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Primer Cálculo del Costo de Interrupción en el Suministro de Combustibles para Chile

Programa de Estudios e Investigaciones en Energía - Instituto de Asuntos Públicos - Universidad de Chile

Rebeca Matte 79, Santiago, Chile, Tel. (56-2) 978 2387 – 978-2077, Fax (56-2) 978-2581

Informe Final

“Primer Cálculo del Costo de Interrupción en el Suministro de

Combustibles para Chile”

Programa de Estudios e Investigaciones en Energía

Instituto de Asuntos Públicos Universidad de Chile

Para Comisión Nacional de Energía

Santiago, 22 de Diciembre de 2011




Tabla de Contenido Tabla de Contenido ............................................................................................................................. 1

1 Introducción ................................................................................................................................ 1

2 Objetivos ..................................................................................................................................... 3

2.1 Objetivos generales ............................................................................................................. 3

2.2 Objetivos específicos ........................................................................................................... 3

3 Antecedentes .............................................................................................................................. 4

3.1 Antecedentes generales ...................................................................................................... 4

3.1.1 Causas de la falta de suministro .................................................................................. 4

3.1.2 Efectos de la falta de suministro ................................................................................. 5

3.1.3 Estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo

de falta de suministro de hidrocarburos” *2+ .............................................................................. 7

3.1.4 Matriz Insumo - Producto ........................................................................................... 9

4 Metodología de trabajo ............................................................................................................ 10

5 Detalles de las actividades ........................................................................................................ 13

5.1 Fase 1: Revisión y análisis de información existente ........................................................ 13

5.2 Fase 2: Metodología de cálculo de costo de interrupción ................................................ 14

5.3 Fase 3: Levantamiento y análisis de información ............................................................. 14

5.4 Fase 4: Cálculo de costo de interrupción en el suministro de combustibles .................... 15

6 Revisión y análisis de información existente............................................................................. 16

6.1 Revisión y análisis de literatura especializada .................................................................. 16

6.2 Revisión y análisis de experiencias de cálculo de costo de interrupción .......................... 18

6.2.1 “Costo de interrupción del servicio de gas combustible” *10+ .................................. 18

6.2.2 “Power Interruption Cost to Industrial and Commercial Consumers of Electricity”

[11] 20

6.2.3 “An Assessment of Oil Market Disruption Risks” *12+............................................... 20




6.2.4 “Estudio de costo de falla de larga duración en los sistemas SIC y SING” *13+ ......... 21

6.2.5 Otros Documentos .................................................................................................... 23

6.3 Revisión y análisis de estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para

calcular el costo de falta de suministro de hidrocarburos” *2+ ..................................................... 23

6.3.1 Sector Industrial ........................................................................................................ 23

6.3.2 Sector Transporte ...................................................................................................... 26

6.3.3 Sector Comercial ....................................................................................................... 28

6.3.4 Sector Residencial ..................................................................................................... 28

6.3.5 Estimación del costo total de falla ............................................................................ 30

6.4 Revisión comparada en base a análisis anterior ............................................................... 31

7 Desarrollo y propuesta de metodología de cálculo de costo de interrupción .......................... 33

7.1 Aspectos Generales ........................................................................................................... 33

7.1.1 Definición Formal del Costo de Falla ......................................................................... 33

7.1.2 Cortes Programados versus Cortes Intempestivos ................................................... 36

7.1.3 Supuestos Metodológicos a Considerar en el Estudio .............................................. 37

7.1.4 Probabilidades de los escenarios de racionamiento ................................................. 38

7.1.5 Procesamiento de Datos ........................................................................................... 46

7.2 Sector Industrial ................................................................................................................ 47

7.2.1 Aspectos Teóricos ...................................................................................................... 47

7.2.2 Metodologías a Considerar ....................................................................................... 50

7.2.3 Descripción Analítica del Procedimiento de Cálculo ................................................. 52

7.2.4 Restricciones de Información .................................................................................... 52

7.2.5 Procedimiento de Estimación ................................................................................... 53

7.2.6 Resumen de la Metodología ..................................................................................... 59

7.2.7 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada .............................................. 60

7.2.8 Fuentes de Información – Sector Industrial .............................................................. 61




7.3 Sector Transporte .............................................................................................................. 62

7.3.1 Aspectos Teóricos ...................................................................................................... 62

7.3.2 Metodologías a Considerar ....................................................................................... 63

7.3.3 Descripción Analítica General ................................................................................... 65

7.3.4 Procedimiento de Estimación ................................................................................... 66

7.3.5 Resumen de la Metodología ..................................................................................... 75


7.3.7 Fuentes de Información – Sector Transporte............................................................ 78

7.4 Sector Comercio ................................................................................................................ 79


7.4.2 Fuentes de Información – Sector Comercio .............................................................. 82

7.5 Sector Residencial ............................................................................................................. 83

7.5.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares .......................................................... 84

7.5.2 Costo de Falla de en el Transporte Particular ........................................................... 87


7.5.4 Fuentes de Información – Sector Residencial ........................................................... 92

7.6 Comparación entre las Metodologías utilizadas para los Sectores .................................. 92

7.7 Costo total sobre la economía .......................................................................................... 93

7.7.1 Metodología para agregar los datos obtenidos ........................................................ 93

8 Valorización Sectorial del Costo de Interrupción ...................................................................... 94

8.1 Sector Industrial ................................................................................................................ 94

8.1.1 Resultados Subsector de la Industria del Cobre ........................................................ 96

8.1.2 Resultados Subsector de la Industria del Hierro ....................................................... 98

8.1.3 Resultados Subsector de la Industria del Papel y la Celulosa ................................. 100

8.1.4 Resultados Subsector de la Industria Petroquímica................................................ 102




8.1.5 Resultados Subsector de la Industria del Cemento ................................................ 104

8.1.6 Resultados Subsector Industrias Varias .................................................................. 106

8.1.7 Resultados Subsector Minas Varias ........................................................................ 108

8.2 Sector Transporte ............................................................................................................ 110

8.2.1 Costo directo del sector transporte ........................................................................ 110

8.2.2 Costo indirecto del sector transporte ..................................................................... 111

8.3 Sector Comercial ............................................................................................................. 113

8.3.1 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Comercial .............................. 115

8.4 Sector Residencial ........................................................................................................... 116

8.4.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares ........................................................ 116

8.4.2 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Residencial ............................ 119

8.4.3 Costo de Falla de en el Transporte Particular ......................................................... 120

8.5 Resultados Obtenidos por Macrozona ............................................................................ 122

8.5.1 Norte Grande........................................................................................................... 122

8.5.2 Norte Chico .............................................................................................................. 122

8.5.3 Zona Central ............................................................................................................ 123

8.5.4 Zona Sur ................................................................................................................... 123

8.5.5 Zona Austral ............................................................................................................ 124

8.6 Resultados a Nivel País .................................................................................................... 124

9 Levantamiento y Análisis de Vulnerabilidad de Instalaciones Existentes ............................... 125

9.1 Aspectos Metodológicos ................................................................................................. 125

9.2 Resultados de levantamiento de información ................................................................ 127

9.3 Análisis por macrozona ................................................................................................... 130

9.3.1 Zona Norte Grande .................................................................................................. 131

9.3.2 Zona Norte Chico ..................................................................................................... 133




9.3.3 Zona Centro ............................................................................................................. 134

9.3.4 Zona Sur ................................................................................................................... 137

9.3.5 Zona Austral ............................................................................................................ 138

9.4 Fuentes de vulnerabilidad de suministro de combustible .............................................. 140

9.4.1 Contingencia a Nivel de Importaciones................................................................... 140

9.4.2 Contingencia a Nivel de Refinería ........................................................................... 141

9.4.3 Contingencia a Nivel de Distribución ...................................................................... 142

10 Capacidad Actual de Almacenamiento y Valorización del Costo de Aumentar las Reservas

del País a 90 días ............................................................................................................................. 143

10.1 Capacidad para cumplir requerimientos de la AIE y requerimientos de demanda ........ 143

10.2 Estimación de costos de almacenamiento requerido para cumplir los requerimientos de

stock 144

11 Referencias .......................................................................................................................... 148

ANEXOS ........................................................................................................................................... 151

Anexo 1: Literatura Internacional ................................................................................................... 152

A1.1 “Oil Supply Insecurity: Control versus Damage Costs” *5+ .................................................. 152

A1.2 “The Costs of Energy Supply Security” *28+ ........................................................................ 154

A1.3 “Social Costs of Energy Disruptions” *6+ ............................................................................. 157

Anexo 2: Otros Documentos de Experiencia Internacional ............................................................ 161

A2.1 Otros Documentos - Costo de Falla en el Sector Eléctrico ................................................. 161

A2.2 Otros Documentos - Tópicos Sobre Combustibles ............................................................. 162

Anexo 3: Modelación econométrica mediante Metodología para Series de Tiempo .................... 163

A3.1 Análisis de las Series. Raíz Unitaria. ................................................................................... 164

A3.2 Estimación e Inferencia ....................................................................................................... 165

A3.3 Proyección ........................................................................................................................... 166

Anexo 4: Levantamiento de Plantas con Almacenamiento de Combustibles................................. 169




Anexo 5: Levantamiento de Oleoductos ......................................................................................... 170

Anexo 6: Levantamiento de Terminales Marítimos ........................................................................ 171



Rebeca Matte 79, Santiago, Chile, Tel. (56-2) 978 2387 – 978-2077, Fax (56-2) 978-2581 1

1 Introducción

El mercado de los combustibles derivados del petróleo en Chile está compuesto por un conjunto

reducido de empresas. Dentro de este mercado, se distingue a ENAP como importador de

petróleo crudo y único refinador del mismo. Las distribuidoras de combustibles (principalmente

Copec, Shell, Petrobras y Terpel), en su gran mayoría, compran los productos refinados (fuel oil,

diesel, gasolina, kerosene, etc.) a ENAP, aunque en algunos casos también realicen importaciones

directas de estos productos. Particularmente, cerca del 50% del diesel consumido actualmente en

Chile es importado de manera directa1.

Los efectos que puede provocar un déficit de los combustibles utilizados en la actividad de los

distintos sectores económicos del país son variados, y dependen del grado de dependencia que

tengan con respecto a los combustibles derivados del petróleo. Por ejemplo, en el caso del sector

industrial y minero, un déficit de combustibles puede provocar la paralización parcial o total de la

producción debido a la detención de hornos, calderas o de los camiones mineros; en el sector

transporte, la falta de combustibles puede causar la paralización de recorridos de transporte

urbano de personas, y del transporte de bienes de consumo e insumos productivos, con el

consiguiente efecto de falta de stock de productos en el sector comercial.

En aquellos sectores donde el combustible no es utilizado dentro de la cadena de producción, el

costo asociado a la falta de combustible se refleja de manera menos tangible y por ende, más

difícil de evaluar. Por ejemplo, en el caso de hogares sin medio de transporte propio, el costo

derivado de la falta de combustible se verá reflejado en la disminución de locomoción colectiva,

mayores tiempos de traslados y por ende, disminución del tiempo de descanso disponible;

además, la falta de combustibles para calefacción radica en un menor confort al interior del hogar

y una mayor tasa de enfermedades en períodos invernales.

Además, considerando que en el sistema eléctrico existen centrales de generación que utilizan fuel

oil y diesel (pese a que, producto de la naturaleza marginalista del sistema eléctrico chileno, estas

centrales operan pocas horas al año), la falta de combustibles tendrá un efecto directo sobre la

seguridad de suministro eléctrico.

En cuanto a las causantes de un déficit en los combustibles, tales como los derivados del petróleo,

puede deberse a una falla en cualquiera de los distintos niveles de la cadena de distribución:

importaciones, producción (refinación), distribución nacional y regional y clientes finales, tal como

se detalla más adelante, en la sección “antecedentes”.

1 Fuente: BNE 2009 [1].




El presente trabajo tiene como objetivo medir los costos provocados sobre los distintos sectores

económicos frente a una eventual falla de suministro de combustibles, considerando para ello los

energéticos secundarios (diesel, gasolina, crudo, gas licuado, kerosene), y el energético primario

(petróleo crudo).

La finalidad de la determinación de costo económico provocado por la falta de suministro es poder

analizar la relación costo-beneficio de inversiones en infraestructura para aumentar el stock de

seguridad nacional. La necesidad de este análisis surge ya que en la actualidad, debido a exigencias

sobre productores e importadores, Chile cuenta con reservas equivalentes a 25 días de venta

promedio, o de importación de los últimos 6 meses. Chile, como miembro de la OCDE puede

integrarse de manera voluntaria a la Agencia Internacional de Energía (AIE), para lo que debe

cumplir los mismos objetivos de los países integrantes, entre los que está contar con un stock

equivalente a 90 días de importaciones de crudo y/o productos refinados.




2 Objetivos

2.1 Objetivos generales

A partir de los resultados obtenidos del estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de

metodología para calcular el costo de falla de suministro de hidrocarburos”, realizado por el

Centro de Modelamiento Matemático y el Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y

Matemáticas de la Universidad de Chile, el trabajo consiste en elaborar una propuesta detallada,

debidamente justificada en la teoría técnica y económica, para medir el costo de interrupción de

suministro de combustibles, que sea consistente con el funcionamiento del mercado de

combustibles en Chile, así como implementar la aplicación práctica de esta metodología

calculando el respectivo costo de interrupción.

2.2 Objetivos específicos

i. Desarrollar una metodología, basada en conceptos microeconómicos y técnicos, que

permitan medir el costo de interrupción de suministro de combustibles, para aquellos

derivados de mayor consumo a nivel nacional (Diesel, Gasolina, Crudo, Gas Licuado,

Kerosene y Petróleo Combustible) y por macrozona (Norte Grande, Norte Chico, Centro,

Sur y Austral), por nivel de distribución en el cual se produce la interrupción, para distintos

niveles y duración de desabastecimiento (definidos en común acuerdo con la Comisión), e

identificar las variables claves con las que se debe contar para realizar dicha medición.

ii. Calcular el costo de interrupción de suministro de combustibles, utilizando la metodología

antes propuesta.




3 Antecedentes

3.1 Antecedentes generales

3.1.1 Causas de la falta de suministro

Un déficit en el abastecimiento de los hidrocarburos como los derivados del petróleo, se puede

deber a una contingencia que puede ocurrir en alguno de los distintos niveles de la cadena de

abastecimiento. Se distinguen 4 niveles dónde puede ocurrir la contingencia: a nivel de las

importaciones, refinería, distribución y clientes finales. A continuación se describen los 4 niveles.

a) Contingencia a nivel de las importaciones: Contingencia que afecta las importaciones de

petróleo crudo, productos refinados o a ambos. Las importaciones se reducen parcial o

totalmente por un periodo de tiempo, afectando toda la cadena de distribución aguas abajo.

Ejemplo de este tipo de contingencia son las consecuencias que tuve la guerra del Golfo

Pérsico en el año 1991, y los efectos del huracán Katrina el año 2005.

b) Contingencia a nivel de refinería: Contingencia ocasionada por una falla en las refinerías.

Provoca una disminución parcial o total en la fabricación de productos refinados a partir del

petróleo crudo. Ejemplo de este tipo de contingencia son las consecuencias que tuve el

terremoto en Chile el 27 de Febrero de 2010. El terremoto afectó las refinerías de Aconcagua y

Bío Bío pertenecientes a ENAP.

c) Contingencia a nivel de distribución: Contingencia ocasionada por una falla en las compañías

distribuidoras, lo que impide que los productos refinados lleguen a los clientes finales. Ejemplo

de esto es el paro de camiones ocurrido el año 2008. Si bien los camiones de las empresas

distribuidoras no fueron adeptas al paro, no pudieron circular por las calles por problemas de

seguridad.

d) Contingencia a nivel de usuarios finales: Contingencia que ocurre en las instalaciones de un

usuario final, por lo tanto, sólo afectan de manera directa en el cliente. Ejemplo de este tipo

de contingencia podría ser una falla en el sistema de recepción de combustible o una falla en

los estanques de almacenamientos propios de la empresa.




Figura 3.1: Cadena de distribución de los productos derivados del petróleo. ENAP importa crudo, lo refina y lo vende a

las empresas distribuidoras. Las empresas distribuidoras lo venden a los usuarios finales Fuente: “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro de hidrocarburos” [2].

3.1.2 Efectos de la falta de suministro

El consumo de hidrocarburos varía entre los distintos sectores económicos del país y entre las

distintas empresas de un mismo sector. En la Figura 3.2 se muestra la distribución del consumo




energético entre los distintos sectores económicos del país. En el sector industrial la falta de

hidrocarburos puede provocar una paralización parcial o total de la producción. Por ejemplo, en el

caso de la industria minera, el combustible diesel es utilizado en los camiones que realizan la

extracción y traslado del mineral. En el caso del sector construcción, el combustible es utilizado

para mover las grúas, retroexcavadoras, camiones, etc. En algunas empresas generadoras, el

combustible es utilizado para generar energía eléctrica. Por lo tanto, la falta de hidrocarburos

tendrá un efecto directo sobre las industrias que lo utilizan como medio o insumo para producir.

Figura 3.2: Flujograma de energía al año 2006

Fuente: BNE 2009, Comisión Nacional de Energía [1].

En la Tabla 3.1 se muestra el Producto Interno Bruto (PIB) aportado por los distintos sectores

económicos durante el año 2010. Los 4 principales sectores que aportaron en mayor cantidad al

PIB durante el año 2010 fueron el sector minero, el sector de los servicios financieros, el sector de

servicios personales y el sector industrial. Se desprende que el cálculo del costo de falta de

hidrocarburos será distinto entre los distintos sectores. Vale la pena notar que sólo el sector de la

minería del cobre contribuye al PIB en un 17,4%, mientras que los servicios financieros y

empresariales lo hacen en un 15,7%.




Tabla 3.1: Producto Interno Bruto por distintos sectores económicos. Aporte porcentual

Fuente: Banco central

En los sectores donde el hidrocarburo no es utilizado dentro de la cadena de producción, el cálculo

del costo de falta de combustible se vuelve más abstracto, tal como el caso del sector residencial,

en el cual no existe un medio de transporte propio, ya sea un auto, camioneta u otro. El costo de

falta de hidrocarburo se verá reflejado en la disminución de la locomoción colectiva, mayores

tiempos de viajes y por ende, disminución del tiempo de descanso disponible. También se verán

afectados por la escasez de productos comercializados, principalmente lo que corresponde a

alimentos.

En el sector comercial, el costo se verá reflejado por la disminución del stock disponible debido a

la escasez de medios de transporte, y por lo tanto, por la falta de productos para vender. También

se vería afectado por una disminución del público debido a la disminución del tiempo de ocio de

estos últimos.

3.1.3 Estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el

costo de falta de suministro de hidrocarburos” [2]

Este estudio tiene como objetivo desarrollar una metodología para medir los costos en la

economía provocados por un déficit del suministro de hidrocarburos y carbón, la cual analiza el

impacto de la falta de suministro de estos energéticos en los diferentes sectores de la economía.

Se identifica que los costos a estimar son función de nuevas variables como las condiciones de

almacenamiento, ya que a diferencia del corte de suministro eléctrico, la ausencia de suministro

de combustibles es mitigable mediante inversiones en infraestructura en stock de seguridad.

Luego, se puede entender que el costo depende de la magnitud de la contingencia medida en




términos de duración y profundidad, de la cantidad de energía no disponible y del nivel de

reservas de hidrocarburos con los que se cuenta, entre otros factores.

Sobre la base de este desarrollo general se formulan metodologías de estimación de costo de falla

de suministro de combustibles para los diferentes sectores. La magnitud de la muestra así como la

disponibilidad de información condicionan las propuestas metodológicas para los diferentes

sectores, variando desde estimaciones directas (a través de encuestas) a indirectas (datos

secundarios y modelos teóricos).

En este contexto, para el sector industrial la propuesta metodológica concibe cinco pasos para su

estimación, los que se reseñan a continuación:

1. Elaboración de encuestas a las empresas de los distintos sectores industriales de manera

de obtener el costo de falta de suministro de hidrocarburo, para distintos niveles de

profundidad y distintos niveles de duración.

2. Estimación de costos directos a partir de datos de encuesta. Se entiende por costo directo

sobre una empresa, al costo incurrido por falta de combustible en la cadena de producción

de la empresa.

3. Para cada nivel de profundidad y duración, se determina la reducción de consumos y

servicios con el fin de estimar los costos indirectos motivo de la falla.

4. Se utiliza la Matriz Insumo Producto para calcular los costos indirectos sobre los otros

sectores, debido a la disminución de consumos y servicios intermedios.

5. El costo total será igual a la suma de los costos directos e indirectos. El costo total se

obtiene para cada nivel de profundidad y duración.

En el caso del transporte, la metodología también concibe la elaboración de encuestas. No

obstante, a diferencia del sector industrial, los costos de mayor impacto por falta de suministro en

este sector son de índole secundaria (ausencia de bienes y servicios) por lo que la metodología

propuesta busca reflejar este comportamiento. Para ello se formula una matriz que permite

vincular entre diferentes sectores de la economía los efectos por ausencia de transporte. Dicha

matriz se compone de una asociada a costos por falta de transporte y otra de escenarios.

De manera análoga al anterior, el sector comercial es sensible a costos de falla de suministro de

combustibles, a disminuciones de transporte para compra venta de bienes. Por lo tanto la

metodología de análisis asociada a este sector se trata de manera similar a formulado para el caso

transporte.

Para el sector residencial se reconocen los efectos directos provocados por indisponibilidad de

transporte (mayores tiempos de viaje), así como la disminución de bienestar, en especial para el

caso del gas. Asimismo, se reconocen los costos indirectos sobre los sectores productivos como lo

es la disminución en la producción por ausencia laboral y en especial la disminución de ingreso en

los mismos hogares por medio de la aplicación de la Matriz de Contabilidad Social. La estimación

total entonces, corresponde a la suma de los costos directos e indirectos. Vale la pena notar, que a




diferencia de los sectores anteriores, la metodología de estimación de costos para este sector es

indirecta, valiéndose para ello de datos secundarios (estadísticas) y modelos que reflejen el

fenómeno descrito.

Para evaluar el costo total de falta de suministro de combustibles, y dadas las características de

este insumo, se procura definir como se distribuye de mejor manera el combustible disponible

entre los diferentes sectores de la economía para minimizar el costo global, utilizando como

parámetro las curvas de costos obtenidas en cada sector Resuelta la minimización, con el volumen

asignado a cada sector, se puede calcular el costo de falta de suministro total.

Sobre el desarrollo propuesto se identifica la necesidad de realizar encuestas, manejo de

información secundaria e implementación de modelos teóricos. Resulta importante definir los

tamaños de la muestra a encuestar para garantizar validez estadística, las fuentes de información

secundaria y los modelos teóricos a desarrollar. Es importante notar también que se requiere de

un juicio claro, sobre supuestos bien fundamentados, para definir los alcances de las encuestas

realizadas a los sectores industria, transporte y comercio.

3.1.4 Matriz Insumo - Producto

Una de las metodologías más recurrentes para analizar los impactos de diferentes tipos de shocks

y políticas a nivel de los sectores económicos es mediante el análisis de insumo –producto. Las

tablas insumo-producto reflejan la interdependencia económica entre los distintos sectores

económicos de un país, y la estructura de gasto e ingresos de éstos sectores. Esta característica, le

permite ser un importante instrumental para el análisis corto plazo (estático), de shocks y de

políticas aplicadas, ya sea a nivel sectorial, como de carácter general.

Para este trabajo, se propone utilizar la última matriz de insumo producto (2003), y actualizarla

mediante precios al año 2008 (de modo de hacerla consistente con el último balance energético,

además de que el 2008 será utilizado por el Banco Central, como nuevo año base para finales del

2011).

Utilizando información que el propio Banco Central utiliza para la elaboración de las tablas

sectoriales de insumo producto, además del Balance Energético del 2008, y la Encuesta Nacional

Industrial Anual (ENIA) se propone abrir la oferta del sector “elaboración de combustibles”,

nacional e importado, por tipo de combustible (Diesel, Gasolina, Crudo, Gas Licuado, Kerosene y

Petróleo), de modo de evaluar los impactos económicos, tanto a nivel agregado como sectorial

(Industrial, Minero, Servicios, etc.), de distintos escenarios de interrupciones en la oferta de éstos

combustibles.




10

4 Metodología de trabajo

El estudio se conforma por 4 fases de trabajo: Revisión de la información existente, Desarrollo de

la metodología de cálculo, Levantamiento de información y Cálculo. Los objetivos y actividades de

cada fase se describen a continuación.

Fase 1: Revisión de información

Tiene por objetivo recopilar y analizar la información existente a nivel nacional e internacional que

sirva de base para el desarrollo de una metodología de cálculo a utilizar en el presente estudio.

Actividades incluidas en la fase 1:

Revisión de literatura especializada

Revisión de experiencias de cálculo de costo de interrupción

Revisión estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo

de falta de suministro de hidrocarburos” [2]

Revisión comparativa de los puntos anteriores

Fase 2: Metodología

Tiene por objetivo elaborar la metodología a utilizar para el cálculo de costos de interrupción del

suministro de combustibles en base a la información recopilada en la fase anterior.


Desarrollo y propuesta de una metodología detallada para el cálculo de costos de

interrupción

Fase 3: Levantamiento de información

Tiene por objetivo recopilar la información necesaria para realizar el cálculo de costo de

interrupción del suministro de combustible, requerida por la metodología desarrollada en la fase

anterior.


Levantamiento de instalaciones actuales

Análisis de vulnerabilidad de sistemas actuales

Levantamiento de información requerida por metodología propuesta




11

Fase 4: Cálculo

Tiene por objetivo obtener el costo de interrupción de suministro de combustible para el país,

utilizando la metodología e información obtenida en las fases anteriores.


Valorización del costo de interrupción

El siguiente diagrama de flujo muestra la secuencia de las fases y sus actividades y los resultados

esperados de cada una de estas.

Una descripción detallada de las actividades se presenta en el siguiente capítulo.




12

FASE 4: Cálculo

FASE 1: Revisión de Información

FASE 3: Levantamiento

de Información

FASE 2: Metodología

Criterios de

selección de

fuentes

Selección de

fuentes de

información

Análisis crítico de

literatura revisada

Cálculo de costo

de interrupción

Revisión de

literatura

especializada

Criterios de

selección de

fuentes

Selección de

experiencias de

cálculo

Análisis crítico de

experiencias

revisadas

Revisión de

experiencias de

cálculo

Revisión Estudio

Universidad de

Chile

Análisis crítico

estudio

Análisis

comparado

Desarrollo

Bases

metodológicas

Propuesta

preliminar

metodología

DiscusiónPropuesta final

metodología

Revisión

requerimiento de

información

Levantamiento de

información

requerida

Levantamiento de

instalaciones

actuales

Clasificación de

interrupciones

Análisis de

vulnerabilidad

Ordenamiento

información

requerida

Valorización

desagregada costo

de interrupción




13

5 Detalles de las actividades

5.1 Fase 1: Revisión y análisis de información existente

Revisión y análisis de literatura especializada (3.1.1 de las Bases Técnicas)

Se revisará la literatura especializada acerca de los fundamentos microeconómicos y de la

metodología de cálculo del costo de interrupción, de los últimos diez años, relevantes para la

realidad del mercado de combustibles chileno.

Para esto se seleccionaran en primer lugar los criterios de selección de las fuentes de información

confiables, en estas fuentes de información se buscarán la literatura más relevante la que será

revisada y posteriormente analizada de forma crítica, identificando los elementos metodológicos

relevantes, fundamentos microeconómicos relevantes, además de sus ventajas y desventajas.

