tiene sus requerimientos de ingresos garantizados. Responde bien cuando el consumo disminuye por factores externos a los planes de eficiencia energética ATS Energía - CDT 53 ejecutados por la empresa. Desventajas Los pequeños consumidores pagan un cargo sustancial y no lo pueden disminuir con un menor uso. Dado que la porción variable de la tarifa es pequeña, se disminuye el incentivo de los clientes para implementar medidas de eficiencia energética. En caso de exigir un cargo fijo durante el año, los consumidores de gas se enfrentan a pagos de verano mucho más elevados que de costumbre. Disminuye los incentivos de la empresa por entregar tarifas que respondan al mercado a clientes sensibles a ellas. El mecanismo presenta incentivos débiles para la conservación de energía, incluso, al ser el costo variable bajo, el periodo de repago de inversiones en eficiencia energética se extiende, por lo que podría desincentivarse la materialización de proyectos. El presente mecanismo reduce las tarifas variables a cargos variables de corto plazo, que son probablemente menores a nivel económicamente eficiente de costos marginales de largo plazo, conduciendo a posibles sobreconsumos (NRRI, 2009). Incentivos entregados por el mecanismo Resultados obtenidos en la aplicación de los mecanismos a nivel mundial Ohio, ha establecido mecanismos por medio de costos fijos altos. Los beneficios del nuevo mecanismo son reconocidos como una administración simplificada, una facturación más fácil de comprender por los clientes y la estabilidad de la misma. Además, Duke Energy Ohio ha declarado que el mecanismo apela de mejor manera a los costos de una empresa distribuidora de gas, que son predominantemente fijos, por naturaleza. Complejidad en implementación la Una rápida implementación del presente mecanismo ha demostrado fuertes incrementos en la facturación de clientes de bajos consumos, al momento de la implementación. Para conseguir un incremento escalonado en la facturación, se requiere una implementación gradual del desacoplamiento. Fuente: Elaboración propia El mecanismo, entonces, establece un cargo al cliente en que el principal componente proviene de costos fijos (diferenciados de acuerdo al sistema de clases de clientes), cobrándose de forma marginal los costos variables. La tarificación mantiene una estructura matemática como se ejemplifica a continuación. 𝐶𝐶 ($) = 𝐶𝐹𝑀𝑝𝐶( $ $ ) + 𝑈𝐹𝐶 (𝑚3 ) ∗ 𝐶𝑉𝑀( 3 ) 𝑐𝑙𝑎𝑠𝑒 𝑐𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚 Donde: CC : Cargo al cliente CFMpC : Costo fijo marginal por cliente ATS Energía - CDT 54 UFC : Unidades físicas consumidas CVM : Costo variable marginal DESACOPLAMIENTO PARCIAL En el desacoplamiento parcial, al momento de ajustar las utilidades, entre real y permitida (true up), la empresa recauda un porcentaje de la diferencia entre dichas utilidades. Típicamente se considera que bajo un desacoplamiento parcial, solo un porcentaje de la diferencia entre las utilidades realmente recolectadas y las permitidas será recolectado por la empresa en el período siguiente. 𝑈𝑅 ($) = 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 ( $ ) ∗ 𝑈𝐶 (𝑚3 ) − 𝑃𝑆𝑅 ($) 𝑚3 o: 𝑈𝑅 ($) = 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 ( $ ) ∗ 𝑈𝐶(𝑚3 ) + 𝑃𝑆𝑏𝑅 ($) 𝑚3 Donde: UR : Utilidades recolectadas UC : Unidades consumidas PSR : Porcentaje de la sobre recolección PSbR : Porcentaje de la sub recolección AJUSTE CON COMPARTICIÓN DE GANANCIAS En este mecanismo, si en un periodo las ventas de la empresa son menores a la demanda proyectada para el mismo, las tarifas son ajustadas para asegurar que la empresa pueda cubrir sus costos y reciba utilidades razonables, previamente establecidas por el regulador. Sin embargo, si las ventas exceden la proyección, las sobre-utilidades son compartidas entre la empresa y los clientes, ajustando las tarifas hacia abajo en un porcentaje previamente establecido. Cabe destacar que para la compartición se establece una banda para la tasa de Rentabilidad sobre recursos propios o rentabilidad financiera (ROE, Return on Equity). Por ejemplo, si la banda es establecida entre el 10% y 14%, las tasas son ajustadas hacia arriba para realizar un ajuste que acerque la tasa a 10% en caso de que la tasa real resulte del 9% durante el periodo. Similarmente, las ganancias son compartidas en aquellos casos en los que la tasa real supere el 14%. La diferencia que se crea en el sistema para casos de recolección de sobre-utilidades y sub-utilidades hace que el mecanismo de ajuste con compartición de ganancias sea considerado la variación de una política de desacoplamiento parcial, ya que la empresa se vería beneficiada de incrementos en las ventas, aún cuando sea con tasas reducidas. Esto resulta en que el incentivo de rendimiento no es completamente eliminado. ATS Energía - CDT 55 La experiencia de la empresa ENMAX, en Alberta, California, que ha