Revisión y análisis de experiencias de cálculo de costo de interrupción (3.1.2 de las Bases

Técnicas)

Se revisará experiencias de cálculo de costo de interrupción en algunos países desarrollados. Para

esto se seleccionaran en primer lugar los criterios de selección de las experiencias a considerar,

para estas experiencias se revisará la metodología y resultados del cálculo de costo de

interrupción de suministro de combustible, lo que será, posteriormente, analizado de forma

crítica, identificando sus principales ventajas y desventajas.

Revisión y análisis de estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular

el costo de falta de suministro de hidrocarburos” [2] (3.1.3 de las Bases Técnicas)

Se revisará el fundamento conceptual y la metodología de cálculo del costo de interrupción en el

sector hidrocarburos propuesta por el Centro de Modelamiento Matemático, Centro de Energía de

la Universidad de Chile, que durante el año 2010 realizó el estudio “Desarrollo conceptual y

propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro de hidrocarburos” [2].

Revisión comparada en base a análisis anterior (3.1.4 de las Bases Técnicas)

Se realizará un análisis comparado de los puntos anteriores, en base a sus elementos

metodológicos relevantes, fundamentos microeconómicos y la metodología de cálculo utilizados

para el costo de interrupción y a los problemas prácticos que se han identificado al momento de

su cálculo.




14

5.2 Fase 2: Metodología de cálculo de costo de interrupción

Desarrollo y propuesta de metodología de cálculo de costo de interrupción (3.1.5 de las Bases

Técnicas)

El análisis de la actividad anterior permitirá establecer las bases metodológicas que permitirán

realizar un cálculo acorde a la situación del país que haga cargo de los problemas conceptuales y

metodológicos encontrados. Con estas bases establecidas, se elaborará una propuesta preliminar

se una metodología detallada para el cálculo de costo de interrupción de combustibles. Esta

propuesta será discutida entre los expertos del equipo de trabajo y con la contraparte. En base a

las conclusiones de estas discusiones se modificará la propuesta para obtener una metodología

final de cálculo de costo de interrupción de suministro de combustibles.

5.3 Fase 3: Levantamiento y análisis de información

Levantamiento de instalaciones actuales de almacenamiento, producción, transporte y

distribución de combustibles (3.2.1 de las Bases Técnicas)

Se realizará un levantamiento de las instalaciones de los sistemas actuales de almacenamiento,

producción, transporte y distribución de combustibles, registrando sus principales características.

Esto incluye determinar el tipo de instalación, capacidad y condición, así como otras características

que sean necesarias.

Análisis de vulnerabilidad de instalaciones levantadas (3.2.2 de las Bases Técnicas)

A partir del levantamiento anterior se analizara la vulnerabilidad de las instalaciones, en términos

de riesgos, tipos de interrupción, niveles de probabilidad de ocurrencia y su impacto en la

infraestructura o el abastecimiento. A partir de esto se entregará clasificación de las

interrupciones según su nivel de impacto en la seguridad de suministro para cada uno de los

sistemas.

Levantamiento de información requerida por metodología de cálculo de costo de interrupción

Se revisará el requerimiento de información necesaria en base a la metodología de cálculo de

costos de interrupción desarrollada, y se recopilará y ordenará la información que permita

posteriormente realizar este cálculo.




15

5.4 Fase 4: Cálculo de costo de interrupción en el suministro de

combustibles

Valorización del costo de interrupción de los distintos combustibles (3.2.3 de las Bases Técnicas)

Utilizando la información recopilada se realizarán los cálculos necesarios según la metodología

establecida de modo de obtener una valorización del costo de interrupción de los distintos

combustibles (Diesel, Gasolina, Crudo,Gas Licuado, Kerosene y Petróleo Combustible) para

distintas macrozonas (Norte Grande, Norte Chico, Centro, Sur y Austral), para distintos niveles de

distribución, para distintos tiempos de duración, y considerando los tipos de eventos que puedan

significar un riesgo para el sector nacional de combustibles, tanto en sus etapas de importación,

producción, transporte y distribución.

Valorización del costo de aumentar el nivel de reservas del país a 90 días (3.2.4 de las Bases

Técnicas, agregado en acta de negociación)

Utilizando la información recopilada de las instalaciones de reservas de combustible a nivel

nacional, se realizarán los cálculos necesarios de modo de obtener una valorización del costo de

aumentar las reservas del país a 90 días según los requerimientos de la AIE.




16

6 Revisión y análisis de información existente

6.1 Revisión y análisis de literatura especializada

La literatura internacional aborda en extenso distintas metodologías para la estimación de los

impactos económicos de una interrupción de combustibles. Los modelos tienden a evaluar los

impactos en términos de shocks de precios internacionales e impactos sobre los sectores

económicos y bienestar de las personas, producto del cambio de precios de insumos.

En esta línea, Hedenus et al. (2009) [3], analiza el impacto en la política energética de los países de

la Unión Europea de una interrupción en la oferta de combustibles. Se analizan principalmente los

costos asociados a la interrupción de combustible, y la estrategia de política que enfrente esta

situación. Este estudio sigue la línea de Jones et al. (2004) [4] en el que se cuantifican impactos

económicos de shocks de precios del petróleo. Ambos estudios, se basan en resultados

econométricos que encuentran que aumentos repentinos en el precio del petróleo tiene un

impacto negativo sobre el PIB. Una parte de este costo se compondría de una pérdida bienestar de

las personas, y otra parte, se compondría de los costos asociados a los ajustes macroeconómicos.

En la misma línea, Owen (2004) [5] aborda la complejidad del cálculo de los costos de falla, dado

que éstos contemplan una serie de costos indirectos, ya sea por el lado de la cadena productiva,

pero también costos asociados a la pérdida de bienestar de las personas. En virtud de esto,

podrían ser siempre superiores los costos de falla a los costos de control. De ahí que propone

limitar el cálculo de estos costos de falla a los efectos directos sobre el producto, estimando las

elasticidades precio-producto.

En Constantini y Gracceva (2004) [6], se resumen los impactos macroeconómicos de distintos

trabajos que evalúan la interrupción en la importación de combustible. La mayoría de los estudios

que son citados, son evaluaciones econométricas de impactos en el PIB y en el bienestar de las

personas producto de las alzas de precios de los combustibles como resultado de una interrupción

de la oferta. La metodología seguida tradicionalmente es a partir del cálculo de la elasticidad

precio del petróleo, y el impacto del alza en el precio en la estructura productiva del país (PIB), y

de los principales sectores que usan el combustible como insumo principal.

Siguiendo la misma línea de análisis anterior, Huntington (2004) [7] aborda los impactos en el

producto de cambios en el precio del petróleo, para distintas condiciones económicas, ya sea en

materia de variables macroeconómicas (empleo, endeudamiento, etc.), o bien en función de la

estructura productiva de un país (dependencia internacional de insumos).

En el caso chileno, los estudios de impactos de shocks energéticos no son abundantes. Destaca el

trabajo de O´Ryan et al. (2009) [8], el cuál utiliza un modelo de equilibrio general computable




17

(ECOGEM) para evaluar shocks económicos de un alza de precio del petróleo y restricciones en las

importaciones de gas natural.

La aplicación de modelos de equilibrio general no ha sido muy utilizada para evaluar problemas

energéticos al carecer de posibilidades de sustitución entre los distintos tipos de energía o

cualquier otro insumo. En estos modelos, los insumos intermedios, incluyendo la energía entran

en la esfera de la producción como un bien intermedio agregado cuya sustitución es imperfecta

(cuando no imposible). Por ello se han desarrollado modelos específicos para analizar los temas

energéticos que resuelven ese problema al modelar en detalle los sectores energéticos en la

función de producción, tanto en desagregación como en su ubicación como factores.

El estudio de O´Ryan finalmente concluye impactos negativos sobre el PIB y el bienestar de las

personas, con efectos regresivos amplificados. Los sectores más afectados son aquellos

mayormente eslabonados con el combustible, como son el transporte y la electricidad.

La mayoría de los estudios analizados, abordan los impactos en el producto y el bienestar de

interrupciones en las importaciones de combustibles, pero analizadas desde la lógica de precios, y

cambios en sustitutos.

La lógica económica supone que una interrupción de combustible por un período determinado,

debiese ser incorporada en las decisiones de los agentes económicos, lo cual tendría impactos

sobre la oferta y demanda de combustible, y por consiguiente, en los precios finales. Esto es, una

interrupción en la oferta de combustible generará presión sobre los precios de modo de mover su

demanda hasta el nuevo punto de equilibrio. Adicional a esto, debiese asumirse impactos distintos

si esta interrupción es conocida con antelación u ocurre de forma abrupta. Es decir, si los agentes

económicos tienen oportunidad de ajustar su demanda, o bien, acumular reservas. Lo que a su

vez, también dependerá del conocimiento sobre la temporalidad de la interrupción.

No obstante lo anterior, el presente estudio evaluará el impacto de una interrupción abrupta de

combustible, con diferentes grados de profundidad (porcentaje de reducción de la oferta) y

períodos de tiempo, pero en un contexto donde los agentes económicos no podrán generar

condiciones de sustitución o acumulación de reservas, y tampoco estarán afectos a presiones

sobre precios que puedan distorsionar sus decisiones económicas u otros equilibrios

macroeconómicos. Los impactos analizados se concentrarán en determinar la pérdida de

productividad de los sectores económicos claves (industria, transporte, comercial y residencial)

producto de la interrupción de combustible para su proceso productivo, de modo de compararlo

con el costo económico de construir las reservas que permitan suplir potenciales reducciones en la

importación de éstos combustibles.

En conclusión la mayoría de los estudios analizados, parten de la base de un equilibrio económico,

donde el mercado reacciona a la falta de combustible, mediante precios y pérdida de bienestar de

las personas. En el este estudio, por el contrario, se evaluará el impacto económico en términos de




18

productividad de una interrupción de combustible, lo que asume implícitamente que no hay un

traslado a precios (y por ende, cambios en sustitutos).

En el Anexo 1 se presenta en detalle, extractos de algunos de los textos mencionados en los

párrafos anteriores, destacando su aporte en información al presente estudio.

6.2 Revisión y análisis de experiencias de cálculo de costo de

interrupción

A nivel internacional han existido distintas iniciativas para evaluar el costo que implica para la

sociedad o para un tipo específico de usuario un eventual corte de suministro de combustible. Los

estudios más comunes son los de tipo agregado, en donde se evalúa el costo social [6], visto

generalmente desde el punto de vista del PIB y en base a análisis de datos de crisis de precio o

suministro anteriores, en base a elasticidades de los mercados internos de combustible [5] y

generalmente agregados como efectos sobre países o zonas económicas determinadas. Estos

estudios generalmente evalúan los costos de una manera retrospectiva, y sin plantear modelos

que permitan prever costos en sectores específicos a futuro [9].

Otros tipos de acercamiento que proponen modelos para estimar la pérdidas económicas de los

consumidores frente a la interrupción de suministro de un combustible son los desarrollados con

el fin de compensar a los usuarios que han sufrido interrupción de su suministro.

A continuación se presentan algunos documentos que muestran las diferentes formas en cuanto a

experiencia internacional, en las cuales se ha abordado el estudio del costo de falla.

6.2.1 “Costo de interrupción del servicio de gas combustible” [10]

Para establecer el costo de interrupción este modelo considera lo siguientes aspectos:

1. Indemnización por falla en la prestación del servicio: Considera que el usuario tiene

derecho a tres clases de indemnizaciones: i) aquella tasada al valor de consumo; ii) el valor

de las inversiones o gastos para suplir el servicio y; iii) el valor de las multas, sanciones o

recargos que pueda causar una falla al usuario. El modelo propuesto sólo se hace cargo de

la primera y parcialmente de la segunda (considera el costo de sustitución de energético,

pero no el de la inversión requerida). La tercera no es abordada pues se asume que es un

costo particular de cada usuario y cada caso, y se propone que sea zanjado de forma

particular.




19

2. Sustituto inmediato en caso de usuarios residenciales: Se asume que en caso de falla de

suministro de gas, la energía eléctrica se convertiría en el sustituto más inmediato. Se

considera que dada la alta confiabilidad del sistema de gas residencial, un usuario no suele

estar preparado para utilizar sustitutos como GLP. En este caso se asume que las fallas no

son de larga duración y el usuario no alcanza a hacer inversiones para adecuarse a

sustitutos económicos como el GLP.

3. Sustituto para usuarios no residenciales: Este grupo aborda el caso de usuarios

comerciales y pequeños industriales, para los que se asume que existe la posibilidad

práctica de utilizar una canasta diversificada de energéticos sustitutos. En este caso se

asume que el usuario no sólo debe afrontar los costos de los energéticos sustitutos sino

que en algunos casos, el costo de realizar la conversión.

Considerando lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia plantea el

siguiente factor de indemnización asociado al costo de interrupción de suministro:

CI = MV + CU

CI = 600 +2.500 = 3.100 [pesos colombianos ($COP)/m3 de gas]

Donde:

CI = Costo de interrupción expresado en $COP/m3.

MV = Costo unitario de la prestación de servicio expresado en $COP/m3. Para obtener el cargo

total variable se asume una demanda promedio mensual por usuario.

CU = Costo promedio de la prestación de servicio de energía eléctrica, expresada en $COP/m3,

asumiendo una equivalencia de 10 kWh eléctricos por 1 m3 de gas.

De esta forma se busca incluir la indemnización tazada al valor de consumo más una aproximación

al valor de las inversiones o gastos para suplir el servicio.

Esta aproximación a la valoración del costo de corte de suministro para el usuario, si bien tiene

puntos rescatables, como la consideración del costo de substitutos energéticos, no considera los

eventuales costos de inversión asociados al uso de estos energéticos.

Por otra parte, el evaluar el costo para el usuario como el monto que hubiese pagado durante el

período de falla por su consumo normal, parece razonable en el marco de una indemnización por

parte del proveedor, pero no representa el verdadero coste por pérdida de comodidad para el

usuario.




20

6.2.2 “Power Interruption Cost to Industrial and Commercial Consumers of

Electricity” [11]

Aunque este documento se enfoca en el cálculo del costo de falla para el caso de clientes

industriales y comerciales en el sector eléctrico, elementos de la metodología que se describen en

el texto pueden ser utilizados en el caso de los hidrocarburos.

El texto menciona la importancia de calcular los costos que implican invertir en mejorar las

condiciones de confiabilidad y calidad y el costo que implica una interrupción del suministro, para

evaluar la alternativa más costo-eficiente, que es lo que justamente se está buscando para el caso

de los hidrocarburos. Luego se describen las áreas donde resulta útil realizar una evaluación

económica de los costos de falla y las acciones que se pueden ejecutar.

Para el cálculo del costo de falla, se realizan encuestas a una lista de empresas escogidas al azar

con la única condición de que su demanda peak sea mayor a 1 MW, puesto que los grandes

clientes son los que presentan mayores variaciones con respecto al costo que les implica perder el

suministro (para los consumidores residenciales simplemente se les toma el promedio, debido a

que no hay cambios muy significativos entre clientes similares). Luego se definen distintos

escenarios de duración de la interrupción de suministro eléctrico y hora del día en el cual ocurren.

Luego se va a la empresa y se evalúan los costos producidos por la pérdida de producción más los

costos intrínsecos del corte y se le resta el ahorro producido por el no-suministro. En ese sentido,

la gran diferencia entre el caso eléctrico y el de hidrocarburos, es que una interrupción del

suministro eléctrico deja a una empresa sin abastecimiento y una interrupción del suministro de

combustible será parcial y depende del lugar donde ocurra el corte de suministro.

En efecto, en otro artículo mencionado en este estudio [12], se deja claro que es imposible una

interrupción total del suministro de combustible y se calculan las probabilidades de que distintos

eventos influyan en la interrupción de una cierta cantidad de combustible en U.S.A. Esto con el fin

de calcular los escenarios de interrupción más probables, junto con la duración de estos eventos.

6.2.3 “An Assessment of Oil Market Disruption Risks” [12]

El presente documento se refiere a la importancia de calcular el tamaño y la duración de una

posible interrupción del suministro de combustible en U.S.A., con el fin de calcular la reserva

estratégica de combustible que se debe almacenar y el tamaño deseado. Todo esto en el contexto

de conflictos internacionales que pueden afectar el suministro de petróleo y sus derivados que

llega a U.S.A. La función objetivo es maximizar la protección de largo plazo ante cortes de

suministro y para ello se determinan todos los posibles riegos tanto políticos, geopolíticos,

militares o terroristas, que son los que afectarían eventualmente a U.S.A. (en caso de existir otro

tipo de riesgos el estudio indica que se tendrían que evaluar más adelante).




21

Para unir los distintos eventos, se encadenan, de manera de poder cuantificar el efecto dominó de

distintos eventos para así poder cuantificar la probabilidad de que un cierto evento con una cierta

probabilidad de ocurrencia, provoque una falla de una duración determinada.

Al finalizar el estudio se plantean distintos escenarios con las respectivas probabilidades de

ocurrencia, duración y el tamaño de la interrupción , con el respectivo impacto en el stock de

combustible de U.S.A. Notar que como U.S.A. es productor de petróleo, entonces los impactos no

son tan profundos, como los podrían llegar a ser en países como el nuestro, en donde el stock de

combustible depende fuertemente de las importaciones provenientes de los mercados

internacionales, que están afectos a las condiciones políticas en las que se encuentren los

principales países productores de hidrocarburos líquidos.

6.2.4 “Estudio de costo de falla de larga duración en los sistemas SIC y SING” [13]

Entre los supuestos utilizados en el estudio citado se destacan por ejemplo, que el racionamiento

es equiproporcional para todos los usuarios, donde la manera de distribuir los cortes por

marcrozonas queda en manos del CDEC correspondiente. Luego se definen escenarios de

racionamiento en función de dos parámetros: la profundidad (porcentaje de energía racionada) y

la duración (periodo en el cual aplica el racionamiento). Como la probabilidad de ocurrencia de

cada escenario es difícil de determinar, se utilizará una función inversa a la profundidad y la

duración para determinar la matriz de probabilidades. Las profundidades definidas son del 5, 10,

20 y 30% y las duraciones de 1, 2, 10 meses, lo que da un total de 12 escenarios diferentes.

Se agrupó a los consumidores en las siguientes categorías:

Residencial

Comercial

Industria

Minería

Transporte.

No se consideran los sectores agrícolas, fiscales y de alumbrado público, que representan el 8% del

consumo del SING y el 10% de consumo del SIC. Luego de obtener el costo de racionamiento de

cada sector, se ponderará este costo por la energía producida por cada sector para así calcular el

costo social de racionamiento. Se analizarán ambos sistemas interconectados por separado debido

a que presentan naturalezas distintas en los tipos de clientes y en las ponderaciones de cada uno;

además, de esta forma, el estudio se ajusta a la normativa vigente.

Los dos primeros grupos son los que tienen la mayor cantidad de consumidores y se les calculó el

costo de racionamiento usando el método del excedente del consumidor. Se usó una curva de

demanda agregada que se obtiene en función de la elasticidad precio de corto plazo, la cual se




22

determina a partir de estimaciones que utilizan un modelo de ajuste parcial con datos mensuales

de un panel de distribuidoras. Una hipótesis que toma el modelo es que la energía racionada es

marginal (aunque se restringa a los usuarios equiproporcionalmente) y se estima una cota superior

del costo de racionamiento a través de cortes periódicos de suministro. Finalmente considerando

que a todos los usuarios les afecta de manera distinta el racionamiento, se partirá con el supuesto

de equiproporcionalidad pero luego se flexibilizará la tarifa en el margen , de modo de restringir

eficientemente. Por ello el costo de racionamiento se llamará costo de racionamiento eficiente.

Para estimar las demandas residenciales y comerciales se utiliza un modelo de ajuste parcial. Los

datos para calcular la demanda residencial son las ventas de energía, el precio de la electricidad, el

nivel de ingreso y el precio de sustitutos. Para el sector comercial sin embargo son las ventas de

energía, el precio de ésta y el índice de actividad económica.

Para el resto de los clientes, al ser un número menor, se realizan encuestas. Para mayor

confiabilidad se estratificó cada categoría según la Clasificación Industrial Internacional Uniforme

(CIIU). El objetivo de las encuestas era identificar los ajustes ante los distintos escenarios

planteados y el costo de cada uno de ellos. Los entrevistados fueron ejecutivos de las empresas,

en especial gerentes de producción.

Entre las medidas que más se adoptaban estaban: reducir el consumo en áreas no esenciales,

autogeneración de electricidad, modificación de los procesos de producción y otros ajustes como

la adecuación del horario en procesos de gran consumo.

Para la estimación de costos, se utilizaron las siguientes variables: costo de bienestar (asociado

principalmente a la calefacción), costo de autogeneración (asociado a la compra o arriendo de

motores diesel de respaldo), costo de producción (sobretiempos, pérdidas de ventas, etc) y otros

costos (propios de los ajustes generados).

Así los costos de falla de estos sectores tienen la siguiente estructura:

∑

Donde Di es la demanda de cada empresa, CFi su costo de falla y Dsector es la demanda agregada del

sector en estudio.

Luego del estudio se realizó un análisis de sensibilidad con respecto al precio del diesel debido a

que muchas empresas tenían como estrategia ante cortes de suministro la utilización de grupos de

emergencia que operaban con diesel. Es por esta razón que los costos de fallas dependían

fuertemente de esta variable cuando la profundidad del corte era del 5-10%, debido a que a

mayores profundidades se optaba por reducir la producción o cambiar los procesos productivos.




23

Finalmente se proponen una serie de indexadores que se tienen que utilizar para ir actualizando

los valores de costo de falla, hasta el próximo estudio. Estos indexadores son función de variables

económicas como PNE (Precio Base de la Energía), PNP (Precio Base de la Potencia), PM (Precio

Monómico de la Electricidad), PDA (Precio del petróleo diesel base ENAP), IPM (Índice de precios

al por Mayor), DO (Dólar Observado), Ta (Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos)

PCU (Producer Price Index) y RH (Índice Real de Remuneraciones por Hora del INE).

6.2.5 Otros Documentos

En adición a los documentos antes citados, se revisaron una serie de otros documentos

relacionados en el tema. Sin embargo, se consideró que los procedimientos utilizados para el

cálculo no ayudarían en el presente estudio, debido a que las hipótesis que se plantean no logran

ser comparables. De todos modos se deja ha dejado una referencia explícita y un pequeño

resumen de los temas abordados por estos documentos en el Anexo 2.

6.3 Revisión y análisis de estudio “Desarrollo conceptual y propuesta de

metodología para calcular el costo de falta de suministro de

hidrocarburos” [2]

Respecto de la metodología para estimar el costo de falla de hidrocarburos descrita en el estudio

“Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falta de suministro de

hidrocarburos” se identifican ciertos aspectos que merecen ser resaltados bajo el supuesto de que

dicha propuesta fuera aplicada a un caso real. Según lo anterior, se propone estimar el costo de

falla por sector de la economía, en particular se hace mención a los sectores: industrial,

transporte, comercio y residencial. A continuación se describen potenciales problemáticas que se

identifican para la aplicación de la metodología propuesta en los siguientes sectores específicos:

6.3.1 Sector Industrial

La metodología presentada para la estimación del costo de falla en el sector industrial se enfoca

en la determinación de los costos directos e indirectos asociados a no suministro de combustibles.

Para ello se definen cinco etapas para su determinación como se muestra en la figura:




24

En general, las cinco etapas ilustradas en la figura comprenden lo siguiente:

1. El primer paso consiste en realizar encuestas a las empresas de los distintos sectores

industriales de manera de obtener el costo de falta de suministro de hidrocarburo, para

distintos niveles de profundidad y distintos niveles de duración. La encuesta puede

preguntar directamente el costo de falta de suministro o contener preguntas claves que

permitan inferir la función de costo.

2. Con la encuesta se obtienen los costos directos. Se entiende por costo directo sobre una

empresa, al costo incurrido por falta de combustible en la cadena de producción de la

empresa.

3. Debido a la falta de suministro de combustible, la empresa podría disminuir parcial o

totalmente su producción, y por ende, dejar de consumir productos y servicios que le

proveen otros sectores. Al costo que sufren los otros sectores, producto de la falta de

combustible en un sector en particular, se le llama costo indirecto. Para cada nivel de

profundidad y duración, se determina la reducción de consumos y servicios.

4. Se utiliza la Matriz Insumo Producto para calcular los costos indirectos sobre los otros

sectores, debido a la disminución de consumos y servicios intermedios.

5. El costo total será igual a la suma de los costos directos e indirectos. El costo total se

obtiene para cada nivel de profundidad y duración.

De acuerdo a lo descrito con anterioridad, se identifican ciertas etapas que pueden merecer un

nuevo enfoque u alcance.

ENCUESTA

FUNCION COSTO FALTA SUMINISTRO

(profundidad,duración)

COSTOS DIRECTOS

MATRIZ INSUMO

PRODUCTO

COSTOS INDIRECTOS

COSTOS TOTAL

+

duración

pro

fun

did

ad

duración

pro

fun

did

ad

pro

fun

did

ad

duración

pro

fun

did

ad

duración

pro

fun

did

ad

duración

pro

fun

did

ad

SECTOR 1 SECTOR N




25

Diseño de encuesta

El estudio base propone que la encuesta a realizar para ciertos sectores, se aborde mediante la

creación de escenarios, que contemplen una duración particular del corte de suministro, así como

la profundidad de dicho corte. Una vez establecidos estos escenarios, el encuestado procederá a

responder para cada uno de éstos las medidas que pueda implementar para resolver el problema

de suministro, los costos asociados a estas medidas, así como también las pérdidas de producción

que pudiera enfrentar.

En la experiencia del equipo consultor, en la realización de estudios anteriores donde se ha

aplicado esta metodología, se ha detectado casos particulares donde el encuestado tiene una serie

de problemas para llenar en forma realista este tipo de encuestas, ya sea por motivos de falta de

información, carencia del tiempo o el conocimiento necesario para evaluar las medidas a realizar

en cada caso, o incluso, suponer el racionamiento como una realidad próxima, frente a lo cual

sobreestima sus costos, lo que implica potenciales sesgos en la información entregada con su

consecuente efecto en la elaboración de la función de costos asociada a la actividad industrial

específica.

Muestreo

En el contexto de las encuestas, la metodología presentada no describe una estrategia de

muestreo definida que permita definir con certeza el conjunto de empresas a encuestar para

obtener validez y representatividad de los resultados obtenidos en los sectores productivos

asociados.

Matriz Insumo Producto

La Matriz Insumo Producto, que se hace referencia en la metodología para estimar los costos

indirectos entre los diferentes sectores de la industria, es una matriz que básicamente registra las

transferencias monetarias (compras y ventas) entre los diferentes sectores de la economía. La

metodología propuesta, por lo tanto, calcula los impactos indirectos que tiene una baja en la

producción de un sector en particular, sobre aquellos sectores de la industria que compran sus

productos (así como también hacia las exportaciones y compradores finales). En este sentido, esta

metodología es cuestionable, pues no tiene en consideración la relevancia relativa de cada

producto dentro del proceso productivo, así como las medidas que puedan tomar los sectores

compradores de insumos, principalmente en lo que respecta a manejo de stocks de insumos, y la

posibilidad de sustitución de insumos que pueda tener una industria compradora en particular.




26

6.3.2 Sector Transporte

La metodología propuesta plantea estimar dos tipos de costo de falta de suministro para el sector

transporte, directos e indirectos, siendo estos últimos, los de mayor impacto para la economía. La

estimación de los mismos presenta dificultades en la fuente y la muestra para poder recopilar la

información.