aplicado el mecanismo de ajuste con compartición de ganancias, apunta a que la naturaleza asimétrica en la que son repartidas pérdidas o ganancias, se convierte en una carga regulatoria, así como la definición del porcentaje de las utilidades a ser compartido. Por otra parte, el mecanismo reduce la fuerza de los incentivos de eficiencia durante el período de aplicación, debido a que por debajo de las utilidades garantizadas la empresa es compensada. Sin embargo, provee beneficios a los consumidores y reduce el incentivo de la empresa de sobre estimar costos o sub estimar mejoras de productividad alcanzables. Los elementos principales del mecanismo de Ajuste con compartición de ganancias se entregan en la tabla siguiente. Tabla 17. Ficha Resumen del mecanismo de Ajuste con compartición de ganancias Mecanismo desacoplamiento de Ajuste con compartición de ganancias Descripción El mecanismo funciona de forma similar al desacoplamiento total, en el sentido que para ventas menores a las esperadas, las tarifas son ajustadas para asegurar las ganancias de la empresa. Sin embargo, en caso de que las ventas excedan las proyecciones, las mayores ganancias son compartidas entre la empresa y los clientes. Es establecida una banda, con límite superior e inferior, para el ROE permitido para la empresa, realizándose el ajuste por fuera de dichos extremos. Ventajas Asegura que la empresa se mantenga dentro de un rango razonable de ganancias y prohíbe las ganancias inesperadas excesivas. El sistema propuesto por el presente mecanismo tiene a ser aceptable por la empresa El incentivo de rendimiento no es completamente eliminado, ya que la empresa se beneficia de mayores ventas, a pesar de hacerlo a tasas reducidas. Desventajas Incentivos entregados Incentiva a la empresa a entregar proyecciones de costos y por el mecanismo ganancias más precisos, sin sobre estimar costos o sub estimar mejoras de productividad alcanzables. Resultados obtenidos en la aplicación de los mecanismos a nivel mundial La experiencia de California apunta a que la naturaleza asimétrica en la que son repartidas pérdidas o ganancias, se convierte en una carga regulatoria, por resultar en mayores complejidades para el proceso. Las empresas, al poder capturar rentas por consumos por sobre lo proyectado, podrían verse impulsadas a desarrollar programas de eficiencia energética poco efectivos. Complejidad en implementación la Definición del porcentaje de ganancias ser compartido y el ancho de la banda permisible para el ROE. ATS Energía - CDT 56 Fuente: Elaboración propia De forma matemática, el mecanismo de ajuste con compartición de ganancias puede ser expresado como se muestra a continuación. 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 (%) = 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑎𝑙 (%) (Cuando el 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑎𝑙 se encuentra dentro de la banda de rentabilidad) 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 (%) = 𝑅𝑂𝐸𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 (%) + 𝑔 [ 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑎𝑙 (%) − 𝑅𝑂𝐸𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 (%)] (Cuando el 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑎𝑙 se encuentra por sobre la banda de rentabilidad) Donde: 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 : Rentabilidad financiera, posterior a ajustes. 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑎𝑙 : Rentabilidad financiera, previo a ajustes. 𝑅𝑂𝐸𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 : Límite superior de la banda de Rentabilidad financiera. g: Proporción de compartición de ganancias. Sin embargo, y de forma particular, con el mecanismo de ajuste con compartición de ganancias, el cálculo detallado anteriormente para la recolección de ingresos es modificado para que en casos de sub recolección, la empresa obtenga la totalidad de diferencia entre utilidades recolectadas y permitidas. Es decir: 𝑅𝑂𝐸𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 (%) = 𝑅𝑂𝐸𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 (%) Donde: 𝑅𝑂𝐸𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 : Límite inferior de la banda de Rentabilidad financiera DESACOPLAMIENTO LIMITADO Este tipo de ajuste ocurre solo cuando existe una desviación, entre las utilidades reales y permitidas, producto de razones especificadas en la normativa, como económicas, climáticas, u otras. COMPENSACIÓN DE PÉRDIDAS El presente mecanismo le entrega a la distribuidora una forma alternativa para capturar la diferencia entre los ingresos reales y esperados. Sin embargo, a diferencia del seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas, que permite recuperar todo el ingreso asociado a la reducción de demanda, con un mecanismo de compensación de pérdidas (LRAM, Lost Revenue Adjustment Mechanisms) la distribuidora