Costos indirectos

La estimación de los costos indirectos de acuerdo a la metodología propuesta requiere de la

elaboración de las matrices de costo de falla, para ello se requiere tener conocimiento de dos

valores: consumo de combustible intersectorial, es decir, consumo de combustible necesario para

llevar un producto del sector y al sector x o a la demanda final, y del costo asociado a la empresa x

por no disponer del insumo enviado por la empresa y, o por no enviar su producto a la demanda

final. Como se ilustra en forma de matriz a continuación:

Figura 6.1: Matriz de consumo de combustible del transporte que moviliza insumos entre distintos sectores o hacia la demanda final (izquierda) y matriz de costos para empresas por falta de insumos transportados desde otras empresas

o hacia la demanda final (derecha)

De este modo, si se dispusiera de toda la información requerida, el costo de falla ($/litro) se estima

como la división celda a celda de las correspondientes matrices. La aplicación en terreno de esta

propuesta sólo se ve factible para el “Caso 1” descrito en la metodología que obedece a lo

siguiente:

Uso de transporte de propiedad de la empresa para vender productos.

Uso de transporte de propiedad de la empresa para abastecerse de los productos

insumos.




27

La información de los otros casos (“Caso 2” y “Caso 3”) es difícil de levantar2. La dificultad radica

en lo siguiente:

Desconocimiento parcial del total del parque transportador: en el sector transporte el

servicio no sólo es prestado por empresas constituidas formalmente para este fin, sino

que también por las mismas empresas que compran/venden insumos y adicionalmente

por transportistas individuales, lo que dificulta estimar una muestra base.

Ausencia de procedimientos formales en el sector: según lo anterior la carencia de

instituciones y la consecuente carencia de formalidad y procedimientos hacen difícil

levantar datos asociados a origen destino, cantidad de carga transportada, tipo de carga y

consumo de combustible.

En este sentido, el informe base propone de manera adecuada realizar una encuesta adicional a

las industrias, para poder determinar el impacto de la indisponibilidad de transporte para insumos

o productos, lo cual se considera que es una alternativa factible de realización, dado que los

transportistas desconocen el impacto que tiene en la economía el transporte o no de su carga.

Adicionalmente, el informe base entrega algunas directrices acerca de la información a recopilar,

de modo de no tornar la encuesta en algo impracticable o muy tedioso para el encuestado.

Tal como lo plantea el informe base, el volumen de combustible utilizado por el transportista para

realizar el servicio del transporte de insumos o productos para una industria determinada será

difícil de obtener desde la encuesta industrial, y tal como lo indica el informe base, deberá ser

estimado. Sin embargo, puede ser refinada utilizando cierta información disponible en las matrices

insumo-producto.

Costos Directos

Respecto al costo directo, el informe base plantea una estimación simple basada en el aporte al

PIB por parte del sector transporte. El consultor considera que existen herramientas que permiten

realizar estimaciones más realistas que las propuestas en el informe base, en las que se podría

considerar otras variables como por ejemplo, la estructura de costos del sector transporte. Si bien,

en el informe base se plantea la posibilidad de realizar encuestas para estimación de costos

directos de transporte, en el caso del transporte de carga estas sólo servirían de referencia para

corroborar la estimación realizada, ya que dada la atomización del sector de carga caminero es

muy difícil generar una muestra representativa. Además, las empresas de transporte carga no

suelen manejar estadísticas muy detallada de sus operaciones.

2 Un esfuerzo por levantar información relativa a las matrices de origen-destino por tipo de carga es aquel realizado en el estudio “Análisis económico del transporte de carga nacional” [14].




28

La posibilidad de levantar información a través de encuestas sí parece interesante en el caso del

transporte de pasajeros (tanto urbano como interurbano), donde la atomización es menor y las

empresas parecen manejar mejor información de sus operaciones.

6.3.3 Sector Comercial

El estudio base no propone una metodología especial para el caso del comercio. Se indica, que

este será considerado como un caso particular de un sector productivo. Si bien se indica que el

sector comercio se ve afectado tanto por el lado de la comercialización como por el lado del

abastecimiento, no se desarrolla alguna propuesta metodológica particular, salvo el diferenciar el

comercio de bienes esenciales del de bienes no esenciales, suponiendo que una falta de

suministro afectaría principalmente los segundos.

Efectivamente, el Sector Comercio se verá afectado en sus actividades de comercialización (ya sea

propia o a través de terceros), como también en sus actividades de abastecimiento (por medios

propios o terceros). También es efectivo que en el sector comercio se debe diferenciar lo que es

ventas de bienes esenciales (alimentos, medicina, otros), de lo que es bienes no esenciales

(automotoras, ropa, etc.).

En caso de una falla de interrupción de combustible, el comercio por bienes no esenciales se vería

afectado dado el mayor costo de oportunidad que significaría el tiempo asociado a adquirir estos

bienes, como también la incertidumbre asociada a una situación de crisis de combustible.

A juicio de los autores, el sector Comercio, más que ser considerado un caso particular de la

Industria, puede ser considerado una extensión del sector residencial en cuanto a la metodología

de estimación del costo de falla.

Como se explicará en detalle en el capítulo correspondiente, los costos asociados al sector

Comercio por una interrupción de combustible, están asociados a los costos de transporte

(comercialización y abastecimientos de los bienes y servicios) y los costos propios del

funcionamiento del comercio. Ambos costos serán considerados en el diseño metodológico del

costo de falla del sector Comercio, y la estimación de este.

6.3.4 Sector Residencial

La metodología de estimación de costos del sector residencial también comprende el análisis de

costos directos e indirectos asociados al efecto de la falta de suministro de combustibles. El detalle

de la estructuración del costo del sector residencial se muestra en la siguiente figura:




29

Figura 6.2: Estructuración del Costo del Sector Residencial

Donde en la figura:

CDFShb: Es el costo Directo de Falla del Sector hogar (residencial) por bienestar

CDFSht: Es el costo Directo de Falla del Sector hogar (residencial) por transporte

CIFshp: Es el costo Indirecto de Falla del Sector hogar (residencial) por productividad

CIFshi: Es el costo Indirecto de Falla del Sector hogar (residencial) por ingreso

El costo directo se estima a partir de dos componentes (CDFShb, CDFSht); el primero asociado a la

pérdida de bienestar por no disponer del combustible (para el caso residencial: gas licuado) y el

segundo por pérdida de tiempo al no contar con servicio de transporte estándar. En este contexto,

el análisis identifica, en términos de implementación, dificultades en lo referente a la estimación

de estos costos.

En particular, la estimación del costo directo se basa en el efecto de pérdidas de bienestar

(CDFShb) de los residenciales por falta de suministro de gas. Para ello, se propone un método de

evaluación contingente, lo que se construye logrando identificar la disposición a pagar de los

usuarios residenciales por unidad de suministro, de tal manera que no les sea suspendido el

suministro ante diferentes escenarios de falla. El inconveniente de aplicabilidad de esta

metodología radica en que esta metodología se basa en encuestas. En el contexto del sector

residencial, la elaboración de una encuesta representativa a nivel país, representa altos costos de

implementación y tiempo, motivo por el cual se sugiere estimar la pérdida de bienestar mediante

la implementación de un modelo teórico. Para ello se distinguen dos alternativas: mediante

evaluación de costos asociados a utilización de un energético de reemplazo, o por medio de la

elaboración de modelo elasticidad demanda, para poder calcular el costo asociado a diferentes

restricciones de combustible.

En términos de la estimación del CDFSht, dada la imposibilidad de realizarlo mediante encuestas

(como sugiere la metodología) se debiera recurrir a un método secundario. Por lo tanto se estima




30

conveniente utilizar información de tiempos medios de traslado en vehículo particular y público de

habitantes (calculada por SECTRA), tomando esta información como base es necesario estimar el

aumento de tiempos de traslado por restricciones de combustible. Finalmente, estimar en

términos de costo de bienestar este efecto.

Por otro lado, la metodología no define de manera clara, cómo estimar el costo indirecto en

sectores productivos por la ausencia de personal (CIFshp). Se sugiere entonces, en el marco de la

encuesta a la actividad industrial, poder definir una relación producción – hora hombre.

Adicionalmente, existe inconveniente para los sectores de comercio y servicios, información no

disponible a levantar en terreno y que debiera realizarse mediante modelo teórico.

Finalmente, la última componente de los costos indirectos (CIFshi), hace referencia a la potencial

disminución de ingreso en los hogares a consecuencia de una restricción de combustible. Dado

que el modelo insumo-producto no contempla los efectos en la economía hacia y desde el sector

residencial, se propone poder estimarlos haciendo uso de la matriz de contabilidad social (SAM,

por sus siglas en inglés), que se puede definir, en términos generales como una versión ampliada

del modelo insumo-producto.

6.3.5 Estimación del costo total de falla

La estimación de un costo total de falla para combustibles se basa en resolver un problema de

optimización que distribuya la cantidad racionada de mejor manera posible de tal manera que el

costo a nivel sociedad sea el mínimo. El problema se puede resolver en la medida que se disponga

de las curvas de costos asociadas a cada una ellas. No obstante, es importante notar que la

estimación del óptimo (si se optara por esto) o del costo base (media ponderada) implica

desarrollar una suma de los diferentes costos.

Implementar esta suma requiere conocimiento del nivel de desacoplamiento de los diferentes

costos estimados para los sectores de la economía. Esto significa, en particular lo asociado a los

costos indirectos y su potencial valoración como costo directo en otro sector. Por ejemplo, la falta

de combustible afectará simultáneamente el transporte de carga y los procesos productivos.

Suponga que para transportar los insumos de una empresa se requiere de X litros de combustible,

y adicionalmente la empresa demanda Y litros para su operación. Si el costo para la empresa por

no contar con esos Y litros de combustible es de C$, entonces el costo de falla sería C$/Y. Sin

embargo, si la empresa no recibe los insumos esenciales tampoco podrá producir. En este caso, el

costo de falla es C$/X. Es decir, el costo de falla no puede ser C$/(X+Y), como se podría suponer en

un principio.




31

6.4 Revisión comparada en base a análisis anterior

En el presente punto se realizará un análisis comparado de los puntos anteriores, por comodidad

en orden inverso, tomando el estudio base como tal (base de trabajo y estudio), analizando sus

aciertos y sus falencias, y de este modo, entrar a complementarlas en base a la experiencia

internacional y la literatura especializada.

El Informe de Base [2] propone realizar un análisis desde abajo hacia arriba (“up to down”), es

decir, plantea abordar el cálculo del costo de una manera desagregada, a partir de los distintos

sectores económicos y luego sumar los resultados obtenidos para así calcular en forma agregada

el costo a nivel nacional.

No se encontró, en la información internacional revisada, estudios que abordasen el cálculo de

costo de falla de suministro de combustible tal como lo propone el informe base. Por el contrario,

la mayoría de los estudios internacionales realizan una aproximación a partir de datos agregados

del PIB y los efectos sobre la economía, en particular aquellos producidos por las variaciones de

precios de los combustibles. En otras palabras, no se incluyen efectos como los de variación de la

producción y/o de los mayores tiempos de traslado de las personas derivados de la escasez de

combustibles, que forma parte del enfoque del presente estudio y del estudio base.

Por el contrario, existen estudios internacionales que abordan los cálculos de costos por falla de

combustible desde abajo hacia arriba, en base a consultas y encuestas, los que, en su mayoría, se

han realizado mediante análisis ex post a la ocurrencia de fenómenos de desabastecimiento

específicos. Sin embargo, este tipo de estudios sólo pueden aportar valores comparativos de

interés al estudio en desarrollo, siendo sus metodologías absolutamente disímiles y muy complejo

de ser replicadas.

Mayor similitud metodológica entre el informe base y la información internacional es detectada

cuando éste se compara con los estudios de análisis de costo de falla eléctrico. Esto puede

deberse, en gran parte, a que el equipo consultor que realizó el estudio de base, cuenta con vasta

experiencia en análisis del costo de falla eléctrico.

Las metodologías utilizadas en los análisis de costo de falla eléctrico son adecuadamente

replanteadas y orientadas al cálculo de costo de falla de combustible en el informe base. Se

plantean dificultades propias del trabajo con combustibles (inexistentes en el caso eléctrico), tales

como la posible existencia de stocks de combustible y que generalmente suelen manejar menor

información del consumo de combustible que del consumo eléctrico.

Finalmente, se puede concluir que, dentro de la experiencia internacional y la literatura

especializada consultada, no se ha encontrado modelos o metodologías que complementen de

manera significativa lo planteado por el informe de base. Sin embargo, se ratifica que el uso de

información económica agregada sí es utilizada a nivel internacional para cálculos similares al que




32

se desea realizar, lo que valida el uso de fuentes de información como la matriz insumo-producto,

particularmente en los casos en que el levantamiento de información de terreno sea complejo,

impracticable o de baja confiabilidad.




33

7 Desarrollo y propuesta de metodología de cálculo de costo de

interrupción

A partir del análisis comparativo realizado en el punto anterior, la metodología a utilizar para el

presente estudio considerará en gran parte la planteada en el Estudio de Base [2], por lo cual se

estimará el costo de falla por cada sector de la economía, en particular los sectores: industrial,

transporte, comercio y residencial.

7.1 Aspectos Generales

7.1.1 Definición Formal del Costo de Falla

El concepto de “Costo de Falla” se aplica en estudios donde existe un riesgo de desabastecimiento

de algún o algunos energéticos en particular. De este modo, por ejemplo, se ha realizado con

anterioridad en el país, estudios de “Costo de Falla Eléctrico”. La finalidad en general de estos

estudios es valorizar a nivel de los usuarios (pueden ser distintos sectores de la economía o un

sector en particular), el costo de una unidad de energía en el caso que ésta no se encuentre

disponible, tanto en su volumen de consumo normal, como por un período prolongado, a definir.

De este modo, el costo de falla se valoriza en unidades monetarias por unidad de energía. Para el

caso del presente estudio, el costo de falla para cada combustible “k” se valorizará en pesos

chilenos por litro del combustible en cuestión, de la siguiente forma:

[

]

Donde “CLP” son Pesos Chilenos, “l” indica que es un costo por litro de combustible no

suministrado, y el subíndice “k” denota que se trata de un combustible en particular (Diesel,

Gasolina, etc). En una etapa final del presente estudio se calculará un costo de falla país, que

englobe los costos de falla individuales para cada combustible, normalizando los diferentes

combustibles por unidades energéticas, según su poder calorífico, en Tcal3, con las siguientes

unidades:

[

]

3 Tcal = Teracalorías




34

Como definición formal, el costo de falla contempla todos los costos que se debe incurrir para

enfrentar la falla de combustibles, considerando tanto los costos directos como costos indirectos:

Costos directos: Son aquellos costos incurridos por la persona o empresa debido a la falta

de combustible.

Costos indirectos: Son aquellos costos que sufren otros sectores debido a la falta de

combustible en un sector en particular. Por ejemplo, si una empresa que debido a una

falta de combustible, disminuye su producción en forma parcial o total, dejará de

consumir insumos provenientes de otros sectores económicos, y de entregar sus

productos a otros sectores industriales.

Por lo tanto, el costo de falla se puede definir como:

Dentro de los Costos Directos, se puede mencionar a modo de ejemplo, los siguientes costos:

Reducción de consumos no esenciales: Disminución de consumo lograda por una

reducción de consumos que no participan directamente del proceso productivo.

Valorización de acuerdo a la pérdida de bienestar.

Utilización de stocks internos de combustibles: Puede lograrse un normal funcionamiento

de la planta mediante el uso de stocks internos de combustibles en conjunto con el

combustible disponible en el mercado, lo cual disminuiría los costos asociados a una falta

de suministro de combustible.

Sustitución del energético por otras fuentes: Corresponde a la sustitución directa del uso

de combustibles en el proceso por otras fuentes de energía. Esta medida supone que el

energético sustituto no está racionado. Valoración dada por precios de mercado y por

levantamiento de información.

Reducción de la producción de bienes intermedios y/o finales: Corresponde a la

disminución de consumo de combustibles debido a recortes de la producción de la planta.

El costo total debe considerar por lo menos los siguientes ítems:

o Costos causados por la reducción de producción de bienes finales.

o Costos financieros asociados a la variación de inventarios.

o Costos de remuneraciones (fuerza laboral).

En este sentido, hay costos que son directamente cuantificables, como lo son las inversiones

necesarias o las pérdidas de producción, tal como también existen costos no cuantificables

directamente, como lo son la pérdida de bienestar, la cual se debe cuantificar indirectamente.




35

Finalmente, hay costos de inversiones, como es el caso de la eficiencia energética, que permite un

ahorro de energía que perdura una vez superado el período de racionamiento, quedando estas

inversiones como activos dentro de la empresa, que permitirán ahorros a futuro.

Por lo tanto, el costo de falla directo se puede definir formalmente como la suma de los costos

que se debe incurrir (cuantificables y estimados), dividido por la cantidad de combustible que no

se encuentra disponible debido a la falla:

∑

[

]

Donde:

CombN: Es el consumo de combustible cuando sin racionamiento

CombF: Es el consumo de combustible cuando existe racionamiento (falla)

Se debe tener consideración que cuando se habla de Costo de Falla, sin indicar si éste es directo o

indirecto, generalmente se está hablando solamente del Costo Directo.

Finalmente, existen casos particulares (generalmente aplicables a sectores específicos), donde los

costos incurridos en un período de falla se reflejan directamente en las utilidades anuales, es

decir, no existen costos “estimados” de bienestar, eficiencia energética, etc., reflejándose

únicamente en una caída de la producción. En este sentido, la suma de los costos será equivalente

a la diferencia de utilidades de la empresa entre un período normal y un período de falla, según:

[

]

Donde: CFi,k: Es el costo de falla para la industria “i”, cuando falla su suministro del combustible “k”.

UiN: Son las utilidades de la industria “i”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).

UiF: Son las utilidades de la industria “i”, en un período de funcionamiento con falla.

Combi,kN: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento

normal (sin falla).

Combi,kF: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento

con falla.

A su vez, las utilidades, se pueden calcular como el diferencial entre los ingresos (Ii) y los costos

(Ci), según:

Con lo cual el costo de falla en el suministro de un combustible “k”, para una industria “i” se

podría calcular según:




36

(

)

[

]

En este sentido, el costo de falla para una industria se encuentra dado por dos variables

principales:

Reducción en los ingresos (netos): La reducción en los ingresos de una empresa se

encuentra dada principalmente por una disminución en la producción.

Aumento de los costos: Dentro del balance comercial de la empresa, se debe hacer

separación entre lo que son los costos fijos y los costos variables (asociados a la

producción). En un escenario de restricción de combustible, donde se vea afectada la

producción, por lo general, la empresa debe seguir incurriendo en los costos fijos,

mientras que por lo general los costos variables deberían disminuir (compra de energía,

compra de insumos, transporte, etc.). Adicionalmente, pueden aparecer nuevos costos

que en funcionamiento sin restricción del suministro no existen, como es el pago de

multas4 , compras de insumos a mayor costo, inversión para tener sustitución de

energéticos, etc.

7.1.2 Cortes Programados versus Cortes Intempestivos

La existencia de capacidad de almacenamiento para los hidrocarburos líquidos por algunos días,

permite mitigar los efectos negativos de un posible desabastecimiento. Una vez que los agentes

económicos se enteran que habrá una disminución parcial o total de abastecimiento de

combustible, estos deberán tomar las medidas pertinentes para reducir los efectos negativos. El

combustible disponible deberá ser utilizado de la forma más económicamente eficiente. Por

ejemplo, a nivel gubernamental, se podría incentivar el uso del transporte público y restringir el

uso de automóvil. A nivel empresarial, podría haber una disminución de los niveles de producción,

evitar comprar materias primas que no se utilizarán, etc. Por lo tanto, se habla de un costo

programado, porque existe un tiempo de reacción para afrontar de mejor manera la contingencia,

que puede ser significativa dependiendo de la gravedad del desabastecimiento.

Por otra parte, está el costo intempestivo, que es el costo que deben afrontar los distintos

sectores económicos ante una falta repentina de combustible. Es decir, no habrá combustible

disponible por una cantidad indeterminada de tiempo. El costo intempestivo es mayor que el

4 En cuanto al pago de multas, en el levantamiento de información se deberá hacer diferencia entre las

multas a pagar con industrias dentro del país, como en el pago de multas hacia afuera del país. En el primer caso (multas dentro del país), la multa iría como un ingreso adicional para otra industria nacional, por lo tanto el “efecto país” (sobre la economía) por multas, se considera nulo.




37

costo programado ya que los agentes económicos no están preparados para afrontar un escenario

de desabastecimiento total. Por ejemplo, se pierden materias primas que fueron compradas antes

de que ocurra la contingencia y que no se podrán utilizar, se pierden productos porque debido a la

falta de medios de transportes no es posible comercializarlos.

Para que la contingencia sea intempestiva deben ocurrir varios eventos simultáneamente: no

tener combustible almacenado, incapacidad para refinar petróleo crudo, no tener capacidad de

transporte, y no recibir importaciones durante un tiempo prolongado. La probabilidad de

ocurrencia de una falla intempestiva es baja porque corresponde al producto de las probabilidades

de ocurrencia de los eventos individuales descritos (se asume que son eventos independientes).

En este trabajo, se desarrolla una metodología para calcular el costo de falta de hidrocarburos en

forma programada dada la naturaleza del problema antes descrita.

7.1.3 Supuestos Metodológicos a Considerar en el Estudio

Duración y Profundidad de Falla

En el marco del presente estudio, se plantea estudiar la falla de los diferentes sectores del país

mediante la obtención de las curvas de costo de falla de suministro de combustibles, en función de

la profundidad de la falla y de la duración de éste. En este sentido, se han definido para la

generación de dichas curvas, la evaluación del costo de falla dados los siguientes parámetros:

Duración de 30, 60 y 90 días.

Profundidad de 30%, 60% y 100%.

Las combinaciones entre las distintas duraciones y profundidades de falla dan como resultado un

análisis del costo de falla de combustibles para 9 escenarios (30 días, 30%; 30 días, 60%, etc.). A

cada uno de los costos de falla obtenidos (para cada escenario), se procederá a asignarle una

probabilidad de ocurrencia que ponderará el valor del costo de falla obtenido.

Supuestos Metodológicos

En cuanto a la metodología a utilizar para el cálculo del costo de falla de suministro de

combustible en la industria, se han considerado una serie de supuestos preliminares que

constituirán la base metodológica de cálculo y definición del costo de falla tal como se entiende en

este estudio. Los supuestos se describen a continuación:

Los cortes o racionamientos del suministro de combustible son programados y se

anuncian con transparencia (toda la información se encuentra disponible para la industria,

tanto en profundidad del racionamiento como la duración). Por lo tanto, los agentes

económicos pueden tomar las decisiones y medidas necesarias para reducir el impacto




38

económico que tengan en su industria las restricciones que tengan en su suministro de

combustibles, pero no pueden constituir reservas de combustible entre el momento en

que se anuncia la restricción, y el momento en que se realiza efectivamente. Este supuesto

tiene la finalidad de evitar que los “efectos de pánico” por parte del empresario5,

provoquen un sesgo en los valores estimados. Por lo tanto, la cantidad máxima de

combustible que puede disponer el empresario para enfrentar un escenario de

racionamiento, corresponde a la máxima cantidad del racionamiento, más la cantidad

almacenada en su stock propio, pudiendo ser éste último, parte de la estrategia a utilizar.

El racionamiento se reparte de manera equitativa porcentualmente para todos los

combustibles, es decir, que si el racionamiento anunciado es de 10%, el empresario verá

su suministro de diesel afectado de 10% menos, y su suministro de gasolina de 10%

también.

Para el cálculo de los costos asociados al racionamiento, el consumo anual a considerar

corresponderá al consumo histórico del año anterior, ya que esta consideración permite

tener una base de valores completa y consistente. Para el análisis de datos, la base de

datos obtenida hará referencia a un mismo periodo histórico.

En cuanto al uso de reservas propias de combustible o stocks propios de combustible, se

entiende que la frecuencia de abastecimiento (diaria, semanal, etc.) de combustible, no se

ve afectada por el racionamiento, y sólo afecta la cantidad que puede adquirir en cada

compra. En este sentido el uso de reservas propias de combustible puede ayudar a las

empresas a sobrellevar de mejor forma el racionamiento.

7.1.4 Probabilidades de los escenarios de racionamiento

Como se ha presentado en los capítulos anteriores en la metodología de cálculo, basándose en el

Estudio Base [2], se han definido para el presente estudio una serie de escenarios para los cuales

se debe levantar información que permita estimar para cada uno de ellos, el costo de falla

asociado, tanto a nivel de subsectores como a nivel país. Estos escenarios se diferencien entre sí

tanto en la duración de la falla (30, 60 y 90 días), como en la profundidad de ésta (30%, 60%,

100%), con lo cual resultan 9 escenarios diferentes a evaluar.

5 Por “efecto de pánico” se entiende el comportamiento de ciertos agentes económicos que luego del

anuncio de las autoridades del futuro racionamiento tenderían a constituir más stocks de hidrocarburos que lo declarado en el momento de la encuesta. Este supuesto evitaría, por ejemplo que un empresario conteste que la reducción de suministro de hidrocarburos no afectará su producción ya que antes de que se produzca el corte, se proveerá en estos energéticos por el mercado negro.




39

Como lo indica la metodología antes mencionada, para obtener el resultado del costo de falla

total, los resultados obtenidos para cada escenario serán ponderados por la probabilidad de

ocurrencia de dicho escenario, lo cual matemáticamente se conoce como el cálculo del “valor

esperado o Esperanza”, que corresponde en este caso a la ponderación de los costos asociados a

cada escenario, por la probabilidad de ocurrencia de dicho escenario. En este punto es clave

definir las diferentes probabilidades de ocurrencia de los diferentes escenarios, por lo cual el

equipo consultor se ha basado en las diferentes experiencias, tanto nacionales como

internacionales, en particular, provenientes de 2 documentos:

“Costo de Racionamiento Eléctrico de largo plazo en el SIC y SING” [13]

Como se plantea en [13], el cálculo de la probabilidad de ocurrencia de un determinado escenario

de profundidad y duración de racionamiento, se realiza utilizando la función inversa (una práctica

muy común en ingeniería). Esto significa que la probabilidad de ocurrencia de un escenario de

racionamiento es inversamente proporcional a la duración y a la profundidad de éste, según la

siguiente ecuación:

Donde K una constante a estimar. En el caso del estudio citado, la constante K se estimó en

0.0164, y se obtuvieron las probabilidades mostradas en la Tabla 7.1 para los escenarios que allí se

plantearon.

Tabla 7.1: Probabilidades de ocurrencia de los escenarios planteados en el estudio de costo de racionamiento eléctrico.

Duración Profundidad

5% 10% 20% 30%

1 mes 0,326 0,163 0,082 0,054

2 meses 0,163 0,082 0,041 0,027

10 meses 0,033 0,016 0,008 0,005 Fuente: “Costo de Racionamiento Eléctrico de largo plazo en el SIC y SING” *13+

Se debe considerar que para el caso del estudio mencionado, la máxima profundidad de corte

corresponde al 30% del suministro. En el presente trabajo, las profundidades de corte de

suministro de combustibles son de 30%, 60% y 100% del abastecimiento total de cada empresa

(en forma equiproporcional para todas las empresas). Por este motivo, si se ocupa la misma

constante para el cálculo de las probabilidades de ocurrencia, éstas serían despreciables.




40

“An Assessment of Oil Market Disruption Risks” [12]

Para resolver el problema que resulta de aplicar la metodología de la función inversa a este

trabajo, se procedió a analizar [12], donde las probabilidades de ocurrencia de distintos escenarios

geopolíticos son resultado de una discusión hecha en un seminario donde participan múltiples

expertos de organismos gubernamentales. De este análisis resultan 3 curvas de probabilidades,

una para cada intervalo de duración de interrupción de suministro (corto, largo y muy largo), las

cuales dan cuenta de la probabilidad de que el corte de suministro sea mayor a una determinada

cantidad de combustible que va desde 0 MMBD hasta 20 MMBD (de un total de 56.8 MMBD de

combustible importado).

Figura 7.1: Probabilidades de una interrupción del suministro de combustible para distintas duraciones en meses Fuente: "An Assessment of Oil Market Disruption Risk" [12]

Como se puede observar, las curvas siguen una tendencia similar a la de la función inversa, por lo

que se pueden realizar estimaciones con respecto a la constante K que permitiría dibujar las

curvas con resultados similares. Para ello se utilizará el método de los mínimos cuadrados, el cual

entrega el valor de K que reduce la suma de los errores cuadrados, donde el error representa la

diferencia entre la curva real y la curva aproximada por la función inversa. Se debe considerar en

forma adicional, que los cortes de suministro para el caso chileno se suponen de entre 0 -30 días,

30-60 días y 69-90 días, lo cual en el contexto de [12], caerían dentro de la clasificación de una

interrupción de suministro “de corta duración”. Por esta última razón se utilizará la curva

correspondiente a este caso, que es la coloreada en azul.

Como sólo se indican rangos de duración, y no duraciones específicas, se procederá a estimar la

constante K utilizando el punto medio dentro del horizonte de tiempo en el cual es válida la curva,




41

que corresponde a 105 días. Por último, como la profundidad está expresada en [MMDB]6,

entonces se procederá a pasar estos valores a porcentajes, utilizando el total de importaciones

que llegan a EE.UU., que para el año del estudio (2010), eran 56.8 [MMDB], y cuyo desglose por

zona es mostrado en la Tabla 7.2.

Tabla 7.2: Importaciones de crudo a USA provenientes de las distintas regiones definidas en el estudio "An Assessment of Oil Market Disruption Risk"

Capacidad [MMBD]

Saudi 13.2

OtherPersianGulf 14.7

West of Suez 15.7

Russia and Caspian 13.2

TOTAL 56.8

Fuente: "An Assessment of Oil Market Disruption Risk" [12]

En la Figura 7.1 se presenta la probabilidad de que el corte de suministro sea mayor a una

determinada profundidad de corte de suministro del petróleo importado en unidades físicas, tal

como se presentan en la Tabla 7.3. En la misma tabla, se ha calculado la profundidad en

porcentaje, mediante el cociente entre la profundidad del corte y las importaciones brutas7 del

año 2010.

6 Millones de Barriles de Petróleo.

7 Para cada valor de la profundidad de la falla, ésta se normaliza realizando el cociente entre dicho valor y las

importaciones brutas del año 2010, es decir, 56,8 [MMDB].




42

Tabla 7.3: Probabilidades y Profundidad de Falla en las Importaciones de crudo a USA provenientes de las distintas regiones definidas en el estudio "AnAssessment of OilMarketDisruptionRisk"

Probabilidad de Falla [%]

Profundidad de Falla [MMDB]

Profundidad Normalizada [%]

0.95 1.25 0.02

0.90 2 0.04

0.85 2.1 0.04

0.80 2.5 0.04

0.75 3 0.05

0.70 3 0.05

0.65 3.25 0.06

0.60 3.25 0.06

0.55 4 0.07

0.50 4.8 0.08

0.45 5.5 0.10

0.40 6 0.11

0.35 6 0.11

0.30 7 0.12

0.25 7.5 0.13

0.20 7.5 0.13

0.15 8 0.14

0.10 9 0.16

0.05 12 0.21

(0.00) 15 0.26

Fuente: "An Assessment of Oil Market Disruption Risk" [12] y Elaboración Propia.

Considerando que la profundidad de corte de suministro es , la duración de este corte es y

que la probabilidad de que el corte sea mayor que la profundidad durante un periodo ,

entonces el método de mínimos cuadrados se expresa matemáticamente como:

∑(

)

Para resolver este problema se derivará e igualará a cero la ecuación ( ) ∑ (

)

,

para así obtener el K que minimiza la suma de los errores al cuadrado. De este modo:

( )

∑(

)




43

( ) ∑

((

)

)

( ) ∑ (

)

∑(

( ) )

∑

( )

∑

∑

∑

( )

Ahora, el cálculo de la constante K dependerá de cuantos y cuales puntos de la curva se usan en

las sumatorias. Ante este dilema se utilizaron varios set de datos, de modo de analizar cual se

ajusta más a la curva en el intervalo que es de interés (los puntos de la curva cercanos al 30% de

profundidad de corte). Para ello, en un análisis preliminar se considerarán cuatro set de datos: la

totalidad de datos tabulados en la Tabla 7.3, los datos desde un 5% de profundidad, desde 10% de

profundidad y desde un 15 % de profundidad. Los resultados de la aplicación del método se

muestran en la Tabla 7.4.

Tabla 7.4: K calculado utilizando el método de mínimos cuadrados para distintas profundidades.

Profundidad del corte K

desde 2% (todo) 3,166

desde 5% 3,768

desde 10% 3,454

desde 15% 1,598

Una vez con el valor de K calculado se procede a dibujar la curva inversa para poder apreciar

visualmente la similitud con la curva original. Esto último es lo que se ve reflejado en la Figura 7.2.




44

Figura 7.2: Curva original y aproximaciones de la curva inversa utilizando los distintos K calculados para distintos set de datos

Por su mayor similitud en la zona cercana a la profundidad del 30%, se escogerá la última

aproximación de la curva original. De este modo las probabilidades de que un corte de suministro

sea mayor a un determinado valor son mostradas en la Tabla 7.5.

Tabla 7.5 Probabilidad de que un corte sea mayor a cierta profundidad, dada una duración de tiempo.

Duración (días)

Intervalo de profundidad

p>30% p>60% p>99% p=100%

30 0,1776 0,0888 0,0533 0,0533

60 0,0888 0,0444 0,0266 0,0266

90 0,0592 0,0296 0,0178 0,0178

-0,20

-

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30%

P

rob

abili

dad

(Co

rte

> p

)

Profundidad de corte de suministro p

Aproximaciones a la curva utilizando el método de mínimos cuadrados

Real

todo

desde 5%

desde 10%

desde 15%




45

Finalmente para obtener las probabilidades para cada duración, se calcularán utilizando la

siguiente propiedad:

( ) ( ) ( )

Donde y son profundidades de corte de suministro definidas. Finalmente la probabilidad

de que la profundidad del corte sea menor a un 30% se calculara de modo que la probabilidad de

todos los escenarios sume 100% (como debe ser matemáticamente).

Así la tabla con las probabilidades por tramos de profundidad es mostrada en la Tabla 7.6.

Tabla 7.6 Probabilidad de que un corte de suministro se encuentre en un rango determinado de profundidades, para una duración determinada

Duración (días)

Profundidad

P<30% 30%<P<60% 60%<P<100% 100%

30 0,8224 0,0888 0,0355 0,0533

60 0,9112 0,0444 0,0178 0,0266

90 0,9408 0,0296 0,0118 0,0178

Luego de haber hecho el ajuste horizontal, se procede a hacer un ajuste vertical de manera que la

suma de todas las probabilidades sea 1, para así poder calcular la esperanza del costo de

racionamiento de combustibles y además para expresar la duración como un intervalo de tiempo

en el cual dura la falla y no como una duración específica. Para esto se asumirá como supuesto de

trabajo, que cualquier corte de suministro que dure más de 90 días tendrá una probabilidad de

ocurrencia despreciable. Luego de ajustar los datos, se obtuvieron a las probabilidades que

aparecen en la Tabla 7.7.

Tabla 7.7 Probabilidades de que un corte de suministro se encuentre en un rango determinado de profundidad y duración, con el correspondiente ajuste.

Duración (días)

Profundidad

P<30% 30%<P<60% 60%<P<100%

0-30 67,44% 8,88% 3,55%

30-60 8,88% 4,44% 1,78%

60-90 2,96% 1,48% 0,59%




46

7.1.5 Procesamiento de Datos

En diferentes etapas del presente proyecto, se requerirá agregar datos obtenidos de dos o más

fuentes distintas, como por ejemplo:

Entre diferentes encuestas, para obtener el valor de costo de falla del subsector

correspondiente

Entre diferentes subsectores, para obtener el valor del costo de falla del sector de la

economía correspondiente

Entre distintos sectores de la economía, para obtener el valor del costo de falla nacional

Para estos casos (entre otros), la metodología general para agregar datos será mediante el cálculo

del “promedio ponderado”, donde el ponderador será el consumo en un período normal (sin falla)

de las partes individuales.

A modo de ejemplo, si se requiere calcular el costo de falla asociado al combustible “k”, para el

subsector “s”, a partir de los valores obtenidos del costo de falla de las diferentes empresas “i”

(pertenecientes al subsector “s”), el cálculo sería el siguiente:

∑

∑

[

]

Donde: CFk,s: Es el costo de falla para el subsector “s”, cuando falla el suministro del combustible “k”.

CFi,k,s: Es el costo de falla de la empresa “i”, perteneciente al subsector “s”, cuando falla su

suministro del combustible “k”.

Combi,kN: Es el consumo anual del combustible “k”, por parte de la empresa “i”, en un período de

funcionamiento normal (sin falla).

En forma análoga, se aplicará la misma metodología para agregar diferentes datos de distinta

índole, indicando en la metodología correspondiente que se han agregado datos mediante un

“promedio ponderado”.




47

7.2 Sector Industrial

7.2.1 Aspectos Teóricos

Según el Balance Nacional de Energía del año 2009 *1+, el llamado “Sector Industrial” es el

resultado agregado entre diferentes subsectores que pueden tener mayor o menor relevancia en

la economía nacional, así como tendrá diferente impacto en cada uno de ellos una disminución en

el suministro de combustible (debido a una mayor o menor dependencia a los combustibles).

Por los motivos anteriores, el análisis del costo de falla de combustibles se realizará a nivel de

“Subsectores Industriales”, teniendo en consideración la misma estratificación de subsectores

dada por el Balance Nacional de Energía, es decir:

Cobre

Salitre

Hierro

Papel y Celulosa

Siderurgia

Petroquímica

Cemento

Azúcar

Pesca

Industrias Varias

Minas Varias

Al año 2009, el Balance Nacional de Energía de ese período, indica que el consumo energético

total del sector industrial alcanzó las 89.536 Tcal8. Por otra parte, analizando los consumos

energéticos sectoriales, se obtiene el gráfico de la Figura 7.3, donde es posible visualizar que los

sectores con mayor consumo dentro del Sector Industrial son el Cobre, con un consumo de 28.926

Tcal, concentrando un 32% del sector; las Industrias Varias, con un consumo de 23.961 Tcal,

concentrando un 27% del sector; y Papel y Celulosa, con un consumo de 19.894 Tcal,

concentrando un 22% del sector.

8 Tcal = Teracalorías




48

Figura 7.3: Consumos Energéticos por Subsector

Fuente: BNE 2009

En cuanto a un análisis preliminar de la dependencia energética del sector industrial, por tipo de

energético utilizado en sus procesos, se obtiene la Figura 7.4, donde se visualiza que dentro del

sector industrial, los mayores consumos de energéticos son la Electricidad (35%), el Petróleo

Diesel (25%) y Leña y Otros (18%).

Figura 7.4: Consumos Energéticos del Sector industrial por tipo de Combustible

Fuente: BNE 2009

Cobre

Salitre

Hierro

Papel y Celulosa

Siderurgia

Petroquímica

Cemento

Azúcar

Pesca

Industrias Varias

Minas Varias

Petróleo Diesel

Petróleos Combustibles

Kerosene

Gas Licuado

Gas de Refinería

Electricidad

Carbón

Coke

Gas Corriente

Gas de Alto Horno

Gas Natural

Metanol

Leña y Otros




49

Considerando únicamente los consumos de petróleo y sus derivados, y haciendo un análisis de

consumo por subsector, se obtiene la Figura 7.5, en la cual se puede visualizar que el sector que

más consume petróleo y sus derivados (sector más dependiente y por ende, vulnerable), es el

Cobre, con un consumo el año 2009 de 12.486 Tcal, concentrando un 38% del consumo de

petróleo y derivados de la industria, seguido por Industrias Varias, con un consumo el año 2009 de

11.230 Tcal, concentrando un 34% del consumo de petróleo y derivados de la industria, y en tercer

lugar las Minas Varias, con un consumo el año 2009 de 4.084 Tcal, concentrando un 12% del

consumo de petróleo y derivados de la industria.

Por el contrario, los sectores menos dependientes (y por ende, menos vulnerables frente a una

falta de petróleo), son el sector de la industria Azucarera, con un consumo al año 2009 de 4,46

Tcal, concentrando un 0,01% del consumo de petróleo y derivados de la industria al año 2009,

seguido por el sector Petroquímico, con un consumo al año 2009 de 11,37 Tcal, concentrando un

0,03% del consumo de petróleo y derivados de la industria al año 2009, y seguido por la industria

del Hierro, con un consumo al año 2009 de 90,25 Tcal, concentrando un 0,27% del consumo de

petróleo y derivados de la industria al año 2009.

Figura 7.5: Consumos de Derivados del Petróleo por Subsector

Fuente: BNE 2009

Por último, centrándose en los tipos de combustible (petróleo y derivados), de los cuales la

industria es más dependiente (y por ende, vulnerable frente a su escasez), se presenta la Figura

7.6, donde se visualiza que la dependencia de combustibles derivados del petróleo del sector

industrial apunta principalmente hacia la dependencia con el Petróleo Diesel (66%), los Petróleos

Combustibles (23%) y el Gas Licuado (10%). Los consumos de Kerosene y de Gas de Refinería son

despreciables.

Cobre

Salitre

Hierro

Papel y Celulosa

Siderurgia

Petroquímica

Cemento

Azúcar

Pesca

Industrias Varias

Minas Varias




50

Figura 7.6: Consumos Energéticos del Sector Industrial en Combustibles Derivados del Petróleo

Fuente: BNE 2009

7.2.2 Metodologías a Considerar

A continuación se hará una planificación básica de los aspectos metodológicos a considerar en el

estudio del costo de falla del sector industrial, basándose en definiciones y metodologías

explicadas en el punto anterior “Aspectos Generales”.

Cuando hay falla en el suministro de combustible para la industria, se produce un efecto doble,

creando un problema de costos directos y de costos indirectos:

Costos directos: Son aquellos costos incurridos por la industria debido a la falta de

combustible.

Costos indirectos: Son aquellos costos que sufren otros sectores debido a la falta de

combustible en un sector industrial. En particular, una empresa que debido a una falta de

combustible, disminuye su producción en forma parcial o total, dejará de consumir

insumos provenientes de otros sectores económicos, y de entregar sus productos a otros

sectores industriales.

Dentro de los costos directos e indirectos, puede existir un error de doble conteo entre los costos

indirectos (por cadena de producción) en el sector industrial, con el costo indirecto obtenido en el

sector transporte. La metodología actual considera un anexo a la encuesta industrial que

corresponderá a la obtención de datos de costos indirectos provenientes del sector transporte y,

de este modo, centralizar los costos indirectos hacia este sector, a menos que la empresa posea

transporte propio y sea manejado de forma estratégica frente a esta eventualidad.

Petróleo Diesel

Petróleos Combustibles

Kerosene

Gas Licuado

Gas de Refinería




51

Para la obtención de las curvas de costo de falla de suministro de combustibles, en función de la

profundidad de la falla y de la duración de éste, se realizará un análisis de costo de las industrias

para los 9 escenarios de profundidad y duración de la falla definidos en los “Aspectos Generales”.

Adicionalmente, se deben identificar las estrategias principales que utilizarían las empresas para

enfrentar una falla parcial o total en el suministro de combustible, que corresponden a medidas de

acción que aplicarían las diferentes empresas ante diferentes escenarios de racionamiento.

Adicionalmente, se deberá valorizar tales medidas de acción. Algunas alternativas genéricas de

reducción de consumo se presentaron y detallaron en el punto “Aspectos Generales”, por lo cual

sólo se nombrarán a continuación:

Reducción de consumos no esenciales

Utilización de stocks internos de combustibles

Mejoras en eficiencia energética

Sustitución del energético por otras fuentes

Reducción de la producción de bienes intermedios y/o finales

Adicionalmente, se deberá analizar al impacto indirecto que puede tener en la cadena productiva

la falta de insumos proveniente de otras empresas (proveedores), las cuales debido a la falta de

combustibles, podrían dejar de entregar los insumos necesarios para la producción normal dentro

de la empresa (bajo el supuesto que la empresa se encuentra capacitada para producir

normalmente). Dentro de las estrategias que pueden utilizarse para enfrentar este escenario son:

Utilización de stocks internos de insumos: En caso que los proveedores de la industria se

encuentren imposibilitados de entregar sus productos debido a una baja en su producción,

la industria puede hacer uso del stock interno de insumos que posea, por lo cual esto

puede ser parte de una estrategia para enfrentar este escenario.

Sustitución de proveedores de insumos: En caso que los proveedores de insumos en la

cadena productiva disminuyan su producción, la empresa puede tener la alternativa de

adquirir los mismos insumos desde otro proveedor, el cual puede tener un mayor costo,

menor calidad, etc.

Reducción de la producción de bienes intermedios y/o finales: Frente a una falta de

suministros, la empresa puede optar por reducir la producción de bienes intermedios y/o

finales. De este modo, puede contratar empresas externas que se hagan cargo de algunas

etapas del proceso productivo, con el costo financiero asociado.




52

7.2.3 Descripción Analítica del Procedimiento de Cálculo

El costo de falla directo por falta de suministro de un determinado combustible, en este caso, para

un sector de la economía como lo es el sector industrial, se puede calcular como:

∑

[

]

Donde: CF Directo i,k: Es el costo de falla directo para la industria “i”, cuando falla su suministro del

combustible “k”.

Combi,kN: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de funcionamiento

normal (sin falla).


con falla.

7.2.4 Restricciones de Información

La información necesaria para levantar el costo de falla industrial por lo general no es pública, más

aún cuando se trata de costos, proveedores, cadena de insumos, clientes e ingresos. En cuanto al

consumo de combustibles, la información pública disponible apunta principalmente a lo que es el

Balance Nacional de Energía del año 2009 [1], donde se entrega la información de consumo

energético, desagregado por fuente de energía y por sector industrial, pero los consumos

energéticos de cada empresa (en el contexto de que, a pesar que dos empresas pertenezcan al

mismo subsector, tendrán diferentes estrategias para abordar una crisis energética, y por lo tanto

diferentes costos asociados) son parte de la información confidencial que maneja cada una. Un

contexto similar (en cuanto a la información agregada), aplica a otras fuentes de información,

como puede ser la Matriz Insumo Producto.

Por lo tanto, es imperativo en este punto del análisis de metodología, referirse a un levantamiento

de información en terreno (caso a caso, aplicado a una muestra representativa). En este contexto,

suponiendo que se posee de las herramientas necesarias para levantar la información en terreno

(encuestadores, acuerdos de confidencialidad y respaldo de la CNE, disponibilidad de las empresas

a entregar información, etc.), es usual que cuando se entrevista a la empresa, la persona

entrevistada no dispone de toda la información detallada que se desearía (procesos, insumos,

costos, ingresos, producción, estrategias para enfrentar racionamiento, etc.), además que el

tiempo dedicado a la entrevista suele ser bastante limitado.

Por lo tanto, es importante que en primer lugar, la persona seleccionada para entrevistar reúna la

mayor cantidad de información posible (como puede ser un gerente de producción, por ejemplo).

En segundo lugar, es importante que la información a levantar en las empresas durante la




53

entrevista sea concisa y bien dirigida, para obtener la cantidad de información “justa y necesaria”

que permita un posterior análisis que sea completo y avale los valores obtenidos. De todas formas

siempre es recomendable tener una buena relación entre los entrevistadores y los entrevistados

que permitan la respuesta a consultas posteriores a la entrevista (temas puntuales), ya sea

mediante correo electrónico o un llamado telefónico, o en el peor caso, reprogramar una segunda

entrevista en caso que sea necesario.

7.2.5 Procedimiento de Estimación

Para el sector industrial, se contempla el levantamiento de información del impacto de la

disminución en el suministro de combustibles mediante la aplicación de encuestas dirigidas a los

usuarios finales de combustible, a los cuales, mediante una serie de preguntas, permitan modelar

la curva de costos y dependencia de combustibles para la industria, en función de la duración del

corte de suministro, así como también en función de la profundidad. Las preguntas irán dirigidas a

obtener información de las acciones que tomaría la empresa (y los costos incurridos para ello),

frente a distintos escenarios de profundidad y duración de la falla de suministro de combustibles,

por lo cual es necesario conocer el funcionamiento de los procesos dentro de la empresa, el grado

de desacoplamiento entre ellos, así como también medidas preventivas que tenga implementadas

(stocks de insumos y/o combustible), como aquellas que pueda implementar a futuro.

Para el universo de encuestas a realizar, se tomará como base el Balance Nacional de Energía. En

este contexto, dado que la elaboración de una encuesta representativa a nivel país, para la

muestra considerada en el BNE, representa altos costos de implementación y tiempo, se elaborará

una muestra que sea representativa para cada subsector en función del porcentaje de consumo de

combustible agregado entre las empresas a encuestar.

7.2.5.1 Muestreo Para el Levantamiento de Información [15]

Unidad de Observación

Debe hacerse distinción entre los siguientes conceptos: unidad reportada, unidad de respuesta y

unidad de muestreo o de observación. La unidad reportada corresponde al lugar en donde se

reportan los datos. La unidad reportada en las encuestas de opinión empresarial es el

establecimiento. La unidad de respuesta corresponde a la persona que responde los cuestionarios.

En este tipo de encuestas la unidad de respuesta es un ejecutivo con cargo gerencial o el propio

dueño mayoritario de la empresa. La unidad de muestreo o de observación es la empresa.




54

Método de Selección de la Muestra

Cualquier método de selección de la muestra pretende realizar inferencias respecto al

comportamiento de la población objetivo. Las tres alternativas estándares de selección de la

muestra son: el censo, el muestreo aleatorio y el muestreo dirigido.

La realización de censos en encuestas de opinión empresarial es en definitiva poco

práctica, debido a sus altos costos y a la dificultad adicional de que los censos son poco

ágiles ya que requieren más tiempo para recolectar la información.

El muestreo aleatorio es el ideal, porque permite determinar con gran precisión la

representatividad de los resultados obtenidos. No obstante lo anterior, este tipo de

muestreo presenta dos tipos de dificultades: primero, requiere que las unidades sean

seleccionadas con una probabilidad conocida, lo cual es imposible cuando se tienen

directorios incompletos o con errores de registros; segundo, si la varianza es muy grande

dentro de la población, el tamaño de la muestra deberá ser muy grande también, lo cual

nuevamente elevará los costos de la encuesta, a menos que se relaje el error de muestreo

permitido.

Un método de selección muy practicado en encuestas de opinión empresarial es el

muestreo dirigido, por cuotas. Este tipo de muestreo ha sido menos fundamentado en

cuanto a su representatividad, por la teoría estadística, en comparación con el muestreo

aleatorio. Sin embargo, hay una vasta experiencia empírica internacional acumulada que

lo respalda9.

Muestreo Dirigido

El muestreo dirigido consiste en seleccionar conjuntos de unidades de observación en cada sector

de actividad, bajo el supuesto de que estas son representativas de la evolución de las variables

medidas en cada sector. Un criterio general es seleccionar a las unidades más grandes desde el

punto de vista de su representatividad económica (las de mayor producción, mayores ventas o

mayor empleo). En las encuestas de opinión empresarial en que se selecciona la muestra por este

criterio, se supone que las empresas más grandes son las que determinan la evolución de las

variables medidas en cada sector de actividad. Las encuestas de varios países de la OCDE practican

este tipo de muestreo. Véase OECD (2003) [16].

Esta modalidad de selección de la muestra es menos costosa y ha mostrado ser muy eficiente en la

práctica respecto a la bondad de sus resultados. Es factible también usar estrategias mixtas de

9 Las encuestas de varios países de la OCDE practican este tipo de muestreo. Véase OECD (2003) [16].




55

selección, completando la muestra de selección dirigida para empresas grandes, con un conjunto

de empresas pequeñas seleccionadas aleatoriamente.

Estudios de Panel10

Las encuestas de opinión empresarial se realizan usualmente con estudios de panel. Los estudios

de panel resultan muy adecuados cuando lo que se pretende es registrar cambios en el

comportamiento de determinada variable. Tal es el caso de las encuestas de opinión empresarial,

que precisamente están destinadas a registrar cambios de tendencias en la actividad.

Los indicadores construidos a partir de estudios de panel presentan un comportamiento más

estable a través del tiempo, ya que la varianza de los resultados disminuye cuando la muestra es la

misma en cada levantamiento de la encuesta.

Otra ventaja importante de los estudios de panel, es que permiten generar vínculos estables entre

los entrevistados y la institución a cargo de la encuesta. Esta ventaja no es menor, dado que las

encuestas de opinión empresarial más exitosas en el mundo han sido justamente las que han

logrado desarrollar este tipo de vínculos, incorporando esquemas de incentivos para que los

entrevistados continúen adheridos a la encuesta. Ello permite obtener altas tasas de logro de

respuestas.

Sin embargo, los estudios de panel presentan también algunas desventajas, la más conocida de

ellas es el llamado “sesgo de panel”. Este sesgo consiste en que cuando los entrevistados son los

mismos, para algunos de ellos sus respuestas actuales pueden estar influenciadas por las del

período anterior. Los entrevistados caen en el siguiente razonamiento: “¿Qué fue lo que respondí

la vez anterior?....Bien, entonces ahora responderé esto o aquello, en concordancia con lo que

respondí la vez anterior”. Y ello puede llevar a responder lo mismo cada mes o algo parecido a lo

del período anterior, para evadir el costo de tener que responder el cuestionario nuevamente en

cada oportunidad. Alternativamente, ello podría llevar a responder lo contrario que la vez

anterior, generando así un comportamiento de respuestas tipo “serrucho” (alternancia

permanente de respuestas que una vez suben y otra vez bajan).

Para enfrentar este problema es necesario implementar algunos mecanismos de control que

detecten comportamientos de “sesgo de panel”. Entre estos mecanismos están: la detección de

10 Estudios de panel son aquellos que manejan datos que combinan una dimensión temporal con otra

transversal. Un conjunto de datos que recoge observaciones de un fenómeno a lo largo del tiempo se conoce como serie temporal. Dichos conjuntos de datos están ordenados y la información relevante respecto al fenómeno estudiado es la que proporciona su evolución en el tiempo. Un conjunto transversal de datos contiene observaciones sobre múltiples fenómenos en un momento determinado. En este caso, el orden de las observaciones es irrelevante.




56

rachas de respuestas repetidas y de respuestas con poca varianza, así como la detección de

respuestas “tipo serrucho”.

Otra de las desventajas de los estudios de panel es que pueden generar “fatiga de los

informantes”. Algunos entrevistados se cansan de ser los mismos que responden la encuesta en

cada oportunidad. Esto puede llevarlos a incurrir en actitudes de “sesgo de panel”, o a evadir la

encuesta negándose directamente a responderla, con lo cual disminuyen las tasas de respuestas.

Una característica típica de muchas encuestas tipo panel es que comienzan con altas tasas de

respuestas, las que van disminuyendo paulatinamente en el tiempo hasta llegar a niveles tan

bajos, que prácticamente anulan la representatividad de los resultados. Sin embargo, tal

evolución ocurre cuando no se toman medidas adecuadas para enfrentar el problema

anteriormente descrito.