de energéticos puede recuperar de forma parcial los ingresos perdidos, siendo compensada explícitamente por los márgenes de utilidades perdidos producto de factores específicos, como programas de eficiencia energética u otras metas similares (Pacific, 2010). En esto pueden incluirse otros tipos de programas como por ejemplo de Gestión de Carga Máxima. Como el mecanismo recupera las utilidades perdidas por conservación de energía y programas de eficiencia energética, permite abordar el desincentivo de las empresas en ATS Energía - CDT 57 invertir en este tipo de programas. Sin embargo, no son recuperadas las pérdidas de utilidades por factores no incluidos de forma específica en la normativa, como por ejemplo las condiciones climáticas, por lo que no se separa completamente el vínculo entre ventas y utilidades, manteniendo parte de dicho desincentivo. La compensación por los márgenes perdidos es, usualmente, efectuada por medio de un cargo adicional en las facturas de clientes. (EEI, 2011) Dada la naturaleza del mecanismo, se requiere de la habilidad de calcular con precisión la disminución de ventas que, en efecto, provienen de los programas implementados por la empresa, diferenciando de aquellas disminuciones producto de cambios exógenos, incentivando la realización de programas cuyo impacto sea verificable. Esto hace que la implementación del LRAM sea más compleja, aumentando los costos administrativos. Por otra parte, en casos en que el regulador tiene estándares para programas de evaluación, medición y verificación débiles, las empresas podrían implementar programas que parecen buenos, pero fallan en la ejecución, no lográndose la consecución de las reducciones esperadas. (Sullivan, 2011) Los elementos principales del mecanismo con Compensación de pérdidas se entregan en la tabla siguiente. Tabla 18. Ficha Resumen del mecanismo por compensación de pérdidas Mecanismo de desacoplamiento Compensación de pérdidas Descripción La empresa es compensada por las menores ventas que son asociadas a los programas de eficiencia energética que ella misma promueve. En esto pueden incluirse otros tipos de programas como por ejemplo de gestión de carga máxima. La compensación es efectuada por medio de cargos adicionales en las facturas de los clientes. Ventajas Permite entregar tarifas que respondan al mercado y a clientes sensibles a ellas. Desventajas Es difícil calcular con precisión los márgenes perdidos por la empresa, que deben ser compensados. Esto traduce en mayores costos administrativos. La empresa corre por completo con el riesgo producto de fluctuaciones de demanda imprevistas, ellas pueden derivarse del clima, actividad económica local, precio de energéticos u otros. ATS Energía - CDT 58 Incentivos entregados por el mecanismo Se generan incentivo para la realización de programas cuyo impacto sea verificable. Con programas de medición y verificación débiles, podría incentivarse el desarrollo de programas de bajo impacto y la sobreestimación de ahorros. Resultados obtenidos en la aplicación de los mecanismos a nivel mundial Dados los altos costos administrativos que se derivan del cálculo de los márgenes perdidos, un mecanismo de compensación de pérdidas es el menos adecuado para la complementación entre desacople y planes de eficiencia energética debido a la precisión requerida para dicho cálculo y los mayores costos asociados a ello Complejidad en la implementación Establecimiento de sistemas robustos de medición y verificación de los impactos de los programas para la determinación de las compensaciones. Fuente: Elaboración propia Una fórmula matemática para ejemplificar el mecanismo por compensación de pérdidas puede ser expresada de la siguiente forma. 𝑈𝑅 ($) = 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 ( $ $ ) ∗ 𝑈𝐶(𝑚3 ) + 𝑈𝐹𝐶 (𝑚3 ) ∗ 𝑃𝐼𝑁( 3 ) 3 𝑚 𝑚 Donde: UR : Utilidades recolectadas UC : Unidades consumidas UFC : Unidades físicas conservadas PIN : Pérdida de Ingresos netos por 𝑚3 La figura siguiente muestra de forma gráfica las utilidades de la empresa bajo un mecanismo LRAM. En el ejemplo se asume una línea base de ventas de 100.000.000 kWh a un costo de 0,1 USD/kWh con un margen del 10%. Los ahorros energéticos son iguales a 10.000.000 kWh con un margen neto de ingresos igual a 0,01 USD/kWh. ATS Energía - CDT 59 Figura 10. Ingresos de las distribuidoras con LRAM Fuente: Elizabeth Watson, Duke University COMPARACIÓN ENTRE MECANISMOS DE DESACOPLAMIENTO Una vez analizados los mecanismos de desacoplamiento aplicados en el mundo, se procede a realizar un análisis comparativo entre ellos, con el fin de establecer cuál es que sitúa de manera adecuada los incentivos para reducir el consumo, y puede ser aplicado a la Región de Magallanes y Antártica Chilena. El análisis se muestra en la tabla siguiente. ATS Energía - CDT 60 Tabla 19. Comparación entre los mecanismos de desacoplamiento Mecanismo Desacoplamiento total Incentivo de rendimiento Elimina el incentivo de rendimiento. Seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas Elimina el incentivo del rendimiento, evitando cargos fijos altos. Costo fijo alto Elimina el incentivo del rendimiento, evitando cargos fijos altos. Recuperación de inversiones Compensaciones Remuneración Complejidad en eficiencia energética Se compensan Se remunera Depende del Depende del tipo reducciones de ventas exactamente tipo de de mecanismo que puedan deberse a según la tasa mecanismo implementado factores no relacionados de implementado con la implementación rentabilidad de planes de eficiencia definida. energética Se compensan Se remunera No afecta a las Regulatoriamente, reducciones de ventas exactamente inversiones en su aplicación es que puedan deberse a según la tasa eficiencia más compleja factores no relacionados de energética. que el sistema de con la implementación rentabilidad costos fijos altos. de planes de eficiencia definida. energética Se compensan reducciones de ventas que puedan deberse a factores no relacionados con la implementación de planes de eficiencia energética Se remunera exactamente según la tasa de rentabilidad definida. Genera una carga para clientes de bajo consumo. Comentarios Entrega certeza a los concesionarios y a los consumidores respecto de la rentabilidad permitida a la empresa. Entrega señales correctas a consumidores y concesionarios, por lo que se recomienda su aplicación. Hace que el Es muy sencillo de Entrega señales periodo de implementar. contradictorias por lo recuperación que no se de la inversión recomienda la en eficiencia aplicación. energética por parte de los consumidores se extienda. 61 ATS Energía - CDT Mecanismo Desacoplamiento parcial Ajuste con compartición de ganancias Incentivo de rendimiento Compensaciones No elimina por completo el incentivo del rendimiento. Se compensan reducciones de ventas que puedan deberse a factores no relacionados con la implementación de planes de eficiencia energética No elimina por completo el incentivo de Compensación rendimiento. de pérdidas No compensa reducciones de consumo que no sean causa de acciones tendientes a mejorar la eficiencia energética. Desacoplamiento limitado Recuperación de inversiones Remuneración en eficiencia energética Mantiene las No afecta a las ganancias de inversiones en la empresa eficiencia dentro de un energética. rango definido como aceptable. Mantiene las ganancias de la empresa dentro de un rango definido como aceptable. No afecta a las inversiones en eficiencia energética. Complejidad Comentarios Menor que la del desacoplamiento limitado, pero mayor que el mecanismo de costos fijos altos. Al mantener el incentivo del rendimiento, las empresas aun se ven impulsadas a aumentar las ventas. Por esto, no se recomienda su aplicación. Es muy complejo Resulta muy aislar los complejo aislar la resultados de baja en las ventas programas de generadas por eficiencia programas de energética de eficiencia factores exógenos energética, por lo que influyen en la que no se demanda. recomienda su aplicación. Fuente: Elaboración propia 62 ATS Energía - CDT Luego, del análisis mostrado en la Tabla 19, se recomienda la aplicación de un mecanismo de desacoplamiento total, con Seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas. Esto es consistente con experiencias internacionales exitosas, como es el caso de California, que resulta ser un referente a nivel mundial en la implementación de políticas públicas que fomentan tanto la eficiencia energética, como la incorporación de tecnologías que aprovechan energéticos renovables no convencionales. Sin embargo, el solo establecimiento de un mecanismo de desacoplamiento no asegura el desarrollo de planes costo-efectivos en eficiencia energética, sino que deben establecerse los incentivos necesarios para que la empresa vea como un negocio atractivo el desarrollo de planes y programas de eficiencia energética, lo que procede a analizarse a continuación. Existe un punto que resulta relevante analizar con más detención, y corresponde al modelo de empresa eficiente que se propone para Magallanes y que se aplica tanto en el sector eléctrico como en otras industrias reguladas. Este mecanismo impide que se traspase a los usuarios el costo de ineficiencias en la gestión o en la materialización de proyectos, comparando a la empresa real con una eficiente o modelo construida desde cero. Esto podría significar un aumento en el riesgo percibido por las empresas dado que en el mediano o largo plazo, ante disminuciones importantes en el consumo (dado el alto potencial de ahorro en la Región), podrían declararse activos como prescindibles, y por tanto estos no serían remunerados. Es importante señalar que un reparo relacionado con las asimetrías de información en la construcción de la empresa modelo