Existen dos medidas que pueden aliviar la “fatiga de los informantes”. La primera de ellas es usar

un panel con rotación. Esto consiste en renovar a un cierto número de participantes del panel con

intervalos regulares de tiempo (un porcentaje cada cierto número de períodos). Esta medida es

factible en países desarrollados donde el número de empresas es muy grande, pero es inaplicable

en los sectores económicos de aquellos países en que la producción está concentrada en unas

pocas empresas. La segunda medida consiste en implementar un adecuado esquema de incentivos

para motivar la adhesión de los entrevistados a la encuesta. Ello requiere brindar a los

entrevistados los incentivos adecuados para participar en la encuesta11.

El Tamaño de la Muestra

El tamaño de la muestra depende tanto del nivel de precisión exigido por la institución que

promueve la encuesta, como del método de selección elegido. Si el muestreo es aleatorio existen

técnicas convencionales para determinar el tamaño de la muestra12. Si el muestreo es dirigido, el

tamaño de la muestra depende del juicio previo respecto a la representatividad económica que se

exige a la muestra en términos de alguna variable de actividad (producción, empleo o ventas).

En el manual de la OECD (2003) [16], se recomienda una “regla práctica” para determinar un

tamaño de muestra que se considera suficientemente representativo, cuando ésta es seleccionada

en muestreo dirigido por cuotas. La regla consiste en seleccionar al menos 30 unidades para cada

estrato, de cada sector de actividad. En dicho manual se brinda el siguiente ejemplo: si se debe

seleccionar una muestra que debe generar resultados para 10 tipos de actividades, cada una de las

cuales está subdividida en 3 estratos, entonces, el tamaño requerido de la muestra es: 10 x 3 x 30

11 Típicamente se ofrecen los resultados sectoriales de la encuesta, lo que permite a las empresas

entrevistadas compararse respecto al promedio de sus competidores.

12 Véase por ejemplo, Cochran (1977) [17].




57

= 900. Esta regla parte de la experiencia práctica acumulada en las encuestas de confianza

empresarial en países de la OCDE.

Pero en algunos países la producción de ciertos sectores económicos está tan concentrada en unas

pocas empresas, que prácticamente no se requiere siquiera dicha regla. Basta con seleccionar a las

empresas de mayor tamaño, de acuerdo algún criterio aceptable de escala (producción, empleo o

ventas).

7.2.5.2 Encuesta Industrial

Como se propone en el estudio base, la herramienta metodológica a utilizar para levantar la

información será mediante la utilización de encuestas en empresas representativas del sector

(muestreo dirigido). La metodología de trabajo y obtención de información en la metodología base

se respalda en el seguimiento de 5 etapas dentro de la encuesta, los cuales fueron analizados

críticamente (ver punto 6.3.1, análisis crítico al estudio base Sector Industrial), con lo cual se

identificaron ciertas etapas que merecen un nuevo enfoque, el cual se presenta en el siguiente

esquema:

Figura 7.7: Etapas Metodológicas de la Encuesta Industrial

Etapa 1. Elaboración de encuestas

Como se explica en mayor detalle en el punto 6.3.1 (Análisis crítico al estudio base, Sector

Industrial), uno de los grandes problemas de las encuestas en terreno, son las preguntas

basándose en escenarios, las cuales generan sesgos importantes en la información entregada.

Por lo tanto, en la elaboración de encuestas, se ha decidido evitar la confección de la encuesta a

partir de escenarios (como usualmente se hace en estimaciones de costo de falla eléctrico), y por




58

el contrario, la encuesta tendrá por objetivo poder contar con una descripción adecuada del

proceso productivo que permita estimar la dependencia del producto final en función de la

disponibilidad de combustible y de insumos. Asimismo, conocer el potencial de flexibilidad que

tenga el encuestado para poder reaccionar ante eventuales escenarios de corte de suministro,

entiéndase uso de stock propio de combustibles e insumos, eliminación de consumos no

esenciales, medidas de eficiencia energética, reemplazo por otros combustibles, etc.

Etapa 2. Análisis de la Información Levantada por las Encuestas

A partir de los datos suministrados por el encuestado, se calculan los potenciales cortes de

suministro ante los diferentes escenarios de falla a considerar en el estudio. La estimación de

estos costos se realiza por el encuestador y no por el encuestado como se propone inicialmente

en la metodología, dado que de esta forma se induce menor sesgo en los resultados obtenidos, de

acuerdo a lo explicado en el punto 6.3.1, “Diseño de Encuesta”.

Dentro de la etapa de análisis (realizada por el encuestador), también se contempla una etapa de

validación de las encuestas, en cuanto a los resultados obtenidos y si la estrategia abordada por el

encuestado/encuestador corresponde o no. En ese contexto, encuestas bien valoradas en

términos de calidad de información pueden influir potencialmente en el procedimiento de cálculo.

Las encuestas que sean rechazadas se podrá re-evaluar si se considera necesario, volviendo a

entrevistar al encuestado (telefónicamente o presencialmente), o en caso contrario, ser

rechazadas.

Etapa 3. Identificación de Costos Directos y Costos Indirectos

A partir de la etapa de Análisis de Información, se definen las restricciones de consumos y

suministros para el sector industrial en particular. Con esa información y aquella relevada por la

encuesta, se obtienen los Costos Directos para la Industria.

En cuanto a los Costos Indirectos del Sector Industrial, la metodología propuesta será diferente a

la propuesta en el informe base. En dicho documento se proponía hacer uso de la Matriz Insumo

Producto para la estimación de los costos indirectos. Según el análisis realizado en el punto 6.3.1,

se ha considerado que la Matriz Insumo Producto es insuficiente para estimar los costos indirectos

en la industria, debido a que sólo cuantifica transferencias monetarias entre sectores de la

industria, y no considera la relevancia relativa de cada producto dentro del proceso productivo, así

como stock de insumos o reemplazo de éstos. Es por ello que la metodología propuesta hará uso

de la encuesta del sector industrial para cuantificar los costos reales que tiene para los

encuestados una posible disminución de los insumos que requiere en sus procesos.




59

El problema de esta metodología radica en que al preguntarle al encuestado por un déficit de los

insumos que requiere para sus procesos, éste responderá visualizando el problema de la falta de

insumos “desde la puerta de su industria hacia adentro”, sin tener la capacidad de diferenciar si es

un costo indirecto debido a la baja de producción de sus proveedores, o un costo indirecto debido

a la disminución o ausencia de transporte que lleve los insumos requeridos desde sus

proveedores, independiente de si producen con normalidad o no.

Debido a la dificultad que plantea diferenciar si el costo se debe a la indisponibilidad de los

insumos desde su proveedor o a la indisponibilidad de transporte para estos insumos, se supondrá

que el costo corresponde completamente a la indisponibilidad de transporte13. Esta decisión

resultará en una sobreestimación del costo indirecto del transporte por sobre el de la industria,

pero no afectará la suma de los dos costos indirectos, por lo que a nivel país la cifra seguirá siendo

válida.14

7.2.6 Resumen de la Metodología

1. Selección de una muestra a levantar información, mediante la técnica del “muestreo

dirigido”.

2. Cálculo del costo de falla directo por combustible, por escenario, según:

∑

[

]

13 Salvo casos muy especiales, donde el encuestado muestre que no existan problemas de

desabastecimiento de insumos debido al transporte (por ejemplo, flotas de camiones propias, abastecidas por un stock propio y suficiente de combustible, o en el caso que la empresa abastecedora se encuentra muy cerca).

14 Ejemplo 1: La industria X vende 100 del producto A a la industria Y. Por recorte de combustible, la

industria X baja su producción y sólo puede vender 90 del producto A a Y. Debido al recorte, el transportista sólo puede transportar 80 del producto A. La industria Y ve que le llega 80 del producto A, lo que representa una baja de producción

Ejemplo 2: La industria X vende 100 del producto A a la industria Y. Por recorte de combustible, la industria X baja su producción y sólo puede vender 80 del producto A a Y. Debido al recorte, el transportista puede transportar 90 del producto A. La industria Y ve que le llega 80 del producto A, lo que representa una baja de producción.

En ambos casos, el efecto en la industria Y es el mismo. Sin embargo, los “causantes“ de la merma de 20% en sus insumos en ambos casos son distintos. Al no poder discriminar y separar, se ha optado por indicar ese costo como un costo indirecto del transporte.




60

Donde: CF Directo i,k: Es el costo de falla directo para la industria “i”, cuando falla su suministro del

combustible “k”.

Combi,kN: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de


Combi,kF: Es el consumo del combustible “k”, por la industria “i”, en un período de

funcionamiento con falla.

3. Asignación de los Costos Indirectos al Sector Transporte.

4. Agregar datos obtenidos entre empresas de un mismo sector, dependiendo del criterio de

los resultados a obtener (nacional, regional, sectorial, etc.), según un promedio ponderado

por el consumo de combustible de la empresa (obtenido de la encuesta), dado por:

∑

∑

[

]

Donde: CFk,s: Es el costo de falla para el subsector “s”, cuando falla el suministro del combustible

“k”.

CFi,k,s: Es el costo de falla de la empresa “i”, perteneciente al subsector “s”, cuando falla su

suministro del combustible “k”.

Combi,kN: Es el consumo anual del combustible “k”, por parte de la empresa “i”, en un

período de funcionamiento normal (sin falla).

5. Agregar datos obtenidos entre subsectores según metodología análoga al punto anterior,

ponderando por el consumo del combustible correspondiente, dado por el BNE 2009.

7.2.7 Validez y Limitaciones de la Metodología Presentada

La metodología presentada tiene la finalidad de obtener el costo directo para el sector industrial.

Como se ha explicado anteriormente, por limitaciones de información, se ha atribuído el costo

indirecto por desabastecimiento de insumos al sector transporte.

La información obtenida es mediante encuestas dirigidas al sector industrial, donde no siempre el

encuestado dispone de toda la información necesaria, ni de los criterios que aplicaría en un caso

real (por ejemplo en la encuesta suele aplicar criterios lineales a los ingresos anuales, aunque eso

implique cerrar la planta, cuando en la realidad es posible que busque alternativas que permitan

producir con cierta normalidad, a un costo diferente).




61

El universo de empresas para el presente estudio se apoya en el universo utilizado para el BNE

2009. En este sentido, la finalidad de ambos estudios es diferente. En el presente estudio se busca

una muestra representativa de empresas que permitan estimar los diferentes costos de falla para

las industrias y sectores. Por otra parte, para el BNE 2009, la finalidad es levantar información de

las empresas que reportan mayores consumos energéticos a nivel país.

7.2.8 Fuentes de Información – Sector Industrial

Levantamiento de información en terreno - Encuesta a las Industrias.

Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía.




62

7.3 Sector Transporte

7.3.1 Aspectos Teóricos

El sector transporte se subdivide en varios subsectores bastante diferenciados en cuanto a los

combustibles que utilizan y al tipo de impacto que un eventual corte de suministro les pueda

ocasionar. La principal desagregación del sector se origina en el propósito del transporte,

pudiendo ser de carga o de pasajeros. A su vez, cada uno de estos subsectores se puede dividir por

el modo de transporte, pudiendo ser transporte de carga caminero (camiones), naviero o

ferroviario; o transporte de pasajeros en buses interurbanos, buses urbanos o vehículos

particulares.

Según el BNE 2009, la mayor parte del consumo de combustibles del sector transporte

corresponde a diesel y gasolina, tal como lo indica la Figura 7.8. Por esta razón, el análisis se

centrará sobre los modos de transporte que consumen estos dos combustibles, y en menor

medida en los consumidores de petróleo crudo y kerosene de aviación. Dentro del consumo de la

gasolina de motor, el 99,9% corresponde al sector caminero, específicamente, a los automóviles

particulares. En el caso del diesel, el 90% del consumo lo concentra el sector caminero, lo que

corresponde principalmente a camiones y buses urbanos e interurbanos. Finalmente, el petróleo

combustible registra el 99,8% de su consumo en el transporte marítimo y el kerosene de aviación

el 100% de su consumo en aviación.

Figura 7.8: Consumo de derivados del petróleo en el sector transporte

Fuente: elaboración propia en base a BNE 2009.




63

Considerando esta información se pueden definir y priorizar los sectores hacia los cuales se debe

apuntar para obtener una estimación de los costos que recaerán sobre el sector transporte ante

un eventual fallo de suministro de combustibles. Estos sectores serán:

Sectores consumidores de Diesel (mayor importancia en consumo):

o Camiones

o Buses interurbanos

o Buses urbanos

o Transporte Ferroviario (a Diesel)

Sectores consumidores de otros combustibles (menor importancia en consumo):

o Transporte marítimo (petróleo combustible y Diesel)

o Transporte aéreo de carga y pasajeros (kerosene de aviación)

7.3.2 Metodologías a Considerar

Los costos asociados a una eventual falla en el suministro de combustibles para el sector

transporte pueden dividirse en costos directos y costos indirectos.

Los costos directos son aquellos que afectan de manera directa al transportista, es decir,

el dinero que pierde al no recibir un pago por no entregar los productos, y se puede

calcular como la diferencia entre sus utilidades en un período normal y en el período de

restricción.

Los costos indirectos corresponden a los que perciben los usuarios de los sistemas de

transporte debido a que estos no operan. En el caso del transporte de carga, estos costos

corresponden a la pérdida de capacidad productiva, debido a la no recepción de insumos,

o a la disminución de ventas de una empresa, debido a que no puede vender su

producción. En el caso del trasporte de pasajeros, corresponde a la pérdida de tiempo y/o

comodidad por no poder trasladarse en el transporte habitual.

Durante el período normal, el proveedor de transporte recibe ingresos por el servicio que ofrece, y

para mantenerlo, tiene gastos tales como los sueldos de los choferes y personal administrativo,

mantención de los vehículos, insumos, etc.

Durante el período de restricción de suministro, el proveedor del servicio ve disminuido su ingreso

a raíz de que no puede entregar el servicio al nivel que lo hace en un período normal. Durante este

período, algunos gastos como el combustible o las mantenciones, tienden a disminuir. Sin

embargo, otros como las remuneraciones de los trabajadores tienden a mantenerse. Además,

pueden aparecer costos adicionales, tales como el eventual pago de multas por incumplimiento de




64

compromisos adquiridos15. Todo esto hace que las utilidades en un período de restricción de

suministro disminuyan y eventualmente se vuelvan negativas.

De igual manera que en la metodología para el sector industrial, se ha de considerar distintas

profundidades de restricción de suministro (30%, 60% y 100%) y distintas duraciones del corte (30,

60 y 90 días), lo que constituirá una matriz de 3x3 posibles escenarios, los cuales se podrán

ponderar por las probabilidades de ocurrencia correspondientes para calcular el costo esperado

asociado a la interrupción.

Los supuestos sobre los que se basará la metodología aquí planteada serán similares a los

planteados en el punto 7.1.3 “Aspectos Generales”, siendo adaptados al sector transporte. Estos

son:

Los cortes son avisados con anticipación, pero no permiten que el empresario del

transporte aumente sus stocks y acapare combustible.

El precio del combustible permanece fijo ante una restricción de suministro.16

La disminución de suministro es equitativa para todos los combustibles derivados del

petróleo.

No existen combustibles alternativos (diferentes de derivados del petróleo) para operar

los vehículos.

No se realiza medidas de eficiencia energética para hacer rendir de mejor manera el

combustible en momentos de corte de suministro.

Las empresas de transporte pueden contar con stocks propios de combustible.

Un recorte de suministro de combustible de un X% hará que las ton-km transportadas se

reduzcan en la misma proporción, por lo que el ingreso del transportista también lo hará

en el mismo porcentaje.

El consumo de combustible, los costos y los ingresos se considera que se distribuyen

uniformemente a lo largo del año.

15 Este costo no será considerado, a menos que sea cobrado por alguna empresa extranjera. Dentro del país

representa sólo una transferencia pecuniaria entre el transportista y el cliente, no representando un costo a nivel país.

16 Si bien es razonable pensar que el anuncio de un recorte parcial de suministro por un tiempo acotado

modifique los precios de combustible, el evaluar este cambio en el corto plazo requeriría estimar la elasticidad precio de la demanda, lo que puede ameritar un estudio adicional.




65

7.3.3 Descripción Analítica General

El costo debido a la falta de suministro para una empresa de transportes “i”, por unidad de

combustible restringido es17:

(

)

[

]

Donde: CFi: Es el costo de falla por unidad de combustible que se deja de suministrar, calculado para la

empresa “i”.

CiN: Son los costos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).

CiF: Son los costos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento con falla.

IiN: Son los ingresos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).

IiF: Son los ingresos de la empresa “i”, en un período de funcionamiento con falla.

CombiN: Es el consumo del combustible, por la empresa “i”, en un período de funcionamiento

normal (sin falla).


con falla.

Los ingresos “I” de una empresa, corresponden al pago que efectúa un cliente por el servicio de

transporte. Estos ingresos variarán dependiendo de si la empresa cumple total o parcialmente sus

servicios.

Los costos “C” corresponden al monto que debe desembolsar la empresa por operar. En el caso de

operación normal, estos costos serán:

Costo del combustible utilizado por el vehículo.

Costo de las remuneraciones de los operadores.

Costo de las remuneraciones de personal de apoyo y/o administrativo.

Costo de mantenimiento de las máquinas.

Repuestos o insumos para el funcionamiento.

Otros costos.

17 Se ha omitido el subíndice k utilizado en el sector industrial, ya que para cada modo de transporte existe

un único combustible utilizado.




66

De esta forma, la ecuación que permite calcular el costo directo a nivel país para el sector

transporte por unidad de combustible restringido será:

∑

∑

[

]

Donde: CF DirectoTransporte: Es el costo de falla para el transporte.

CFi: Es el costo de falla de la empresa “i”.

CombiN: Es el consumo anual de combustible por parte de la empresa “i”, en un período de


Esta ecuación es válida tanto para el transporte de carga como el de pasajeros.

7.3.4 Procedimiento de Estimación

Según SCSS [18], el transporte de carga caminero en Chile está conformado por cerca de 140.000

camiones. Datos de CIPRES [19], indican que el universo de empresas de transporte en Chile ronda

las 30.000, de las cuales aproximadamente 14.000 concentran cerca del 95% de las ventas y cerca

de 1.000 el 55%. Esta atomización del sector, sumada a que en general, las empresas de

transporte no manejan estadísticas muy rigurosas de sus operaciones, hace que la realización de

una encuesta pueda no arrojar resultados lo suficientemente confiables. Por esta razón se

propone utilizar valores entregados por las matrices insumo producto para estimar los costos e

ingresos de este sector.

En base a las matrices insumo producto se pueden obtener los ingresos del transporte debido a

sus servicios, desagregado por:

Transporte ferroviario.

Transporte caminero de pasajeros.

Transporte caminero de carga.

Transporte marítimo.

Transporte aéreo.

Estos ingresos se obtienen desde la matriz de utilización total de cada uno de los sectores en los

distintos tipos de transporte.

Los costos de operación para cada uno de los subsectores de transporte se obtienen a partir de la

matriz de utilización intermedia de los subsectores de transporte en los demás subsectores de la

matriz. Además, de la matriz de valor agregado, se obtiene el gasto en remuneraciones.




67

De forma paralela, se plantea realizar un número reducido de encuestas que permitan ajustar y/o

corregir la información levantada de las matrices, y sumar información adicional, como la

disponibilidad de stock de combustibles en las empresas del transporte, o el tipo de contrato para

transporte internacional (con el fin de detectar la existencia de multas).

En cuanto a los costos indirectos ocasionados por la falla del sector transporte a los demás

sectores productivos, la matriz insumo producto entrega el valor de los productos que el subsector

X vende a todos los demás subsectores, y al usuario final, lo que constituye el ingreso “I” del

subsector X. Este valor representa lo que X pierde debido a que no puede vender sus productos si

existiese una restricción en el transporte. Debe comprenderse que esto representa una

aproximación, ya que no considera que X bajará su producción, por lo que sobreestima el costo

asociado al transporte.

Sin embargo, la matriz insumo-producto no entrega la información necesaria para estimar los

costos asociados a la falta de insumos debido a que el transporte no fue capaz de movilizarlos.

Esto se debe a que los valores en dinero que el subsector Y paga por los insumos del subsector X,

no representa la importancia que tiene dentro de sus procesos ni dentro del valor final de sus

productos. Este dato sólo es conocido por cada empresa.

7.3.4.1 Descripción analítica del procedimiento de cálculo: Costo Directo

Para el cálculo del costo directo de los distintos subsectores del transporte, se recurrirá a las

matrices insumo-producto. La siguiente tabla presenta los costos que son relevantes18 a cada

subsector del transporte considerado y las fuentes de las informaciones:

18 Se consideran ítems de costo que representen más del 2% de los costos totales.




68

Tabla 7.8: Costos a considerar para cada subsector del transporte y la fuente a utilizar.

Transporte

ferroviario

Transporte

pasajeros caminero

Transporte carga

caminero

Transporte

marítimo

Transporte aéreo

Fuente

Ingreso Matriz insumo producto, tabla 6,14, columna S

Costo por remuneraciones Matriz insumo producto, tabla 6,11, fila 19

Costo por combustible Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 46

Costo por neumáticos y gomas

Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 49

Costo por repuestos Matriz insumo producto, tabla 6,9, filas 53 a 57

Costo por productos de aseo Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 48

Costo por servicios conexos al transporte

19


Costo por seguros Matriz insumo producto, tabla 6,9, fila 76

Costo por hotelería y comida tripulantes dada por terceros

Matriz insumo producto, tabla 6,9, filas 66 y 67

Costo por comida a bordo Matriz insumo producto, tabla 6,9, filas 15, 18 y 24 a 37

Costo por servicios empresariales

20


Costo por servicios financieros


Costo por servicios comerciales

21


Fuente: elaboración propia

19 Servicios de carga y descarga en terminales, también se considera el servicio de mantenimiento en este

ítem.

20 Servicios contratados a otras empresas

21 Servicios prestados por el sector del comercio.




69

La suma de estos costos para cada subsector del transporte corresponde al costo total anual del

subsector.

Para estimar el ingreso en caso de haber restricción de suministro, se considerará la linealidad

entre el combustible disponible y los viajes (tonelada-kilómetro o pasajero-kilómetro) realizados22.

Al mismo tiempo, se realiza el supuesto de linealidad entre la distancia por la carga transportada y

la paga recibida23, por lo que se asume que el pago por esto viajes (ingreso del sector) también

varía linealmente con la disponibilidad de combustible.

A partir de las encuestas que se realizarán a las principales empresas de camiones y buses del país,

se estimará el stock de combustible propio que posee cada subsector de transporte. Este nivel de

stock será considerado al momento de calcular el ingreso con falla de suministro, por lo que la

ecuación de cálculo propuesta por el consultor es:

* (

)+

Donde:

IN: Son los ingresos, en un período de funcionamiento normal (sin falla).

IF: Son los ingresos, en un período de funcionamiento con falla. d: Corresponde a la duración de la falla en días.

p: Corresponde a la profundidad porcentual de la falla.

s: Corresponde al stock promedio en días del subsector, el que se espera obtener de las encuestas

complementarias.

Los costos por su parte, serán calculados en función de si se ven o no afectados por la falla de

suministro. La siguiente tabla muestra cómo se tratarán los distintos costos en función de la

profundidad de falla del suministro. En ella, los costos que no se ven afectados se señalan como

“fijo” y los que varían proporcionalmente a la profundidad de la falla se señalan como “~ a la

profundidad”.

22 Este supuesto no es del todo cierto, es más conveniente trasportar el camión más cargado a una distancia

menor que el vehículo menos cargado a una distancia mayor. El transportista podría sobrecargar el camión para optimizar las ton-km v/s consumo de combustible, Sin embargo, esto, además de no respetar la normativa vigente, acorta la vida útil del camión, por lo que no queda claro el incentivo que el transportista pudiera tener para hacerlo.

23 Este es un supuesto que debe realizarse para simplificar el cálculo y la información requerida, que de otra

forma podría ser muy difícil de obtener. En otro caso, debería conocerse la carga transportada, los puntos le origen destino (km transportados), y la dependencia de los ingresos respecto ambos factores: carga transportada y distancia. Además, debería conocerse las posibilidades que tendría el transportista para realizar aquellos viajes que le reporten mayor ingreso en relación al consumo de combustible.




70

Tabla 7.9: Variación de los costos en relación a la profundidad de falla del suministro de combustibles.

Transporte ferroviario

Transporte pasajeros caminero

Transporte de carga caminero

Transporte marítimo

Transporte aéreo

Costo por remuneraciones

fijo fijo 40% ~ a la profundidad

60% fijo24

fijo fijo

Costo por combustible

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

Costo por neumáticos y gomas

~ a la profundidad

~ a la profundidad

Costo por repuestos

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

Costo por productos de aseo

~ a la profundidad

Costo por servicios conexos al transporte

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

~ a la profundidad

Costo por seguros fijo fijo

Costo por hotelería y comida tripulantes dada por terceros

~ a la profundidad

~ a la profundidad

Costo por comida a bordo

~ a la profundidad

Costo por servicios empresariales

fijo fijo fijo fijo

Costo por servicios financieros

fijo

Costo por servicios comerciales

fijo fijo fijo


Las encuestas que se realicen adicionalmente para completar los cálculos aquí presentados, se

realizarán a algunas empresas de transporte carretero interurbano de pasajeros, principales

empresas de transporte caminero de carga (agrupadas en Chiletransporte25) y principales

empresas navieras exportadoras.

Los consumos de combustible de cada subsector serán obtenidos a partir del BNE 2009, el cual

desagrega los consumos por tipo de combustible y por subsector de transporte: caminero,

ferroviario, marítimo y aéreo. Para obtener el consumo desagregado de transporte caminero de

24 ChTAG [20] concluye que cerca de un 40% del sueldo de los conductores de camión es debido a

comisiones.

25 Se menciona a Chiletransportes, ya que es la asociación gremial que reúne a las empresas más

importantes y que son las que, según la experiencia del consultor, podrían tener mejores datos de su operación.




71

pasajeros y de carga, se utilizará la misma proporción presentada en el estudio SCSS 2009 [18],

entre el consumo de diesel de buses (38%) y camiones (35%), y el total del diesel consumido por el

subsector.

7.3.4.2 Descripción analítica del procedimiento de cálculo: Costo Indirecto

Dado que los transportistas no conocen el costo que puede representar para su cliente la no

entrega de una carga, se recurrirá a una encuesta que se dirigirá a las mismas empresas que

contesten la encuesta industrial y comercial, para así realizar el cálculo de los costos indirectos

asociados a la falta de transporte que ocasiona en los sectores productivos del país, vinculados con

una falla en el suministro de combustibles en el sector transporte.

Considerando que la disponibilidad del transporte decrece linealmente con la disponibilidad de

combustible y suponiendo que las ventas de una empresa decrecen linealmente con la

disminución del servicio de transporte, la matriz insumo-producto permite estimar la disminución

de ventas de una empresa26 por no contar con suficiente servicio de transporte. Sin embargo, esta

solución no considera que la empresa también pueda reducir su producción debido a la falta de

suministro de combustible (pérdida de producción ya considerada en los costos directos sobre la

empresa). Por esta razón, la manera correcta de abordar este costo, es restando a la pérdida de

ingresos por no poder vender (transportar) lo que se producía de manera normal (información

obtenida de la matriz insumo producto) la pérdida por disminución de producción de la empresa y

el menor gasto en transporte (que la empresa tendría por enviar menor producción)27.

De esta forma, la expresión para el cálculo del costo indirecto sobre los sectores productivos

debido al transporte propuesta por el consultor, es28:

26 De los 73 subsectores incluidos en la matriz, se deberá considerar sólo los sectores que tengan como

producto un bien tangible que requiera ser transportado para su venta.

27 Esto presupone que la empresa que realiza el envío paga el 100% de las veces el transporte. Este supuesto

puede ser cambiado fácilmente y considerar un porcentaje diferente.

28 El operador max( ) se utiliza porque la disminución de producción de las empresas debido a falta de

combustible podría resultar menor que la disminución de capacidad de transporte, caso en el cual la expresión tomaría un valor negativo. En este caso, lo que ocurre en la realidad es que la demanda total por transporte disminuye menos que la oferta total, por lo que se supone que el transporte puede redistribuirse para cubrir esa demanda.




72

( ) ∑

( ((

)

(

) )) (

)∑

[ ]

Dónde,

( ) : Es el costo sobre sectores productivos debido menor disponibilidad de transporte.

p: Corresponde a la profundidad de falla del suministro, expresada porcentualmente.

d: Corresponde a la duración de la falla, en días.

: Indica la utilización total del sector “s”, es decir, el total que este sector vende.

: Corresponde a lo que gasta el sector “s” en transporte.

(

)

: Corresponde a la proporción media (promedio ponderado por ventas muestrales de cada

empresa) de disminución de producción.

: Ponderador que toma valores entre 0 y 1, que da cuenta de la amortiguación que puede tener

sobre los costos totales (anuales) en el sector Transporte y en la Industria, un efecto de stock en la

producción, la cual se vende al final del período de restricción, recuperando la venta anual normal

(sin costos asociados).

Cabe mencionar que ( ) quedará desagregado por modo de transporte de carga, ya que

esto permitirá diferenciar el tipo de combustible al momento de sumar todos los consumos

indirectos del transporte.

La siguiente tabla presenta la fuente a utilizar para obtener cada uno de los parámetros

requeridos por la anterior expresión:

Tabla 7.10: Fuentes de información para los parámetros requeridos

Cuadro 6.14, columna S de la matriz insumo-producto

(

)

Muestra de encuestas industriales

Cuadro 6.9, filas 68 a 72 de la matriz insumo-producto


Tal como se indicó anteriormente, el costo obtenido en la ecuación anterior está agregado, y no

discrimina entre tipo de combustible. Para realizar la desagregación y estimar el costo que

ocasiona la restricción de un combustible específico, se recurrirá a la relación entre utilización

intermedia de los sectores productivos y casa sector del transporte. De esta forma, si los sectores

Pérdida por no

poder transportar

Menor costo por contratar

menos transporte




73

productivos gastan más dinero en un determinado modo de transporte, se asumirá que este modo

de transporte aporta más al costo indirecto sobre los sectores productivos.

Una vez desagregado por modo de transporte, se realiza la desagregación por tipo de combustible

de acuerdo a la proporción de cada combustible consumido por cada modo, tal como se realiza al

calcular el costo directo.

Así como se señaló anteriormente, la matriz insumo-producto no resulta de especial utilidad para

determinar el costo indirecto asociado a la falta de transporte de insumos para el sector

productivo.

Para determinar el costo que percibe la industria debido a que no recibe los insumos requeridos,

en el anexo a la encuesta industrial, se realizarán consultas adicionales con el fin de cuantificar la

disminución de producción debido a un cierto nivel de carencia de insumos, existencia de posibles

sustitutos y los costos asociados a su uso, existencia de stock de insumos y su capacidad, etc.

Con las respuestas de estas preguntas, se tendrá la disminución de utilidades para la empresa

debido a la indisponibilidad de un cierto insumo. Dado que es probable que varios insumos falten

a la vez, se considerará el insumo al que se asocie la mayor disminución de utilidades.

El efecto de disminución de utilidades debido a falta de combustible no es independiente del

efecto debido a falta de insumos, y se asumirá que uno de los dos representará un “cuello de

botella”, por lo que la disminución de utilidades que percibirá la empresa será la mayor de las dos.

De este modo, el costo indirecto debido a la falta de insumos para la producción por unidad de

combustible consumido29 es determinado de la siguiente manera:

( ) ∑ [ (

) (

) ((

) (

))

(

)] [ ]

∑ [

(

) (

)]

[ ]

Donde,

y

: Corresponden al ingreso y costos, respectivamente, de la empresa “i”, en un período de


29 Se habla de “falta de insumos” y no de “falta de transporte de insumos”, debido a que, como se explicó

con anterioridad, no se puede diferenciar el efecto de la disminución de producción por parte de empresas ubicadas aguas abajo en la cadena o por indisponibilidad de transporte para su entrega.




74

y


funcionamiento con falla, donde se dispone de la totalidad de los insumos.

y


funcionamiento con falla, donde no se dispone de la totalidad del insumo más importante.

s: Stock de insumo más relevante para la producción.

La variación de ingresos y costos de la expresión anterior deberá considerar el uso de insumos

sustitutos y la eventual existencia de stocks. Es decir, si una empresa tiene stock importante de

insumo , entonces este valor será comparable a

(la variación de ingresos se deberá

únicamente a restricciones de producción y no de insumos). Por otra parte, si insumo sustituto es

mucho más caro que el insumo original aumentará.

Debe mencionarse que esta metodología considera dentro del costo calculado tanto los costos

debido a la indisponibilidad de transporte para abastecer de insumos como la posible

indisponibilidad de insumos debido a la baja de producción de los proveedores. Esto se debe a que

las empresas son capaces de indicar su baja de producción debido a la falta de insumos, pero son

incapaces de discriminar las causas de esta falta.

Dado que ( ) es un valor que depende de la muestra de empresas utilizada (o de las

empresas que hayan respondido la encuesta), el valor se debe expandir para poder ser manejado

a nivel país, tal como ( ).

El valor CT es un valor asociado a la muestra encuestada y debe ser expandido para obtener un

valor a nivel nacional. Esta expansión se realiza empresa por empresa, ponderando el costo para

cada empresa por el cociente entre el ingreso total de los sectores productivos a nivel nacional

(obtenido de la matriz insumo producto) y el ingreso total de las empresas consideradas en la

muestra.El CT_PAIS obtenido es desagregado por tipo de combustible de acuerdo a la relación de

consumos de cada combustible dentro del sector transporte.

Al igual que en el caso anterior ( ) quedará desagregado por modo de transporte de

carga y posteriormente por combustible, ya que una vez calculados ( ) y ( )

estos se sumarán y se dividirán por el total del consumo de cada tipo de combustible según el en

el BNE 2009. De este modo, se tendrá que el costo indirecto del transporte por unidad de

combustible consumida (considerando que esto no es tan exacto, según lo señalado en 29),

corresponde a:

( ) ( )

[

]

Donde,

CTind: Es el costo indirecto del transporte

( ): Es el costo indirecto sobre los sectores productivos debido al transporte




75

( ): Es el costo indirecto debido a la falta de insumos para la producción

CombTransN: Es el consumo anual de combustible del sector Transporte, en un período de


CombTransF: Es el consumo anual de combustible del sector Transporte, en un período de

funcionamiento con falla.

7.3.5 Resumen de la Metodología

Costo directo:

(

)

[

]

Donde: CFS: Es el costo de falla por unidad de combustible que se deja de suministrar, calculado para el

sector “S”.

CSN: Son los costos del sector “S”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).

CSF: Son los costos del sector “S”, en un período de funcionamiento con falla.

ISN: Son los ingresos del sector “S”, en un período de funcionamiento normal (sin falla).

ISF: Son los ingresos del sector “S”, en un período de funcionamiento con falla.

CombSN: Es el consumo del combustible, por el sector “S”, en un período de funcionamiento

normal (obtenido del BNE 2009).

CombS,kF: Es el consumo del combustible “k”, por el sector “S”, en un período de funcionamiento

con falla.

A partir de la matriz insumo producto se obtiene el gasto de los distintos sectores de la

economía en transporte. Esto constituye el ingreso del transporte en un período normal

(ISN).

La matriz insumo producto entrega también el gasto que efectúa el sector transporte en

distintos productos y servicios (CSN). Estos gastos pueden ser fijos o variar con la cantidad

de viajes realizados.

Se asume que los viajes realizados varía linealmente con la disponibilidad de combustible y

la paga al sector varía linealmente con los viajes realizados. De esta forma se obtiene IiSF y

CSF.

Se considera stock de combustible estimativo para cada modo de transporte. Se considera

que este valor puede ser mejorado en la medida que exista respuesta de las empresas

transportistas (principalmente navieras y ferroviarias).




76

Costo indirecto por imposibilidad de la industria de vender producción

Se presenta cuando la disponibilidad de transporte disminuye más que la capacidad de

producción de un sector productivo. En ese punto, una empresa puede tener productos

para la venta que no puede despachar por falta de transporte.

Se considera el hecho de que al transportar menos, la empresa gasta menos en el ítem

transporte, por lo que sus costos tienden a disminuir

( ) ∑

( ((

)

(

) )) (

)∑

[ ]

Dónde,

( ) : Es el costo en [CLP] que perciben los sectores productivos debido a la menor

disponibilidad de transporte para despacho de sus productos.

p: Corresponde a la profundidad de falla del suministro, expresada porcentualmente.

d: Corresponde a la duración de la falla, en días.

: Indica la utilización total del sector “s”, es decir, el total que este sector vende (dato obtenido

de la matriz insumo producto de utilización total).

: Corresponde a lo que gasta el sector “s” en transporte (dato obtenido de la matriz

insumo producto de utilización intermedia).

(

)

: Corresponde a la proporción media de la disminución de producción de una empresa debido

al menor abastecimiento de combustible (este dato es reportado por las empresas en la encuesta

del sector industrial).

: Ponderador que toma valores entre 0 y 1, que da cuenta de la amortiguación que puede tener

sobre los costos totales (anuales) en el sector Transporte y en la Industria, un efecto de stock en la

producción, la cual se vende al final del período de restricción, recuperando la venta anual normal

(sin costos asociados). 30

Costo indirecto por baja de producción debido a la falta de insumos

Se solicita a las empresas encuestadas indicar cuáles serían sus pérdidas en la

eventualidad que no tuviesen alguno de sus insumos más importantes.

Se solicita indicar el stock de insumos que maneja la empresa.

30 Este factor se ha considerado como 1, ya que no se han recibido respuestas satisfactorias suficientes para

poder realizar una estimación más precisa.




77

( ) ∑max [0 , IFi I

F i (C

Fi C

F i) (

)]

univ

i

[CLP]31

Donde,

y



y


funcionamiento con falla, donde se dispone de la totalidad de los insumos.

y


funcionamiento con falla, donde no se dispone de la totalidad del insumo más importante.

s: Stock de insumo más relevante para la producción.

Se solicita a las empresas indicar el costo de operar la planta en un escenario de

disminución de disponibilidad de insumos. Dado que la mayoría de las empresas no ha

contestado este punto, se decide asumir el supuesto de que ≈

.

El valor CT es ponderando el costo para cada empresa por el cociente entre el ingreso total de los

sectores productivos a nivel nacional (obtenido de la matriz insumo producto) y el ingreso total de

las empresas consideradas en la muestra.El CT_PAIS obtenido es desagregado por tipo de

combustible de acuerdo a la relación de consumos de cada combustible dentro del sector

transporte.


La metodología presentada para el sector transporte se fundamenta en 2 fuentes principales: la

matriz de insumo producto y la información proporcionada por las empresas industriales y de

transporte.

Para establecer la relación entre los flujos de dinero presentados en la matriz insumo producto y

las restricciones de combustible, se deben aceptar supuestos fuertes que modelen la capacidad de

movimiento de carga del sector transporte en relación a la disponibilidad de combustible y las

remuneraciones del sector transporte en relación a su capacidad de movimiento de carga. El

presente modelo asume que ambas relaciones presentan un comportamiento lineal.

31 La función máximo se utiliza para evitar valores negativos. La función mínimo se utiliza debido a que existe

la posibilidad de que el stock expresado en días sea mayor que la falla. De no utilizarse, podría resultar que la empresa utilice stock para producir más de lo que produce normalmente (sin falla de suministro), lo cual no ocurre en la práctica.




78

Datos como los stocks de combustible promedios utilizados por los distintos subsectores del

transporte han tenido que ser estimados (se ha asumido 10 días de stock para transporte

marítimo, 5 para transporte ferroviario y aéreo y 0 para terrestre32). Datos más reales de stocks de

combustible pueden ser relevados de las encuestas solicitadas. En la medida que se obtengan

respuestas, se podrá depurar el supuesto de los días de stock de combustible promedio por modo

de transporte.

Respecto a los costos indirectos del transporte sobre otros sectores, este modelo considera

solamente las implicancias sobre los sectores productivos, sobre los que considera los costos

asociados a la imposibilidad de producir a nivel normal debido a la falta de suministro de insumos

y a la imposibilidad de vender a nivel normal debido a la falta de transporte para despacho de

producción.

La principal limitante del modelo al evaluar el costo indirecto ligado a la falta de transporte para

despacho de producción, es que asume la incapacidad de despachar en un cierto período como

una pérdida inmediata, sin considerar que existen productos no perecibles que pueden ser

almacenados y luego de normalizada la situación excepcional, vendidos, sin que esto signifique

una merma en las ventas anuales.33

7.3.7 Fuentes de Información – Sector Transporte

Balance Nacional de Energía 2010.

Cuentas Nacionales de Chile, Compilación de referencia 2003 (Matriz insumo-producto).

Análisis y Desarrollo de una Metodología de Estimación de Consumos Energéticos y Emisiones para el Transporte, elaborado por SCSS para SECTRA, 2009.

Estudio Análisis Económico del Trasporte de Carga Nacional, elaborado por CIPRES para SECTRA, 2009.

Encuestas anexas a encuesta industrial referentes a dependencia de insumos.

Encuestas complementarias para empresas relevantes del rubro de transporte.

32 Este último dato ha podido ser validado en base a algunas encuestas respondidas por empresas de

transporte caminero.

33 En estricto rigor, el modelo considera un factor que da cuenta del efecto mencionado. Este factor debe ser

manejado caso a caso en función del tipo de producto y las capacidades de almacenamiento de la empresa. Por el momento no se ha recibido la suficiente información para considerar este factor, el que sí podría estimarse una vez que se cuenten con mayor cantidad de respuestas.




79

7.4 Sector Comercio

El sector comercio abarca a toda actividad comercial que incluye la reventa (sin transformación)

de productos nuevos o usados.

El uso de combustibles en el sector comercial no está relacionado con la elaboración de productos

finales, sino que más bien con el uso de transporte como medio para comercializar o abastecerse

de productos, o bien el uso en el funcionamiento de su actividad por medio de combustible

(Calefacción, motores, etc). Por ello, frente a una interrupción de combustibles, el sector Comercio

se verá afectado en sus actividades de comercialización (ya sea propia o a través de terceros)

como también en sus actividades de abastecimiento (por medios propios o terceros) y de

funcionamiento interno. Lo anterior, será analizado por tanto en dos niveles para evitar una doble

contabilización. Por un lado, en términos de los costos para el sector Comercio asociados a las

dificultades para abastecer o comercializar sus productos producto de una interrupción de

combustibles, será analizado en el capítulo de Transporte. En términos de la sustitución de

combustible a energía eléctrica para el funcionamiento propio de la actividad comercial, será

analizado y estimado en este capítulo.

En primer término, se asume que el Gas Licuado (GLP) es el principal combustible utilizado por el

sector Comercio para su funcionamiento interno, y por tanto, en términos metodológicos se

analizará el costo asociado a una interrupción en la provisión del mismo.

Para el cálculo del costo que significa para el sector Comercio el traslado desde GLP hacia

electricidad para mantener el funcionamiento interno, lo que se hará es seguir la metodología de

Serra y Fierro (1997)34, en la cual se estima el costo de falla eléctrico residencial producto de un

racionamiento (sin impacto de precios)35, mediante la estimación de la pérdida del excedente

producto de la situación de racionamiento. Esto es, se estima una demanda de Comercio por GLP,

y a partir de esto, se estiman la pérdida del excedente producto del racionamiento. Esta pérdida

del excedente bruto (incluido lo que se "ahorra" por no comprar GLP) entrega una medida de

cuánto más estaría dispuesto el sector Comercio a gastar o invertir por consumir en el combustible

alternativo, que en este caso es la electricidad, para lograr el mismo poder calorífico del GLP

racionado,

De este modo, la pérdida del excedente bruto del Comercio por consumo de Combustible (incluido

lo que se "ahorra" por no comprar GLP) puede ser considerada una medida correcta de cuánto

34 Esta metodología sigue a Serra y Fierro (1997), en “Outage costs in Chilean industry”, en Energy

Economics, Vol 19, No. 4.

35 Tal como se señaló en el capítulo 6.3.3, a juicio de los autores la estimación del costo de falla del sector

Comercio sigue la metodología residencial, a partir de que no hay proceso productivo que se vea interrumpido por la falta de combustible, salvo en materia de transporte (analizado en el capítulo correspondiente).




80

más estarían dispuesto el sector a gastar o invertir por consumir en el combustible alternativo,

que en este caso es la electricidad, para lograr el mismo poder calorífico del Combustible

racionado, por lo que la sustitución efectiva va a considerar esta restricción de gasto y por lo tanto

va a depender del poder calorífico de la electricidad, del precio de la electricidad y si se tiene o no

los equipos eléctricos para hacer la sustitución.

Como se ha indicado, el sector Comercial sigue una metodología similar al sector Residencial, esto

es, mediante la estimación de una curva de demanda de Gas Licuado, y para ello sigue la misma

metodología y variables que utilizó en Agostini, et al. (2009)36 en la estimación de demanda

residencial de energía eléctrica.

Un importante paso metodológico es el tratamiento de la demanda de Comercio por GLP. La

información del consumo agregado nacional de GLP se encuentra dividido en consumo comercial y

residencial, así como también en consumo de acuerdo al tipo de cilindro de GLP consumido (5

kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel)37.

A efectos de este estudio se agregó la información de consumo de cilindros de 5, 11 y 15 kilos para

estimar una sola ecuación de demanda, tanto para el sector comercial como para el residencial, en

vista de que el consumo de los cilindros de 15 kilos representa las 4/5 partes del consumo

comercial de este tipo de cilindros.

Asimismo, se procedió a agregar el consumo de cilindros de 45 kilos y a granel, en vista que el

consumo a granel representa las 4/5 partes del consumo comercial de este tipo de cilindros.

La información de precios del GLP y de otros combustibles (sustitutos o complementos en el

consumo de GLP), fue extraída de información pública de la CNE, con algunas características en el

tratamiento de la información:

Para este estudio se utilizó como dato de precio el del respectivo cilindro GLP corriente en

la Región Metropolitana.38 Se construyó un precio medio ponderado (por consumo) para

los cilindros de 5, 11 y 15 kilos. Como no se tiene información del precio del GLP granel, se

utilizó el precio del cilindro de 45 kilos en las estimaciones.

El precio del Kerosene doméstico y el precio del Petróleo Diesel, será el precio de la Región

Metropolitana.

El precio de la energía eléctrica corresponde al precio nudo nominal en pesos de un KWh

de energía, vigente para el SIC en cada mes analizado.

36 Agostini, C., Plottier. M.C y Saavedra, E. (2009). La Demanda residencial por energía eléctrica en Chile.

37 Esta información fue entregada por la CNE a los consultores en el marco del presente estudio.

38 La correlación del precio del cilindro GLP corriente entre la Región Metropolitana y el resto de las

Regiones en Chile fue superior al 90% en la mayoría de los casos (salvo en las Regiones extremas de Chile, I, XV y XII, en las que solo fue superior al 70%).




81

Los precios anteriores fueron deflactados utilizando el Índice de Precios al Por Mayor

(IPM) que publica el INE en su página web, para cada mes analizado.

Como variable de actividad económica para el sector comercio, se utilizó el “Indice de

Ventas de Comercio al por menor” (IVCM), que publica el INE en su página web para cada

mes analizado.

Como variable de actividad económica para los hogares, se utilizó el Indicador Mensual de

Actividad Económica (IMACEC).

Con la información anterior se estimó, una ecuación de demanda marshalliana isoelástica (o de elasticidades constantes) para el consumo agregado mensual de kilos de GLP en el sector comercial y en el sector residencial. La ecuación de demanda estimada fue la siguiente:

( ) ∑ ( )

∑

∑

∑

∑

∑

Donde es el consumo agregado de kilos GLP en el mes t,

es el precio del GLP en el mes t,

es el precio del kWh de energía eléctrica en el mes t,

es el precio del litro de kerosene en

el mes t,

es el precio de libro de petróleo diesel en el mes t, IA es el índice de actividad

utilizado en el mes t (IVCM en el caso del sector comercio, e IMACEC en el caso del sector

residencial), y Dk son variables dummy mensuales que toman el valor de 1 si la información

corresponde al mes k del año y el valor de cero en caso contrario, que tiene por objeto controlar

cambios en la demanda por razones estacionales.

Las estimaciones se realizaron mediante Mínimos Cuadrados Ordinarios, siguiendo la metodología

de Hendry para estimar modelos de series de tiempo que cumplan estándares mínimos

estadísticos que permitan garantizar que las estimaciones son consistentes y robustas para hacer

proyecciones fuera de muestra (es decir, que se cumplan los requisitos de exogeneidad débil y

fuerte del modelo. Se añade un anexo explicando la metodología. En dicha metodología se van

eliminando aquellas variables que no son estadísticamente significativas al 10% de significancia.


El modelo propuesto presenta las limitaciones propias de la información disponible. Se asume que

el consumo de GLP es el principal combustible utilizado por el sector en actividades no transporte.

Un supuesto fuerte que debe ser trabajado posteriormente, mediante el levantamiento de




82

encuesta al sector Comercio, es la sustitución que asume el modelo presentado en este trabajo,

entre GLP y electricidad.

Se asume implícitamente que el costo de falla, es la pérdida del excedente asociado al consumo de

GLP. Pero a lo anterior, se le debe sumar el costo/beneficio de trasladar ese consumo a otro

energético, como puede ser electricidad u otro.

También hay un costo no estimado relacionado a la pérdida de productividad del empleo, y los

impactos que esto tiene sobre el sector comercio.

A pesar de lo anterior, la elasticidad estimada de demanda de GLP por parte del sector Comercio

es una buena aproximación, y metodológicamente sigue líneas de trabajo que se han realizado con

anterioridad.

7.4.2 Fuentes de Información – Sector Comercio

Consumo GLP Comercial y Residencial de acuerdo al tipo de cilindro de GLP consumido (5

kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel): Información entregada por la CNE.

Información de Precio de GLP: Web CNE

Información de Precio del Kerosene doméstico y el precio del Petróleo Diesel: Web CNE

Precio Energía Eléctrica: Web CNE

Índice de Precios al por Mayor (IPM): Web INE

Índice de Ventas de Comercio al por menor: Web INE

Indicador Mensual de Actividad Económica (IMACEC): Web INE




83

7.5 Sector Residencial

La interrupción de suministro de combustibles tiene un impacto directo e indirecto sobre los

hogares cuya valoración es compleja.

El primer efecto directo es la disminución del bienestar en los hogares producto del racionamiento

y/o interrupción de gas licuado39. Se identificaron tres usos del gas por los cuales este cambio

transita: alimentación (cocina a gas), calefacción del hogar (estufas a gas, calefacción por caldera,

etc.) y agua caliente sanitaria.

Un segundo efecto directo es la modificación del uso de tiempo cotidiano causado por un cambio

en el medio de transporte. Este aspecto es causado sobre todo por la restricción de combustible

destinado para transporte particular (diesel, gasolina) y se puede caracterizar por mayor tiempo

pasado en el transporte público, lo que implica, entre diversos factores, una reducción del tiempo

de ocio.

A estos dos efectos directos, se suman dos efectos indirectos:

El primer efecto indirecto es una potencial pérdida de productividad en los sectores de la

economía, a causa del mayor tiempo pasado en los transportes por los trabajadores. Sin

embargo, para este estudio, asumiremos la hipótesis de que los trabajadores no

disminuyen horas laborales, y los aumentos en los tiempos de transporte solo afectan las

horas de ocio.

El segundo efecto indirecto es la disminución del ingreso bruto del hogar debido al

impacto de la falta de suministro de combustibles sobre la economía. Por ejemplo, si una

empresa debe reducir su producción por causa de la falta de combustible, puede

compensar esta pérdida bajando el sueldo de sus trabajadores, disminución que se

traduce en el sector hogar por una reducción de ingresos, lo que a su vez, impacta

nuevamente en los sectores mediante disminución de la demanda por bienes y servicios.

Una aproximación a la estimación anterior es extremadamente difícil, y sobrepasa los alcances de

este estudio. En este sentido, la estimación se concentrará en calcular los efectos directos

asociados a la falla en la interrupción de gas licuado, y por otra parte, en los costos asociados al

transporte y pérdida de bienestar por mayores tiempos utilizados en este.

39 El presente estudio aborda la falla de combustibles derivados del petróleo. En este sentido, el suministro

de Gas Natural no se vería afectado.




84

7.5.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares

El primero de los efectos directos es posible estimarlo asumiendo como hipótesis una perfecta

sustitución entre gas y algún energético sustituto (electricidad, leña u otro). Es decir, los hogares

que hasta entonces utilizaban GLP como insumo para actividades de alimentación y calefacción, se

trasladarán a algún energético sustituto de modo de mantener la misma frecuencia de uso en las

actividades de alimentación y calefacción (del hogar y el agua)40.

Al igual que en el sector Comercio, el modo de estimar esta variación, será mediante la “pérdida

de bienestar” que significa el mayor uso de electricidad para el funcionamiento cotidiano de la

actividad del hogar. Es decir, se sigue la metodología de Serra y Fierro (1997)41.

En términos económicos, lo que se calcula es el excedente debajo de la curva de la demanda de

mercado que se pierde debido al corte de suministro de Gas Licuado desde un nivel de consumo

inicial. La pérdida del excedente bruto del consumidor de Gas Licuado (incluido lo que se "ahorra"

por no comprar) arroja una medida (proxy) de cuánto más estarían dispuesto los hogares a gastar

o invertir por consumir en el combustible alternativo, que en este caso es la electricidad, para

lograr el mismo poder calorífico del Gas Licuado racionado, por lo que la sustitución efectiva va a

considerar esta restricción de gasto y por lo tanto va a depender del poder calorífico de la

electricidad, del precio de la electricidad y si se tiene o no los equipos eléctricos para hacer la

sustitución.

Para el sector residencial, se estimará la curva de demanda de Gas Licuado utilizando la CASEN

2006, y siguiendo para ello la misma metodología y variables que utilizó en Agostini, et al. (2009)42

en la estimación de demanda residencial de energía eléctrica.

Un importante paso metodológico es el tratamiento de la demanda de los hogares por GLP. En la

encuesta CASEN no se pregunta respecto del gasto (monetario) que incurre el hogar por consumir

GLP, sino la cantidad consumida (en kilos), por lo cual se debe imputar un precio de compra para

cada hogar.

El precio de compra se obtuvo de la información que publica la CNE respecto al nivel de precios en

cada región de un cilindro GLP de 5 kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel. Con esta información,

se construye un precio de referencia del precio de un kilo GLP para cada región y tamaño de

40 Es posible asumir alternativamente, que ante situaciones de interrupción transitoria, los hogares ajusten

sus preferencias de acuerdo a sus necesidades vitales, y disminuyan la frecuencia para calefacción y cocción de alimentos. No obstante, esto es difícil de estimar económicamente, y para simplificar la estimación de los costos sobre hogares de una interrupción de combustible, se optará por asumir que hogares mantienen la misma frecuencia en las actividades de calefacción y cocción.

41 op. cit.