en la distribución de energía eléctrica no se aprecia en la distribución del gas en Magallanes. El Profesor Enzo Sauma (Sauma, 2009) señala que una complejidad para la aplicación del desacoplamiento en la industria eléctrica está dada por la tarificación que considera zonas típicas de distribución, homologando empresas emplazadas en territorios distintos. Dado que una empresa modelo se utiliza para obtener las tarifas de más de una empresa, la caracterización no es precisa. Sin embargo, el cálculo del costo total de largo plazo para la distribución del gas de red en Magallanes se realizaría considerando el área de concesión de la empresa y no un área típica de distribución como en el caso eléctrico, por lo que no existiría la mencionada asimetría. Cabe destacar que con el desacoplamiento, estableciendo un sistema de incentivos que motiven a las empresas a desarrollar programas efectivos de eficiencia energética, las empresas podrían compensar eventuales pérdidas por la declaración de instalaciones como prescindibles, estableciendo un nuevo paradigma en el modelo de negocios desarrollado, que es compatible con la tarificación según empresa modelo eficiente. ELEMENTOS COMPLEMENTARIO AL DESACOPLAMIENTO Las empresas concesionarias de distribución de energéticos son las responsables de entregar al cliente final los energéticos demandados a precios razonables y de forma segura. Aun cuando la eficiencia energética es la mejor forma de entregar dicho servicio bajo las condiciones establecidas, bajo una regulación tradicional, las empresas se ven enfrentadas a un desincentivo por invertir en eficiencia energética ya que bajo el esquema tarifario convencional se ven afectadas financieramente, dado que recuperan sus costos fijos primordialmente por medio de cargos volumétricos de consumo. ATS Energía - CDT 63 Este esquema tradicional crea un incentivo de rendimiento, que implica que a mayores ventas mayores son los beneficios de la empresa, logrando que las empresas distribuidoras no trabajen a favor de la eficiencia energética, a pesar de políticas que pudiesen ser implementadas a su favor. Con un desacoplamiento total, las empresas debiesen ser indiferentes a los volúmenes de energía vendidas, removiendo los desincentivos para invertir en eficiencia energética, pero también, no creándose incentivos para ello. Mientras es lograda dicha indiferencia de la empresa por los volúmenes de ventas, las tarifas pueden ser diseñadas para crear incentivos para la Eficiencia Energética (NPC, 2011). Si bien el desacoplamiento entre ventas e ingresos permite eliminar, total o parcialmente, el incentivo de rendimiento, es posible detectar distintos elementos complementarios que permiten profundizar en la implementación de las medidas de eficiencia energética bajo un esquema con menores desincentivos y/o barreras. A este respecto, el Profesor Enzo Sauma (Sauma, 2009) señala que: “el mecanismo de desacoplamiento sólo desincentiva a las distribuidoras a impulsar el aumento en el consumo de energía, pero no necesariamente entrega incentivos a disminuir el consumo. Es por ello que, tal como se realiza en California, Estados Unidos, resulta fundamental que el mecanismo de desacoplamiento sea complementado con otros mecanismos de incentivos.” Es por lo anterior que se establecen a continuación, elementos que pueden complementar el desacoplamiento, para orientar a las distribuidoras de energía hacia el desarrollo de programas de eficiencia energética. INCENTIVOS PARA EL D ESEMPEÑO DE LOS PROGRAMAS EN CALIFORNIA California impone de manera complementaria al desacoplamiento total, un programa conocido como “Decoupling-Plus” (CPUC, s/a), donde las distribuidoras obtienen un retorno por las inversiones en eficiencia energética y un retorno mayor mientras mejor sea el desempeño de estas inversiones. La premisa que sustenta el establecimiento de incentivos para las distribuidoras representa una disminución sustancial en los costos dado el desplazamiento de inversiones más costosas para asegurar la oferta de energéticos. Con esto, la lógica del incentivo se sustenta bajo los parámetros siguientes: (CPUC, 2007). El nivel potencial de ganancias por la adopción del mecanismo de incentivos representan una oportunidad significativa de obtener utilidades para sus accionistas. Las utilidades para los accionistas solo son obtenidas cuando los programas de eficiencia energética producen beneficios positivos (ahorros – costos) para los contribuyentes. Las utilidades solo se acumulan si se alcanzan o sobrepasan metas de ahorros. Los beneficios económicos para la distribuidora son mayores cuando el desempeño de los programas es superior al esperado. ATS Energía - CDT 64 El cálculo de los beneficios netos alcanzados es verificado de manera independiente por un ente regulador y/o fiscalizador, utilizando metodologías de medición y verificación