42 Agostini, C., Plottier. M.C y Saavedra, E. (2009). La Demanda residencial por energía eléctrica en Chile.




85

cilindro, utilizando el promedio de los precios mensuales del último año anterior a la aplicación de

la encuesta CASEN 2006, es decir, entre Septiembre 2005 y Agosto 2006. Como se explicó en la

sección anterior, para este estudio se utilizó como dato de precio el del respectivo cilindro GLP

corriente en la Región Metropolitana43. A partir de este, se construyó un precio medio ponderado

(por consumo) para los cilindros de 5, 11 y 15 kilos. Como no se tiene información del precio del

GLP granel, se utilizó el precio del cilindro de 45 kilos en las estimaciones.

A partir de lo anterior, se imputó un precio de GLP a cada hogar. De esta manera, para aquellos

consumos menores a 5 kilos mensuales, se imputa el precio por kilo del cilindro de 5 kilos, para

consumos entre 6 y 11 kilos se imputa el precio por kilo del cilindro de 11 kilos, para consumos

entre 12 y 15 kilos se imputa el precio por kilo del cilindro de 15 kilos, y para aquellos consumos

mayores a 15 kilos se imputa el precio por kilo del cilindro de 45 kilos.

Entre las variables utilizadas en Agostini et. al (2009) para el la estimación de la demanda por GLP

y que se replican en esta estimación se encuentran algunos sustitutos del consumo GLP:

Kerosene, para el cual se construyó un precio medio por litro (Pglp), en base a la

información que entrega la CNE para cada región, en base a los precios mensuales

observados entre Septiembre 2005 y Agosto 2006.

Electricidad, para el cual se construyó un precio medio por KWh de energía eléctrica

consumida (Pele), por comuna, en base a la información del año 2006 que entregó la CNE

para este estudio, la cual contenía información anual de los ingresos totales y energía total

vendida de cada distribuidora eléctrica respecto de sus clientes residenciales BT1a.

Gas por red, para lo cual se incorporó tres variables dummy que eran igual a uno si el

hogar declaraba en la CASEN contar con gas natural (dgasnat), con gas de ciudad (dgasciu)

o con gas licuado (dgaslic) distribuido por red, respectivamente44.

Leña, para lo cual se incorporó una variable dummy (dleña) que era igual a uno si el hogar

declaraba en la CASEN ser consumidor de leña.

Con la información anterior se estimó, en primer lugar, una ecuación de demanda marshalliana

isoelástica (o de elasticidades constantes) para el consumo per cápita mensual de kilos de GLP en

el hogar. Es decir, la ecuación de demanda estimada fue la siguiente:

43 La correlación del precio del cilindro GLP corriente entre la Región Metropolitana y el resto de las

Regiones en Chile fue superior al 90% en la mayoría de los casos (salvo en las Regiones extremas de Chile, I, XV y XII, en las que solo fue superior al 70%).

44 En las estimaciones solamente se incorporaron aquellos hogares que declararon realizar un consumo

positivo de kilos de GLP al mes (1 o más), por lo que las variables dummy de gas de red permiten controlar por la existencia de este tipo de distribución de gas condicional a que el hogar ya es consumidor de GLP.




86

( ) ∑ ( )

∑

∑

∑

∑

∑

Donde es el consumo agregado de kilos GLP en el mes t,

es el precio del GLP en el mes t,

es el precio del kWh de energía eléctrica en el mes t,

es el precio del litro de kerosene en

el mes t,

es el precio de libro de petróleo diesel en el mes t, IA es el índice de actividad

utilizado en el mes t (IVCM en el caso del sector comercio, e IMACEC en el caso del sector

residencial), y Dk son variables dummy mensuales que toman el valor de 1 si la información

corresponde al mes k del año y el valor de cero en caso contrario, que tiene por objeto controlar

cambios en la demanda por razones estacionales.

Las estimaciones se realizaron mediante Mínimos Cuadrados Ordinarios, siguiendo la metodología

de Hendry para estimar modelos de series de tiempo que cumplan estándares mínimos

estadísticos que permitan garantizar que las estimaciones son consistentes y robustas para hacer

proyecciones fuera de muestra (es decir, que se cumplan los requisitos de exogeneidad débil y

fuerte del modelo. Se añade un anexo explicando la metodología). En dicha metodología se van

eliminando aquellas variables que no son estadísticamente significativas al 10% de significancia.

En base a este modelo, se estimó una elasticidad precio propia para el consumo per cápita del GLP

en cada hogar.

El costo de falla de asociado al consumo per cápita de cada hogar, se lo aproxima mediante la

siguiente ecuación:

( )

Donde x es la profundidad de la falla (5%, 10%, etc.) y es la elasticidad precio propia del GLP,

de largo plazo, calculada en el modelo de demanda. Esta ecuación aproxima el excedente total

bajo de la curva de demanda (en pesos), que el sector comercial o residencial pierde por tener que

restringir su consumo de GLP en x%, menos el precio del kilo de GLP 45.

45 Se asume que el racionamiento es eficiente, es decir, primero se raciona aquel consumo que está

dispuesto a pagar menos por cada kilo de GLP. Los valores calculados, por tanto, constituyen un piso para el verdadero valor del costo de falla.




87

Al dividir el Costo de Falla Total por la cantidad de kilos GLP racionados ( ), se obtiene el costo

de falla medio, expresado en pesos por kilo.

7.5.2 Costo de Falla de en el Transporte Particular

En el caso de los costos asociados a la pérdida de bienestar por la pérdida de tiempos de ocio

(aumento de los tiempos de transporte), son difíciles de valorar, ya que constituyen una pérdida

cuyo valor es subjetivo y por lo tanto es difícil de estimar en términos monetarios46.

Existen diversas metodologías para la estimación de esta pérdida de bienestar, tanto por una

aproximación mediante disposición a pagar por los hogares para mantener sus actuales tiempos

de ocio, o bien, por una valoración del ocio mediante un costo alternativo, en este caso, el

trabajo47.

En este caso, se optará por la metodología de estimar el aumento del tiempo de transporte a los

centros laborales, y valorizar este aumento de tiempo en términos de remuneraciones promedio

del país, a modo de estimar un hipotético costo alternativo al ocio.

La metodología específica seguirá las recomendaciones del estudio base “Desarrollo conceptual y

propuesta de metodología para calcular el costo de falta de suministro de hidrocarburos” *2+. Para

esto, se considerará lo siguiente:

El costo de falla de suministro para el transporte del sector residencial se calculará para las

principales ciudades del país, considerándose las ciudades de más de 100.000 habitantes.

El principal supuesto de la metodología utilizada corresponde a que aquellos viajes que se

realizan a diario por medio de transporte privado serán reemplazados por viajes por

medio de transporte público.

La metodología se basa principalmente en la información encontrada en las “Encuesta

Origen-Destino”, de la Secretaría de Planificación de Transporte (Sectra) realizada para las

principales ciudades. Considerando que no todas las ciudades de más de 100.000

habitantes cuentan con esta encuesta, se asumirá que los costos de transporte del sector

residencial son similares para ciudades de similares características (superficie y

habitantes). Las ciudades que cuentan con información son las siguientes:

46 Se asume el ocio como bien económico, que genera bienestar si el ingreso no disminuye cuando el ocio

aumenta.

47 Se asume también que las horas laborales no son disminuidas, y que lo que se ve afectado son las horas

de descanso y ocio de las personas.




88

Tabla 7.11: Ciudades que cuentan con Encuesta Origen Destino

Ciudad Región Habitantes (Censo 2002) Superficie [km²] Encuesta O-D

Gran Santiago RM 5.428.590 641,4 si

Gran Concepción VIII 887.831 258,4 si

Gran Valparaíso V 803.683 240,7 si

Gran La Serena IV 296.253 112,7 no

Antofagasta II 285.255 45,6 no

Gran Temuco IX 304.000 55,5 si

Conurbación Rancagua VI 236.363 70,4 no

Gran Iquique II 214.586 39,6 no

Talca VII 201.797 50 si

Arica XV 175.441 41,9 no

Puerto Montt X 175.140 41,2 si

Conurbación Chillán VIII 165.528 53,1 si

Los Ángeles VIII 138.856 32,4 si

Calama II 136.600 22,9 no

Copiapó III 134.531 47,8 no

Osorno X 132.245 31,8 si

Conurbación Quillota V 128.874 54 no

Valdivia XIV 127.750 43,9 si

Punta Arenas XII 116.005 39 si

Conurbación San Antonio V 106.101 52,7 si

Curicó VII 104.124 25,4 si

La metodología para calcular el costo de cada ciudad será la siguiente:

1. Para cada ciudad se recopilará la matriz origen destino para saber la totalidad de viajes

diarios entre las distintas zonas de una ciudad. El total de viajes en una ciudad es:

∑∑

Donde:

: Totalidad de viajes realizados en la ciudad

: Totalidad viajes realizados de la zona “k” a la zona “i”

2. Para cada ciudad se recopilará información sobre la tenencia de vehículos particulares en

cada hogar. Se asumirá que un 85% de los hogares que tiene vehículo lo utilizan para

viajes cotidianos.

http://es.wikipedia.org/wiki/Kil%C3%B3metro_cuadrado

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_del_Biob%C3%ADo

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Valpara%C3%ADso

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Coquimbo

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Antofagasta

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_la_Araucan%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_del_Libertador_General_Bernardo_O%27Higgins

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Tarapac%C3%A1

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_del_Maule

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Arica_y_Parinacota

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Los_Lagos



http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Antofagasta

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Atacama

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Los_Lagos


http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Los_R%C3%ADos

http://es.wikipedia.org/wiki/Regi%C3%B3n_de_Magallanes_y_la_Ant%C3%A1rtica_Chilena





89

3. De los dos puntos anteriores se obtendrá la cantidad de viajes realizados por vehículos

privados entre las distintas zonas de la ciudad. Estos corresponderán a los viajes que serán

reemplazados por transporte público en caso de crisis.

∑ ∑

Donde:

: Viajes realizados en vehículos particulares en la ciudad

: %Tenencia de vehículos en la zona “k”

: Totalidad viajes realizados de la zona k a la zona “i”

4. Se recopilará la matriz de tiempo de viaje entre distintas zonas de la ciudad, tanto para el

transporte público como para privado. Esto permitirá conocer la diferencia en el tiempo

de viaje al cambiar de transporte privado a público, según la zona de origen y de destino.

5. La diferencia en el tiempo de viaje, por la cantidad de viajes realizados en transporte

privado permitirá conocer el tiempo perdido en viajes por cambiar de transporte privado a

transporte público.

∑∑ ( )

Donde:

: Tiempo perdido en caso de falla del suministro, por cambio de transporte

privado a transporte público

: Viajes realizados en vehículos particulares desde la zona k a la zona i

: Tiempo de viaje en transporte público desde la zona k a la zona i

: Tiempo de viaje en transporte particular desde la zona k a la zona i

6. Se recopilará información sobre los ingresos promedios de cada zona de la ciudad. Este

valor se divide por las horas laborales mensuales (192 horas), para obtener una

valorización del tiempo productivo, por hora. El valor del tiempo no productivo equivale a

un 35% del sueldo48.

7. Se recopila información sobre la distribución del total de viajes, entre viajes realizados por

motivos de trabajo, y viajes realizados por otros motivos.

48 Fuente: “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro

de hidrocarburos” *2+




90

8. El costo total del tiempo perdido en caso de falla por ciudad estará dado por la siguiente

expresión:

∑( ) ( )

Donde:

: Costo de falla diario por tiempo perdido en caso de falla del suministro

: Tiempo perdido en la zona k por cambio de transporte privado a público

: % de viajes realizados por motivos productivos (al trabajo)

: Ingreso ponderado por hora en la zona k

: % de viajes realizados por motivos no productivos

9. Finalmente, para calcular el costo diario por litro reducido, por cada ciudad, se asume que

el número de litros reducidos (o restringidos), es el número de litros que se gastan en los

viajes realizados actualmente en vehículos particulares, y que en un escenario de

restricción de suministro de combustible, se realizarían en transporte público.

⁄

(∑ ∑ )

Donde:

⁄ : Costo de falla diario por litro de combustible reducido.

: Costo de falla diario por tiempo perdido en caso de falla de suministro

: Viajes realizados en vehículos particulares desde la zona k a la zona i

: Tiempo de viaje en transporte particular desde la zona k a la zona i

: Velocidad media vehículos. Esta velocidad es de 19,5 km/h. Fuente:

Construcción de planes estratégicos de desarrollo del STU del Gran

Valparaíso, Primera etapa.

: Rendimiento medio vehículos, por tipo de combustible.

Este costo corresponderá al valor asociado a la falla del total de combustibles utilizados por

particulares. De la metodología presentada se deduce que el costo es lineal con respecto a la

profundidad y a la duración de la falla, por lo que el costo en los distintos escenarios se calculan

directamente a partir de esta metodología.




91


Al igual que el módulo Comercio, el modelo propuesto presenta las limitaciones propias de la

información disponible. De la Encuesta CASEN se obtiene el consumo en Kilos de GLP, pero no el

gasto asociado a este consumo, lo cual significa estimar a través de precios promedios, y por tanto

es una aproximación al gasto realizado por los hogares.

Un supuesto fuerte que debe ser trabajado posteriormente, mediante el levantamiento de

encuesta al sector Residencial, es la sustitución que asume el modelo presentado en este trabajo,

entre GLP y electricidad.

Se asume implícitamente que el costo de falla, es la pérdida del excedente asociado al consumo de

GLP. Pero a lo anterior, se le debe sumar el costo/beneficio de trasladar ese consumo a otro

energético, como puede ser electricidad u otro.

A pesar de lo anterior, la elasticidad estimada de demanda de GLP por parte del sector Residencial

es una buena aproximación, y metodológicamente sigue líneas de trabajo que se han realizado con

anterioridad.

En cuanto a la metodología para el transporte residencial, ésta presenta las siguientes

limitaciones.

El cálculo de costo de falla se basa en el supuesto que en caso de falla los usuarios de

transporte residencial particular deberán reemplazar su modo de desplazamiento habitual

por transporte público. Esto asume que en caso de falla se generará un plan de

contingencia que reforzará el transporte público (al privilegiar la distribución de

combustibles al transporte público por sobre el transporte privado). El costo no considera

el caso en que el usuario deba movilizarse a pie por falta de suministro de combustibles

incluso para el transporte público.

El cálculo del costo de falla considera únicamente el valor del tiempo perdido por el

usuario de transporte particular al verse en la necesidad de cambiar a transporte público.

No considera el ahorro en la compra de combustibles ni el costo del transporte público.

El costo se calcula únicamente considerando las grandes ciudades de Chile, es decir,

ciudades da más de 100.000 habitantes. Dado que es principalmente en estas ciudades

donde el transporte particular puede ser reemplazado con transporte público.




92

7.5.4 Fuentes de Información – Sector Residencial

Balance Nacional de Energía – Ministerio de Energía

Encuesta CASEN 2006

Precio mensual regional de combustibles líquidos (SERNAC) – CNE

Costos de electricidad para clientes regulados – Empresas distribuidoras varias

Encuesta Origen Destino – SECTRA

Consumo GLP Comercial y Residencial de acuerdo al tipo de cilindro de GLP consumido (5

kilos, 11 kilos, 15 kilos, 45 kilos y granel): Información entregada por la CNE.

Información de Precio de GLP: Web CNE

Información de Precio del Kerosene doméstico y el precio del Petróleo Diesel: Web CNE

Precio Energía Eléctrica: Web CNE

Índice de Precios al por Mayor (IPM): Web INE

Índice de Ventas de Comercio al por menor: Web INE

Indicador Mensual de Actividad Económica (IMACEC): Web INE

7.6 Comparación entre las Metodologías utilizadas para los Sectores

Sector Industrial

Sector Transporte Sector Comercial

Sector Residencial

Análisis por Tipo de Combustible

Sí Sí Sí Sí

Combustibles Analizados

- Diesel - Gasolina - Petróleo Crudo - Gas Licuado - Kerosene - Petróleo Combustible - Gas de Refinería

- Diesel - Petróleo Combustible - Kerosene Aviación

- Gas Licuado - Gas Licuado - Gasolina - Diesel

¿Análisis de Subsectores?

Subsectores según el BNE

Transporte de carga terrestre,

aéreo y marítimo, y Transporte de

pasajeros interurbano

Sólo Gran Comercio

Sector Residencial Urbano

Metodología de obtención de la información

Encuesta Modelo de estimación y

encuesta

Modelo de estimación

Modelo de estimación

¿Utiliza matriz insumo producto?

No Si, en el modelo No No




93

7.7 Costo total sobre la economía

7.7.1 Metodología para agregar los datos obtenidos

La información obtenida para los diferentes sectores, utilizando diferentes metodologías

(encuestas, modelos matemáticos, disposición a pagar, etc.), para cada uno de los escenarios

propuestos, corresponderá al “costo de falla de combustibles”, la cual será expresada en unidades

de $/lt de combustible, por lo cual se debe establecer una metodología que vaya agrupando toda

la información levantada para llegar a un valor de “costo de falla país para cada uno de los

escenarios propuestos”.

Esta metodología debe ser válida para agrupar datos dentro de un mismo subsector (agregando

diferentes encuestas49), como para agregar resultados entre subsectores. El equipo consultor

considera que la metodología adecuada para agregar resultados es mediante la ponderación

según el consumo energético, es decir, que los resultados obtenidos de una encuesta que tiene un

consumo neto de combustible mayor, tiene un peso mayor a cuando se agrega información de una

industria que tiene un consumo neto de combustible menor (promedio ponderado)50. Esto último

también apoya el enfoque de encuestar aquellas industrias que concentren un porcentaje

importante del consumo de combustible de cada subsector (80% a 90% del consumo de

combustible del subsector), debido a que, a pesar que puede haber un número importante de

industrias que queden fuera de la muestra, su ponderación será relativamente baja al momento

de agregar la información levantada.

49 Considerando solamente las encuestas validadas correctamente.

50 Como se dijo anteriormente, esta metodología aplica tanto para agregar información entre encuestas

como para agregar datos entre diferentes sectores de la economía.




94

8 Valorización Sectorial del Costo de Interrupción

8.1 Sector Industrial

A la fecha de entrega del presente informe, se ha podido encuestar y procesar exitosamente a un

total de 38 empresas, sobre un universo de 110 empresas. El desglose por subsector de estas 38

empresas se desglosa a continuación:

Cobre : 12

Hierro : 1

Papel y Celulosa : 13

Petroquímica : 2

Cemento : 2

Industrias Varias : 7

Minas Varias : 1

De este total de 38 empresas, según la información relevada de la encuesta, 8 de ellas no se verían

afectadas directamente51 por una falla en el suministro de combustibles derivados del petróleo,

debido a que sus procesos dependen exclusivamente de otras fuentes energéticas, como la

Electricidad o el Gas Natural.

Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Sector Industrial se

resumen en la Tabla 8.1, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para los diferentes

combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.

51 En la metodología del Sector Industrial y del Sector Transporte, se indica que los costos indirectos de la

industria serán asignados al Sector Transporte.




95

Tabla 8.1: Costo de Falla Para el Sector Industrial.

Escenario Diesel Gasolina Petróleo Crudo

Gas Licuado

Kerosene Petróleo Combustible

Gas de Refinería

CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt

30 días, 30% 13.143 - - 160 2.582 11.411 209

30 días, 60% 16.037 - - 44.861 2.969 13.993 175

30 días, 100% 16.897 - - 41.068 3.124 13.167 161

60 días, 30% 16.615 - - 45.478 2.588 13.477 209

60 días, 60% 18.636 - - 46.047 3.017 14.131 175

60 días, 100% 18.391 - - 42.367 3.188 13.012 161

90 días, 30% 17.114 - - 46.314 2.589 13.968 209

90 días, 60% 19.024 - - 46.496 3.033 14.235 175

90 días, 100% 19.031 - - 42.959 3.210 13.501 161

Fuente: Elaboración Propia

Pérdidas Monetarias del Sector

Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector

Industrial, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos monetarios, dados

por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que se vería restringido

en cada caso de falla.

Tabla 8.2: Costos Monetarios Para el Sector Industrial en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% 779,8 - - 1,1 2,9 200,8 1,3

30 días, 60% 1.903,0 - - 604,3 6,6 492,4 2,2

30 días, 100% 3.341,6 - - 922,0 11,6 772,3 3,5

60 días, 30% 1.971,5 - - 612,6 5,7 474,3 2,7

60 días, 60% 4.422,7 - - 1.240,6 13,4 994,6 4,5

60 días, 100% 7.274,2 - - 1.902,4 23,6 1.526,4 6,9

90 días, 30% 3.046,2 - - 935,8 8,6 737,4 4,0

90 días, 60% 6.772,3 - - 1.879,0 20,2 1.502,9 6,7

90 días, 100% 11.291,3 - - 2.893,4 35,7 2.375,7 10,4





96

Costo de Falla Esperado para el Sector Industrial

Realizando el cálculo de la esperanza del Costo de Falla para el Sector Industrial, utilizando los

valores obtenidos de la Tabla 8.1, y de las probabilidades de ocurrencia de cada uno de los

escenarios, presentadas en el punto 7.1.4, se obtiene la Tabla 8.3:

Tabla 8.3: Esperanza del Costo de Falla Para el Sector Industrial.

Diesel Gasolina Petróleo Crudo

Gas Licuado


Gas de Refinería


14.418 - - 14.697 2.677 12.165 201


8.1.1 Resultados Subsector de la Industria del Cobre

Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector de la Industria

del Cobre se pude resumir en la Tabla 8.4, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para

los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.

Tabla 8.4: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Cobre.


Gas Licuado


Gas de Refinería


30 días, 30% 21.909 - - - 12.884 12.952 -

30 días, 60% 25.807 - - 1.449 14.814 16.330 -

30 días, 100% 26.658 - - 1.738 15.584 17.428 -

60 días, 30% 25.853 - - 3.863 12.910 16.799 -

60 días, 60% 27.906 - - 3.380 15.053 18.246 -

60 días, 100% 27.400 - - 2.318 15.907 17.995 -

90 días, 30% 25.880 - - 3.863 12.918 16.807 -

90 días, 60% 27.968 - - 3.380 15.132 18.251 -

90 días, 100% 27.647 - - 2.511 16.015 18.189 -


Debe hacerse hincapié en que el costo de falla presentado es unitario, por litro de combustible (o

por kilo, según se indica). Los altos costos calculados se respaldan en que las empresas del sector

tienen un valor considerable de ventas anuales, y frente a cualquier escenario de falla de

combustibles, dado el alto volumen de producción y consumos energéticos, no permite el

almacenamiento de insumos, productos ni combustibles, con lo cual una baja en sus combustibles

se traduce inmediatamente en pérdidas de producción.




97

Adicionalmente, se debe considerar que en la elaboración de los productos a la venta, se ven

involucrados todos los combustibles listados a lo largo de la línea de producción, con lo cual una

disminución en el suministro de cualquier combustible tiene el mismo efecto monetario en las

ventas.

Como consecuencia de lo anterior, si el efecto monetario en la reducción de las ventas para dos

combustibles es exactamente el mismo, dado que el costo de falla se calcula como el cociente

entre la reducción de las ventas y la cantidad de combustible no suministrado, entonces el costo

de falla será mayor para aquel combustible que se utiliza en menor cantidad (explicando los altos

costos para la Gasolina, el Gas Licuado y el Kerosene).

Pérdidas Monetarias del Subsector

Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector de la

Industria del Cobre, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos

monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que

se vería restringido en cada caso de falla.

Tabla 8.5: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria Cobre en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% 631 - - - 2,9 51 -

30 días, 60% 1.486 - - 0,3 6,6 127 -

30 días, 100% 2.559 - - 0,6 11,6 227 -

60 días, 30% 1.489 - - 0,8 5,7 131 -

60 días, 60% 3.214 - - 1,3 13,4 285 -

60 días, 100% 5.260 - - 1,5 23,6 468 -

90 días, 30% 2.236 - - 1,2 8,6 197 -

90 días, 60% 4.832 - - 2,0 20,2 427 -

90 días, 100% 7.961 - - 2,5 35,6 710 -


Representatividad de la Muestra en el Subsector

En la Tabla 8.6 se presenta una comparación entre los consumos relevados en las empresas de la

muestra del presente subsector y el consumo total sectorial dado por el BNE 2009.




98

Tabla 8.6: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Cobre.

Combustible Muestra BNE 2009

Diesel 142.896,3 m3 1.167,88 miles m3

Gasolina - m3 - miles m3

Petróleo Crudo - m3 - miles m3

Gas Licuado 309,7 Ton 4,05 miles Ton

Kerosene 1.012,2 m3 9,02 miles m3

Petróleo Combustible 17.619,2 Ton 158,32 miles Ton

Gas de Refinería - m3 - miles m3


Realizando una comparación del consumo total energético, utilizando como base común para

todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 1.506 Tcal,

mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 12.486 Tcal, con lo cual representa

un 12,1% del consumo total.

8.1.2 Resultados Subsector de la Industria del Hierro


del Hierro se pude resumir en la Tabla 8.7, donde se presenta los resultados del Costo de Falla

para los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.

Tabla 8.7: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Hierro.


Gas Licuado


Gas de Refinería


30 días, 30% 218,75 - - - - - -

30 días, 60% 218,75 - - - - - -

30 días, 100% 218,75 - - - - - -

60 días, 30% 218,75 - - - - - -

60 días, 60% 218,75 - - - - - -

60 días, 100% 218,75 - - - - - -

90 días, 30% 218,75 - - - - - -

90 días, 60% 218,75 - - - - - -

90 días, 100% 218,75 - - - - - -





99



Industria del Hierro, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos



Tabla 8.8: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria Hierro en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% 0,16 - - - - - -

30 días, 60% 0,32 - - - - - -

30 días, 100% 0,54 - - - - - -

60 días, 30% 0,32 - - - - - -

60 días, 60% 0,64 - - - - - -

60 días, 100% 1,07 - - - - - -

90 días, 30% 0,48 - - - - - -

90 días, 60% 0,97 - - - - - -

90 días, 100% 1,61 - - - - - -


Representatividad de la Muestra en el Subsector



Tabla 8.9: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Hierro.


Diesel 29.847,85 m3 29,85 miles m3



Gas Licuado - Ton 0,15 miles Ton

Kerosene - m3 - miles m3

Petróleo Combustible - Ton 2,75 miles Ton




todos los combustibles el consumo en Tcal, resulta que la muestra tiene un total de 273,3 Tcal,




100

mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 304,0 Tcal, con lo cual representa

un 89,9% del consumo total.

8.1.3 Resultados Subsector de la Industria del Papel y la Celulosa


del Papel y la Celulosa se pude resumir en la Tabla 8.10, donde se presenta los resultados del

Costo de Falla para los diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como

análisis.

Tabla 8.10: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Papel y la Celulosa.


Gas Licuado


Gas de Refinería


30 días, 30% 295.288 - - - - 22.771 -

30 días, 60% 295.634 - - 985.209 - 22.837 -

30 días, 100% 273.938 - - 901.485 - 20.808 -

60 días, 30% 298.826 - - 998.002 - 22.831 -

60 días, 60% 300.732 - - 1.010.714 - 22.878 -

60 días, 100% 279.649 - - 929.924 - 20.843 -

90 días, 30% 302.927 - - 1.016.428 - 23.125 -

90 días, 60% 302.431 - - 1.020.608 - 22.892 -

90 días, 100% 282.427 - - 942.906 - 20.936 -




Industria del Papel y la Celulosa, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los

costos monetarios, dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el

combustible que se vería restringido en cada caso de falla.