basadas en protocolos internacionalmente reconocidos. Los contribuyentes reciben la gran mayoría de los beneficios económicos, dado que son ellos quienes costean el portafolio de proyectos de eficiencia energética. Los beneficios para la distribuidora son balanceadas por el riesgo de ser penalizados si no alcanzan los objetivos, cuando son obligados a pagar a los contribuyentes por estos resultados negativos. La curva de incentivos y penalizaciones se establece de manera simétrica, para que tanto los contribuyentes y la distribuidora tengan la misma exposición al riesgo, mientras se incentiva un rendimiento superior. Con lo anterior, se estableció en (CPUC, 2007) un mecanismo de incentivos y penalizaciones, basado en el cumplimiento porcentual de metas, como se muestra en la Figura 11, donde se permite un total de incentivos o penalizaciones, según sea el desempeño de la concesionaria, de hasta USD$ 450 millones. Figura 11. Curva de incentivos y penalidades establecidas en California Fuente: (CPUC, 2007) Es importante notar que los beneficios que recibirían las empresas concesionarias de distribución se verían compensados con los beneficios para la sociedad, relativos al retraso de nuevas inversiones y otras externalidades relacionadas. ATS Energía - CDT 65 PROVEEDOR EXTERNO E INDEPENDIENTE DE EFICIENCIA ENERGÉTICA En algunos estados de Estados Unidos se ha adoptado un sistema que involucra empresas externas e independientes de eficiencia energética. Entre este tipo de empresas se encuentra, por ejemplo Efficiency Vermont y la Energy Trust of Oregon. Cabe destacar que algunos defensores de esta medida complementaria consideran que al mover la eficiencia energética fuera de la empresa que presta el servicio de despacho del energético se hace innecesaria la aplicación de mecanismos de desacople, ya que la empresa deja de estar en una posición que permita la oposición a la inversión en eficiencia energética (RAP, 2011), sin embargo, la experiencia de Oregon y Vermont indica que la implementación de ambas medidas en conjunto resulta en una buena complementariedad. La racionalización detrás de la inversión en eficiencia energética de una empresa externa está basada en el concepto de que dentro del mercado existen barreras, las cuales se necesitan superar para asegurar que el servicio entregado a clientes sea eficiente, a pesar de las barreras económicas presentes por los intereses de las empresas distribuidoras (el incentivo de rendimiento). Los programas de este tipo son poco usuales y no tienen una estructura común de aplicación. Las metas del proveedor pueden estar incluidas en un contrato que gobierna la implementación global del programa. Por ejemplo, el contrato de Efficiency Vermont con el Departamento del Panel de Servicios Públicos de Vermont (Vermont Department of Public Service Board) tiene metas específicas de desempeño. (NAPEE, 2006). Dichas metas se traducen en Indicadores de Desempeño Cuantificables (QPI, Quantifiable Performance Indicators), establecidos por períodos. Para el período de años 2012 – 2014, los QPI y los objetivos tras las políticas fueron principalmente los siguientes (EV2013, 2012): Ahorro eléctrico: Reducir los requerimientos de oferta eléctrica de Vermont. El objetivo del presente QPI es alcanzar una reducción de consumo de 331.000 (MWh) Beneficio Total de los Recursos: Se refiere al valor actual del valor de mercado de la electricidad, combustibles fósil y agua ahorrados durante el período debido a las inversiones realizadas. La meta del indicador es de USD$ 270.589.000. Reducción de la Carga Máxima de Verano en el Estado: Busca reducir la carga máxima eléctrica de verano con el fin de incrementar la seguridad del suministro del sistema y disminuir los costos de suministro. El objetivo del indicador es una disminución de 55.900 kW. Reducción de la Carga Máxima de Verano, área de St. Albans y área Susie Wilson: Similar al QPI anterior, pero considera reducción en la demanda de localidades específicas. Los objetivos por área son de 1.800 kW para St. Albans y 1.400 kW para Susie Wilson. Transformación del Mercado Residencial: El objetivo del presente indicador es fomentar el diseño e implementación de programas de intervención en nueva construcción residencial, de modo tal que se maximicen los efectos de largo plazo en la edificación y equipos asociados. La meta es de un 40% de participación respecto de los permisos de construcción. El enfoque más exitoso de implementación para el sector no residencial es por medio de Empresas de Servicios Energéticos (ESCO Energy Services Company). Las ESCO proveen ATS Energía - CDT 66 medidas de eficiencia energética, modernización de equipos y mantención basada en un análisis detallado de una propiedad en particular. Se busca recuperar los costos por medio de los ahorros energéticos. EVALUACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LOS PROGRAMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Como programa puede entenderse al conjunto de actividades orientadas a influenciar un segmento de mercado, con el fin de aumentar su eficiencia en el uso de la energía. Los programas son llevados a cabo por administradores de programa que pueden ser empresas distribuidoras de electricidad, como por ejemplo ocurre en Estados Unidos con ComEd, PG&E, PEPCO u organismos dedicados, entre los que pueden destacarse Efficiency Vermont, NYSERDA, Northwest Energy Efficiency Alliance, que operan en Estados Unidos. Según dan cuenta ATS Energía y Econoler (ATS-Econoler, 2010), la necesidad de evaluación independiente de programa nacen de: 1. Desacoplamiento de la rentabilidad y de las ventas energéticas que comenzaron en EE.UU. en la década de 1990, 2. Obligatoriedad para los administradores de programa de alcanzar metas de ahorros energéticos adicionales, fijada por los reguladores de la energía o los gobiernos estatales 3. Rendición de cuentas por parte de los administradores de programa y los reguladores, acerca de lo que se hace con los presupuesto públicos. Según como sea concebido y ejecutado un programa, pueden tenerse distintos resultados, por lo tanto, resulta relevante el poder determinar correctamente su impacto. Así, la evaluación de programa es el estudio del mecanismo de funcionamiento, los impactos directos y de la transformación de mercado lograda gracias a las actividades ejecutadas. Dicha evaluación es llevada a cabo caso a caso y no por paquetes de programas. Los evaluadores no solamente cuantifican el ahorro adicional (o impacto) logrado con el programa bajo estudio, sino que también hacen recomendaciones para mejorarlo. (ATS-ECONOLER, 2010) En Estados Unidos, junto con el desarrollo de programas por parte de las distribuidoras o de administradores independientes, ha surgido una industria orientada a realizar la evaluación del desempeño de estos programas. Es importante destacar que la evaluación de programa es una actividad más profunda que la sola cuantificación del impacto, sino que complementariamente se documenta el porqué se ha logrado. En un estudio de evaluación se recolecta mucha información primaria de mercado a través de encuestas telefónicas, encuestas por correo electrónico o normal, entrevistas, focus groups, paneles DELPHI, visitas de sitios, entre otros. Es por esto que para la evaluación de programas se requiere de profesionales multidisciplinarios de las áreas de mercadotecnia, economistas, estadísticos e ingenieros La evaluación de programas incluye, además de la determinación y documentación del por qué se generaron los ahorros, la estimación de la magnitud de dichos ahorros. En este sentido, debe considerarse que los ahorros no se pueden medir, dado que el nivel de consumo “sin medida” es un concepto teórico. Así, es necesario determinar el desempeño posterior a la aplicación de la medida, comparado con un nivel de referencia construido desde la teoría. ATS Energía - CDT 67 El proceso de determinación de estos ahorros es conocido como Medición y Verificación de Ahorros, y requiere de la realización de actividades de medición, y cálculos de ingeniería basados en supuestos e hipótesis bien fundamentadas. Estas actividades de Medición y Verificación deben ser realizadas bajo una metodología estandarizada, que permita realizar comparaciones, y el seguimiento de la evolución de los resultados en el tiempo. Para esto los procedimientos han sido normalizados a través de protocolos internacionales, entre los que se puede destacar el International Performance Measurement and Verification Protocol (IPMVP), que es el promovido en Chile por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética, que ha impulsado la certificación de profesionales en el país. Para asegurar las competencias laborales de los profesionales que realizan la Medición y Verificación de Ahorros, como se ha impulsado en Chile, se solicita la certificación de los profesionales como Certified Measurement and Verification Professional (CMVP). RESTAURACIÓN DE SERVICIO Un potencial problema que no ha sido mencionado respecto al diseño de los mecanismos de desacoplamiento es la disminución del incentivo de restaurar servicio luego de fallas. Posterior a una falla que paralice el sistema de distribución, la empresa distribuidora típicamente funciona de forma acelerada para restaurar el servicio, haciendo todo lo razonablemente posible por este fin. Existen dos razones que explican dicho comportamiento. El primero de ellos es un sentido de obligación por parte de la empresa y sus empleados de restaurar la entrega de un servicio de calidad y confiable. Por otra parte, se encuentran incentivos financieros ya que la empresa reporta utilidades de acuerdo a los volúmenes de venta. El desincentivo para la pronta reposición del servicio es particularmente claro con mecanismos como el de Costo Fijo Alto, donde la empresa recupera la totalidad de sus costos y la utilidad asociada a ellos, mientras que el despacho efectivo solamente cubre los costos marginales del mismo, por lo que no estaría sufriendo penas reales por una lenta restauración de servicio. Este problema puede ser subsanado de forma sencilla bajo un diseño de desacoplamiento (RAP, 2011). Una solución sería modificar el mecanismo de manera que sea posible ajustar el cálculo de ingresos permitidos de manera que sea reflejada la cantidad de clientes recibiendo el servicio, como parte del total, descontándole de esta forma a la empresa el período de tiempo en que no es respondida la demanda de forma oportuna. Otra posibilidad es complementar el mecanismo de desacoplamiento con reglamentación referente a la calidad de servicio, incluyendo algún tipo de sanción, como multas ligadas a una menor cantidad de clientes servidos. POLÍTICAS DE REDUCCIÓN DE CARBONO Una política que introduzca impuesto a las emisiones de dióxido de carbono o, alternativamente, el costo de certificados de carbono en un régimen de permisos y transacciones, puede funcionar como un sustituto de costos externos, tales como medioambientales o de seguridad (NREL, 2009). ATS Energía - CDT 68 Una política de impuestos al carbono puede implementarse de varias formas. Es posible implementar un impuesto a la producción, distribución o uso de energéticos de fuentes fósiles, basado en su producción de dióxido de carbono. Típicamente esto se realiza fijando un precio por tonelada de emisiones de dióxido de carbono y luego se traduce en un impuesto al gas. Esto aumenta el costo marginal del gas que, en conjunto con una política de desacoplamiento, produce un incentivo contrario al de rendimiento, ya que la reducción de emisiones de carbono es alcanzable con tecnologías más eficientes. El impuesto al carbono está basado en el principio económico de externalidades negativas. Las externalidades son costos o beneficios generados por alguna industria. Particularmente, las externalidades negativas, son costos que no son considerados en la tarificación. El consumo de energéticos contaminantes, como el gas, presenta costos sociales que se intentan de representar con un impuesto como este. PROPUESTA DE MECANISMO PARA CHILE Como ya se mencionó, se recomienda adoptar un mecanismo de desacoplamiento total de seguimiento de ingresos y ajuste de tarifas, esto porque se elimina completamente el incentivo de rendimiento, lo que resulta beneficioso para los consumidores, y la para la sociedad en su conjunto, que significa el desarrollo de programas exitosos de eficiencia energética. Para la implementación de los programas resulta necesario: Establecer la rentabilidad permitida. Dado que se elimina el riesgo del negocio, al poder recibir una cantidad fija de utilidades, sin importar la fuente de la disminución de las ventas de unidades físicas de energía, esto debe ser recogido en el cálculo de la tasa. A través del boletín 9890 ingresado el 29 de enero de 2015, que modifica el DFL 323 de 1931, del Ministerio del Interior, establece un rentabilidad máxima permitida, equivalente a la Tasa de Costo de Capital (TCC), cuyo piso mínimo sigue siendo un 6%, más un margen adicional, pero reduce dicho margen de cinco a tres puntos porcentuales. Se sugiere revisar este valor dado que las empresas dejarán de estar expuestas al riesgo en el caso de aplicarse el desacoplamiento total. Fijar la periodicidad de los ajustes a las tarifas para alcanzar la rentabilidad permitida. Los ajustes pueden realizarse mes a mes, o bien de manera anual. La decisión implica determinar la disponibilidad de recursos humanos para la realización y/o revisión del cálculo de los ajustes. Junto con establecer el mecanismo de desacoplamiento, se sugiere incorporar un mecanismo de incentivos para el desempeño de los programas de eficiencia energética o cargo por eficiencia energética. En este sentido, se recomienda implementar uno como el de California, donde se establecen beneficios y multas en el caso de cumplir o no, con los objetivos de los programas, en términos de energía ahorrada. Para la aplicación de este mecanismo de incentivos, es necesario contar con un sistema de medición y verificación de los resultados de los programas, que observe metodologías claras y aceptadas a nivel mundial, que sea transparente y cuente con publicidad para la tranquilidad de la ciudadanía. La medición y verificación de los ahorros debe ser efectuada por una entidad con las competencias técnicas adecuadas, que entregue certeza a todas las partes ATS Energía - CDT 69 (empresa, ciudadanía, regulador), y que cuente con un nivel de independencia que evite la captura de la entidad, y por tanto, la alteración de los resultados. 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