101

Tabla 8.11: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria del Papel y la Celulosa en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% 84,4 - - - - 129,7 -

30 días, 60% 169,0 - - 572,0 - 260,2 -

30 días, 100% 261,0 - - 872,3 - 395,1 -

60 días, 30% 170,9 - - 579,4 - 260,1 -

60 días, 60% 343,9 - - 1.173,6 - 521,3 -

60 días, 100% 533,0 - - 1.799,6 - 791,6 -

90 días, 30% 259,8 - - 885,2 - 395,2 -

90 días, 60% 518,8 - - 1.777,6 - 782,5 -

90 días, 100% 807,4 - - 2.737,1 - 1.192,7 -


Representatividad Sectorial de la Muestra



Tabla 8.12: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Papel y la Celulosa.


Diesel 3.925,06 m3 11,59 miles m3










mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 2.674 Tcal, con lo cual representa

un 18,2% del total.




102

8.1.4 Resultados Subsector de la Industria Petroquímica


Petroquímica se pude resumir en la Tabla 8.13, donde se presenta los resultados del Costo de Falla


Tabla 8.13: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria Petroquímica.


Gas Licuado


Gas de Refinería


30 días, 30% - - - - - - 208,67

30 días, 60% - - - - - - 174,68

30 días, 100% - - - - - - 161,24

60 días, 30% - - - - - - 208,67

60 días, 60% - - - - - - 174,68

60 días, 100% - - - - - - 161,24

90 días, 30% - - - - - - 208,67

90 días, 60% - - - - - - 174,68

90 días, 100% - - - - - - 161,24




Industria Petroquímica, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos






103

Tabla 8.14: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria Petroquímica en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% - - - - - - 1,342

30 días, 60% - - - - - - 2,247

30 días, 100% - - - - - - 3,457

60 días, 30% - - - - - - 2,684

60 días, 60% - - - - - - 4,494

60 días, 100% - - - - - - 6,914

90 días, 30% - - - - - - 4,026

90 días, 60% - - - - - - 6,741

90 días, 100% - - - - - - 10,371





Tabla 8.15: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria Petroquímica.


Diesel 8,21 m3 0,15 miles m3

Gasolina 3,38 m3 - miles m3




Petróleo Combustible - Ton - miles Ton

Gas de Refinería 260.840,00 m3 260,84 miles m3




mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 9,2 Tcal, con lo cual representa un

14,1% del total.




104

8.1.5 Resultados Subsector de la Industria del Cemento


del Cemento se pude resumir en la Tabla 8.16, donde se presenta los resultados del Costo de Falla


Tabla 8.16: Costo de Falla Para el Subsector de la Industria del Cemento.


Gas Licuado


Gas de Refinería


30 días, 30% - - - - - 477,81 -

30 días, 60% - - - - - 477,81 -

30 días, 100% - - - - - 406,14 -

60 días, 30% - - - - - 477,81 -

60 días, 60% - - - - - 477,81 -

60 días, 100% - - - - - 406,14 -

90 días, 30% - - - - - 451,26 -

90 días, 60% - - - - - 451,26 -

90 días, 100% - - - - - 398,17 -










105

Tabla 8.17: Costos Monetarios Para el Sector de la Industria del Cemento en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% - - - - - 0,93 -

30 días, 60% - - - - - 1,86 -

30 días, 100% - - - - - 2,63 -

60 días, 30% - - - - - 1,86 -

60 días, 60% - - - - - 3,72 -

60 días, 100% - - - - - 5,27 -

90 días, 30% - - - - - 2,63 -

90 días, 60% - - - - - 5,27 -

90 días, 100% - - - - - 7,74 -





Tabla 8.18: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industria del Cemento.


Diesel - m3 11,17 miles m3



Gas Licuado - Ton 0,57 miles Ton







mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 937,2 Tcal, con lo cual representa

un 88,4% del total.




106

8.1.6 Resultados Subsector Industrias Varias

Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector Industrias Varias

se pude resumir en la Tabla 8.19, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para los

diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.

Tabla 8.19: Costo de Falla Para el Subsector Industrias Varias.


Gas Licuado


Gas de Refinería


30 días, 30% 226 - - - - - -

30 días, 60% 3.221 - - - - 8.430 -

30 días, 100% 4.953 - - - - 6.647 -

60 días, 30% 4.948 - - - - 5.408 -

60 días, 60% 8.092 - - - - 6.800 -

60 días, 100% 8.459 - - - - 5.183 -

90 días, 30% 6.443 - - - - 7.285 -

90 días, 60% 9.211 - - - - 7.291 -

90 días, 100% 10.072 - - - - 7.164 -



Para contrastar los altos costos de falla con el impacto monetario real que tiene en el Sector

Industrias Varias, para cada combustible en cada escenario, se ha calculado los costos monetarios,

dados por la multiplicación de los respectivos costos de falla por el combustible que se vería

restringido en cada caso de falla.




107

Tabla 8.20: Costos Monetarios Para el Sector Industrias Varias en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% 4,0 - - - - - -

30 días, 60% 114,9 - - - - 56,7 -

30 días, 100% 294,6 - - - - 74,5 -

60 días, 30% 176,6 - - - - 36,4 -

60 días, 60% 577,5 - - - - 91,4 -

60 días, 100% 1.006,2 - - - - 116,1 -

90 días, 30% 344,9 - - - - 73,5 -

90 días, 60% 986,0 - - - - 147,0 -

90 días, 100% 1.797,1 - - - - 240,8 -





Tabla 8.21: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Industrias Varias.


Diesel 2.587,38 m3 723,59 miles m3



Gas Licuado 7.236,35 Ton 240,31 miles Ton

Kerosene - m3 29,56 miles m3






mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 11.230,0 Tcal, con lo cual

representa un 1,2% del total.




108

8.1.7 Resultados Subsector Minas Varias

Los resultados obtenidos en el levantamiento de la información para el Subsector Minas Varias se

pude resumir en la Tabla 8.22, donde se presenta los resultados del Costo de Falla para los

diferentes combustibles utilizados, en los 9 escenarios planteados como análisis.

Tabla 8.22: Costo de Falla Para el Subsector Minas Varias.


Gas Licuado


Gas de Refinería


30 días, 30% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

30 días, 60% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

30 días, 100% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

60 días, 30% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

60 días, 60% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

60 días, 100% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

90 días, 30% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

90 días, 60% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -

90 días, 100% 3.552 - - 18.885 - 3.181 -










109

Tabla 8.23: Costos Monetarios Para el Sector Minas Varias en Caso de Falla (en miles de millones de CLP).


Gas Licuado


Gas de Refinería

30 días, 30% 33,1 - - 1,0 - 4,0 -

30 días, 60% 66,3 - - 2,1 - 8,0 -

30 días, 100% 110,5 - - 3,4 - 13,3 -

60 días, 30% 66,3 - - 2,1 - 8,0 -

60 días, 60% 132,6 - - 4,1 - 16,0 -

60 días, 100% 221,0 - - 6,8 - 26,6 -

90 días, 30% 99,4 - - 3,1 - 12,0 -

90 días, 60% 198,9 - - 6,2 - 24,0 -

90 días, 100% 331,4 - - 10,3 - 40,0 -





Tabla 8.24: Comparación de consumos de combustibles entre la muestra relevada y el BNE. Sector Minas Varias.


Diesel 5.641,22 m3 378,39 miles m3



Gas Licuado 1.133,42 Ton 2,20 miles Ton

Kerosene - m3 6,42 miles m3






mientras que el total del presente sector tiene un consumo de 4.083,7 Tcal, con lo cual representa

un 3,1% del total.




110

8.2 Sector Transporte

8.2.1 Costo directo del sector transporte

Los costos de falla directos en $/litros de combustibles asociados al sector transporte son

calculados de acuerdo a la metodología propuesta.

Se consideran los consumos de combustibles presentados en el BNE 2009. Para realizar la

desagregación del consumo del sector Caminero Buses con el sector Caminero Camiones, se utiliza

[18].

Se considera que los transportes Ferroviario, Caminero Buses y Caminero Carga consumen diesel;

el sector de transporte Naviero consume petróleo combustible y diesel y el sector transporte

Aéreo consumo kerosene de aviación.

La siguiente tabla muestra el costo de falla por unidad de combustible que se deja de abastecer a

cada uno de los subsectores.

Tabla 8.25: Costo de falla en [CLP/l] de combustible que se deja de suministrar a los subsectores del transporte.

Ferroviario Caminero Buses

Caminero Camiones

Navieros (diesel)

Navieros (p. combustible)

Aéreo

CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / lt CLP / lt

30 días, 30% 868,8 938,7 744,5 0 0 635,3

30 días, 60% 1411,7 938,7 744,5 920,2 293,2 774,5

30 días, 100% 1628,9 938,7 744,5 1380,4 439,8 804,5

60 días, 30% 1411,7 938,7 744,5 920,2 293,2 774,5

60 días, 60% 1683,2 938,7 744,5 1495,4 476,4 811,9

60 días, 100% 1791,8 938,7 744,5 1725,5 549,7 826,9

90 días, 30% 1592,7 938,7 744,5 1303,7 415,3 799,5

90 días, 60% 1773,7 938,7 744,5 1687,1 537,5 824,4

90 días, 100% 1846,1 938,7 744,5 1840,5 586,3 834,4

Del cuadro anterior se aprecia que para el caso del transporte caminero, el costo de falla por litro

de combustible es constante para los distintos escenarios. Esto se produce debido a que en éste

subsector los costos variables son predominantes frente a los costos fijos.

Agregando los costos de falla por combustible, se obtienen los siguientes costos directos de falla

para cada unos de los tres combustibles mayoritarios consumidos por el sector transporte para

cada uno de los escenarios considerados.




111

Tabla 8.26: Costo de falla directo en [CLP/l] de combustible que se deja de suministrar al sector transporte.

Costo de falla directo

Diesel Petróleo comb. Kerosene aviación

CLP / lt CLP / lt CLP / lt

30 días, 30% 748 0 635,3

30 días, 60% 862,4 293,2 774,5

30 días, 100% 918,7 439,8 804,5

60 días, 30% 862,4 293,2 774,5

60 días, 60% 932,8 476,4 811,9

60 días, 100% 960,9 549,7 826,9

90 días, 30% 909,3 415,3 799,5

90 días, 60% 956,3 537,5 824,4

90 días, 100% 975 586,3 834,4

Este costo es obtenido a nivel país, y resulta complejo el desagregarlo a nivel geográfico debido a

la naturaleza móvil de los consumos del sector transporte. Si bien, una empresa de transporte,

teóricamente se puede localizar geográficamente, sus máquinas pueden encontrarse en otra zona

geográfica al momento de la restricción.

8.2.2 Costo indirecto del sector transporte

Como ya fue indicado, el costo indirecto del sector transporte se descompone en dos costos

independientes: el costo que sufren las empresas por no poder vender lo que han producido y el

costo que implica para las empresas el no poder producir debido a falta de insumos

La siguiente tabla muestra el costo de falla a nivel país producto de no poder vender la producción

debido a la falta de disponibilidad.




112

Tabla 8.27: Costos de falla indirectos [CLP/l] provocados por la falta de transporte para la venta de la producción de los sectores productivos

Diesel Petróleo combustible Kerosene aviación

CLP/l CLP/l CLP/l

30 días, 30% 29,9 3,3 11,3

30 días, 60% 46,6 5,2 17,6

30 días, 100% 25,4 2,8 9,6

60 días, 30% 31,6 3,5 11,9

60 días, 60% 30,5 3,4 11,5

60 días, 100% 44,2 5,0 16,7

90 días, 30% 46,2 5,2 17,4

90 días, 60% 42,5 4,8 16,0

90 días, 100% 60,6 6,8 22,8

La siguiente tabla muestra el costo de falla a nivel país producto de no poder producir debido a la

falta de insumos, provocada por la disminución de disponibilidad de transporte.

Tabla 8.28: Costos de falla indirectos [CLP/l] provocados por la falta de transporte para los insumos de los sectores productivos

Diesel Petróleo combustible Kerosene aviación

CLP/l CLP/l CLP/l

30 días, 30% 39,8 4,5 14,8

30 días, 60% 51,6 5,8 19,2

30 días, 100% 74,3 8,3 27,7

60 días, 30% 43,4 4,9 16,2

60 días, 60% 60,3 6,7 22,5

60 días, 100% 98,1 11,0 36,6

90 días, 30% 59,2 6,6 22,1

90 días, 60% 80,6 9,0 30,1

90 días, 100% 99,3 11,1 37,0




113

8.3 Sector Comercial

A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo de cilindros de 5,

11 y 15 kilos, para el sector Comercial (LQ0515 corresponde al logaritmo del consumo de los

cilindros de 5, 11 y 15 kilos; LP0515R corresponde al logaritmo del precio ponderado de los

cilindros de 5, 11 y 15 kilos; LPELER corresponde al logaritmo del precio de la energía eléctrica;

LIVCM corresponde al logaritmo del IVCM; D1 a D10 corresponden a variables dummies

mensuales; C es la constante).

Dependent Variable: LQ0515 Method: Least Squares

Date: 12/21/11 Time: 16:11

Sample (adjusted): 2007M05 2011M04

Included observations: 48 after adjustments HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed

bandwidth = 4.0000) Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. C 8.192288 0.487708 16.79754 0.0000

LP0515R(-3) -0.798818 0.212369 -3.761470 0.0007

LP0515R(-4) 0.533497 0.175749 3.035568 0.0047 LPELER(-1) -0.287894 0.063182 -4.556557 0.0001

LIVCM 0.648390 0.081673 7.938895 0.0000

D1 0.122148 0.034687 3.521472 0.0013

D2 0.144918 0.044784 3.235936 0.0028 D3 0.144072 0.035662 4.039875 0.0003

D4 0.189762 0.034827 5.448715 0.0000

D5 0.336891 0.034874 9.660335 0.0000

D6 0.402863 0.039726 10.14114 0.0000 D7 0.466907 0.036438 12.81384 0.0000

D8 0.427377 0.038760 11.02611 0.0000

D9 0.230622 0.033257 6.934536 0.0000

D10 0.175685 0.026858 6.541214 0.0000 R-squared 0.958183 Mean dependent var 8.701445

Adjusted R-squared 0.940443 S.D. dependent var 0.158197

S.E. of regression 0.038607 Akaike info criterion -3.420464 Sum squared resid 0.049186 Schwarz criterion -2.835714

Log likelihood 97.09114 Hannan-Quinn criter. -3.199486

F-statistic 54.01128 Durbin-Watson stat 1.807026

Prob(F-statistic) 0.000000

Como se puede apreciar, todas las variables estimadas son estadísticamente significativas al 5%.

El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de -0.7988 +

0.5334 = -0.2654. De acuerdo a este modelo, la electricidad es un bien complementario al

consumo de GLP señalado en el sector comercial. Asimismo, el consumo de GLP señalado

aumenta mientras mayor es la actividad económica del sector comercial.




114

A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo a granel y de

cilindros de 45 kilos, para el sector Comercial (LQ45GR corresponde al logaritmo del consumo de

los cilindros de 45 kilos y granel; LP45R corresponde al logaritmo del precio de los cilindros de 45

kilos; LPKERR corresponde al logaritmo del precio del litro de kerosene; D1 a D10 corresponden a

variables dummies mensuales; C es la constante).

Dependent Variable: LQ45GR Method: Least Squares

Date: 12/21/11 Time: 11:54

Sample (adjusted): 2007M04 2011M04

Included observations: 49 after adjustments HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed


LQ45GR(-1) 0.443329 0.089072 4.977176 0.0000

LP45R(-3) -0.633279 0.169328 -3.739964 0.0006 LPKERR(-1) -0.435793 0.196580 -2.216876 0.0329

LPKERR(-2) 0.767671 0.242176 3.169883 0.0031

D1 -0.066522 0.018296 -3.635839 0.0008

D3 0.183766 0.020587 8.926393 0.0000 D5 0.184028 0.031770 5.792590 0.0000

D6 0.226498 0.055531 4.078773 0.0002

D7 0.199093 0.042825 4.648994 0.0000

D8 0.095006 0.058366 1.627760 0.1121 D11 -0.112911 0.029755 -3.794663 0.0005

R-squared 0.890632 Mean dependent var 9.142692

Adjusted R-squared 0.858118 S.D. dependent var 0.178718 S.E. of regression 0.067318 Akaike info criterion -2.349884

Sum squared resid 0.167674 Schwarz criterion -1.886581

Log likelihood 69.57215 Hannan-Quinn criter. -2.174107

F-statistic 27.39169 Durbin-Watson stat 1.784807 Prob(F-statistic) 0.000000

Como se puede apreciar, todas las variables estimadas son estadísticamente significativas al 5%

(salvo D8). El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de -

0.6332 / (1 – 0.4433 ) = -1.1374. De acuerdo a este modelo, el kerosene es un bien sustituto (en el

largo plazo) al consumo de GLP señalado en el sector comercial.52

52 La elasticidad precio del Kerosene en el largo plazo es igual a ( -0.4357 + 0.7676 ) / (1 – 0.4433 ) = 0.5962.




115

8.3.1 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Comercial

Cilindros Elasticidad Precio Consumo

(kilos) Largo Plazo (pesos/Kilo) (tons)

05 - 11 - 15 -0,2654 812,7 6.640,4

45 - granel -1,1374 768,9 9.086,6

Cilindros COSTO FALLA TOTAL (pesos) COSTO FALLA MEDIO (pesos / Kilo)

(kilos) 30% 60% 100% 30% 60% 100%

05 - 11 - 15 915.022.966 3.660.091.863 10.166.921.843 459 919 1.531

45 - granel 276.405.330 1.105.621.318 3.071.170.328 101 203 338

OBS (1): Corresponde al precio promedio de los meses de Mayo 2010 a Abril 2011 utilizados en las estimaciones. OBS (2): Corresponde al consumo promedio mensual de los meses de Mayor 2010 a Abril 2011.




116

8.4 Sector Residencial

En la siguiente tabla se muestran los costos de falla totales para el sector residencial.

Tabla 8.29: Costo de Falla Para el Sector Residencial.

Escenario Diesel Gasolina Gas Licuado

CLP / lt CLP / lt CLP / kg

30 días, 30% 324,72 240,96 171,27

30 días, 60% 649,44 481,92 342,17

30 días, 100% 1.082,40 803,21 570,18

60 días, 30% 324,72 240,96 171,27

60 días, 60% 649,44 481,92 342,17

60 días, 100% 1.082,40 803,21 570,18

90 días, 30% 324,72 240,96 171,27

90 días, 60% 649,44 481,92 342,17

90 días, 100% 1.082,40 803,21 570,18


8.4.1 Costo de Falla de Gas Licuado en los Hogares

A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo de cilindros de 5,

11 y 15 kilos, para el sector Residencial (LQ0515RES corresponde al logaritmo del consumo de los

cilindros de 5, 11 y 15 kilos en el sector residencial; LP0515RES corresponde al logaritmo del precio

ponderado de los cilindros de 5, 11 y 15 kilos para el sector residencial; LPKERR corresponde al

logaritmo del precio del litro de kerosene; LPELER corresponde al logaritmo del precio del KWh de

energía eléctrica; LPPETR corresponde al logaritmo del precio del litro de petróleo combustible;

D1 a D10 corresponden a variables dummies mensuales; C es la constante).




117

Dependent Variable: LQ0515RES

Method: Least Squares

Date: 12/21/11 Time: 21:03 Sample (adjusted): 2007M05 2011M04

Included observations: 48 after adjustments

HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed


LQ0515RES(-1) -0.297355 0.100298 -2.964721 0.0057

LQ0515RES(-3) 0.313693 0.090963 3.448574 0.0016

LQ0515RES(-4) 0.409365 0.134786 3.037157 0.0047

LP0515RES(-1) -0.349495 0.162600 -2.149412 0.0393 LPKERR(-1) -0.565269 0.141598 -3.992073 0.0004

LPELER(-3) -0.221729 0.051785 -4.281699 0.0002

LPPETR(-1) 0.519214 0.184278 2.817562 0.0082

D3 0.255469 0.047461 5.382700 0.0000 D4 0.417270 0.044329 9.413010 0.0000

D5 0.738024 0.050386 14.64751 0.0000

D6 0.867808 0.071404 12.15348 0.0000

D7 0.826198 0.068316 12.09372 0.0000 D8 0.615893 0.073026 8.433921 0.0000

D9 0.212449 0.043935 4.835480 0.0000

D11 -0.142764 0.029872 -4.779187 0.0000 R-squared 0.976374 Mean dependent var 10.60426


S.E. of regression 0.044484 Akaike info criterion -3.126195

Sum squared resid 0.063321 Schwarz criterion -2.502461 Log likelihood 91.02867 Hannan-Quinn criter. -2.890485




El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de -0.3495 / (1 +

0.2973 – 0.3136 – 0.4093 ) = -0.6085. De acuerdo a este modelo, el kerosene y la electricidad son

bienes complementarios en el consumo de GLP en el sector residencial, en cambio que el petróleo

diesel es un bien sustituto.

A continuación se presentan los resultados de las estimaciones para el consumo a granel y de

cilindros de 45 kilos, para el sector Residencial (LQ45GRRES corresponde al logaritmo del consumo

de los cilindros de 45 kilos y granel para el sector residencial; LP45R corresponde al logaritmo del

precio de los cilindros de 45 kilos; LPELER corresponde al logaritmo del precio del KWh de energía

eléctrica; LPPETR corresponde al logaritmo del precio del litro de petróleo combustible; LIMAC

corresponde al logaritmo del IMACEC; D1 a D10 corresponden a variables dummies mensuales; C

es la constante).




118

Dependent Variable: LQ45GRRES

Method: Least Squares

Date: 12/21/11 Time: 20:55 Sample (adjusted): 2007M06 2011M04

Included observations: 47 after adjustments

HAC standard errors & covariance (Bartlett kernel, Newey-West fixed


LQ45GRRES(-4) 0.152647 0.085123 1.793241 0.0827

LQ45GRRES(-5) -0.531394 0.103734 -5.122675 0.0000

LP45R(-2) 0.547110 0.276050 1.981925 0.0564

LP45R(-3) -1.196842 0.372673 -3.211508 0.0031 LPELER(-1) -0.407144 0.109106 -3.731650 0.0008

LPPETR(-3) 0.315584 0.130612 2.416190 0.0218

LIMAC 0.561895 0.319202 1.760314 0.0882

D2 -0.175960 0.049118 -3.582405 0.0011 D4 -0.158173 0.047797 -3.309265 0.0024

D5 0.122536 0.066398 1.845471 0.0745

D6 0.109531 0.046745 2.343170 0.0257

D7 0.090698 0.043261 2.096536 0.0443 D8 0.227219 0.044311 5.127799 0.0000

D10 0.103490 0.033406 3.097965 0.0041

D11 -0.076855 0.022775 -3.374470 0.0020 R-squared 0.920470 Mean dependent var 9.914882


S.E. of regression 0.064363 Akaike info criterion -2.383865

Sum squared resid 0.128420 Schwarz criterion -1.754028 Log likelihood 72.02083 Hannan-Quinn criter. -2.146853




El modelo estimado implica una elasticidad precio propia del GLP de largo plazo de (0.5471 –

1.1968 ) / (1 + 0.1526 – 0.5313 ) = -1.0457. De acuerdo a este modelo, la electricidad es un bien

complementario al consumo de GLP señalado en el sector residencial y el petróleo diesel es

sustituto. A medida que aumenta la actividad económica, el consumo del GLP señalado aumenta.




119

8.4.2 Estimación del Costo de Falla medio para el sector Residencial

Cilindros Elasticidad Precio Consumo

(kilos) Largo Plazo (pesos/Kilo) (tons)

05 - 11 - 15 -0,6085 809,5 43.408,4

45 - granel -1,0457 768,9 20.357,7

Cilindros COSTO FALLA TOTAL (pesos) COSTO FALLA MEDIO (pesos / Kilo)

(kilos) 30% 60% 100% 30% 60% 100%

05 - 11 - 15 2.598.884.118 10.395.536.471 28.876.490.198 200 399 665

45 - granel 673.568.427 2.694.273.708 7.484.093.634 110 221 368

NOTA (1): Corresponde al precio promedio de los meses de Mayo 2010 a Abril 2011 utilizados en las estimaciones. NOTA (2): Corresponde al consumo promedio mensual de los meses de Mayo 2010 a Abril 2011.




120

8.4.3 Costo de Falla de en el Transporte Particular

Utilizando la metodología descrita en la Sección 7.5.2, se obtienen los siguientes costos para cada

ciudad:

Tabla 8.30: Costo de falla diario por ciudad.

Ciudad Costos diario de falla [$]

Gran Santiago 3.205.928.316

Gran Concepción 78.266.000

Gran Valparaíso 150.139.147

Gran La Serena Sin información

Antofagasta Sin información

Gran Temuco 57.131.262

Conurbación Rancagua Sin Información

Gran Iquique Sin información

Talca 26.343.646

Arica Sin información

Puerto Montt 29.863.831

Conurbación Chillán 34.041.276

Los Ángeles 17.792.657

Calama Sin información

Copiapó Sin información

Osorno 25.686.948

Conurbación Quillota Sin información

Valdivia 23.625.111

Punta Arenas 28.882.693

Conurbación San Antonio 5.821.657

Curicó 11.998.519


Para las ciudades de las que no se dispone información a partir de la Encuesta Origen-Destino se

asume un costo a partir del tiempo perdido promedio entre ciudades de características similares y

de los ingresos de cada ciudad. Con esto, se obtiene la Tabla 8.31.




121

Tabla 8.31: Costo diario de falla.

Ciudad Costo diario de falla [$]

Gran Santiago 3.205.928.316

Gran Concepción 78.266.000

Gran Valparaíso 150.139.147

Gran La Serena 127.870.136

Antofagasta 66.581.345

Gran Temuco 57.131.262

Conurbación Rancagua 24.576.329

Gran Iquique 39.090.270

Talca 26.343.646

Arica 16.993.086

Puerto Montt 29.863.831

Conurbación Chillán 34.041.276

Los Ángeles 17.792.657

Calama 10.261.976

Copiapó 14.139.404

Osorno 25.686.948

Conurbación Quillota 11.189.973

Valdivia 23.625.111

Punta Arenas 28.882.693

Conurbación San Antonio 5.821.657

Curicó 11.998.519


Considerando la participación de combustibles diesel por cada región y el rendimiento promedio

de los vehículos diesel y de los vehículos a gasolina53, se obtiene el costo por litro de combustible,

presentado en la tabla Tabla 8.29.

53 Información presente en el estudio “Análisis y Desarrollo de una Metodología de Estimación de Consumos

Energéticos y Emisiones para el Transporte” elaborado por SCSS para SECTRA, 2010.

http://es.wikipedia.org/wiki/Gran_Concepci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Gran_Valpara%C3%ADso

http://es.wikipedia.org/wiki/Gran_La_Serena

http://es.wikipedia.org/wiki/Antofagasta

http://es.wikipedia.org/wiki/Gran_Temuco

http://es.wikipedia.org/wiki/Conurbaci%C3%B3n_Rancagua

http://es.wikipedia.org/wiki/Gran_Iquique

http://es.wikipedia.org/wiki/Talca

http://es.wikipedia.org/wiki/Arica

http://es.wikipedia.org/wiki/Puerto_Montt

http://es.wikipedia.org/wiki/Conurbaci%C3%B3n_Chill%C3%A1n

http://es.wikipedia.org/wiki/Los_%C3%81ngeles_(Chile)

http://es.wikipedia.org/wiki/Calama

http://es.wikipedia.org/wiki/Copiap%C3%B3

http://es.wikipedia.org/wiki/Osorno

http://es.wikipedia.org/wiki/Conurbaci%C3%B3n_Quillota

http://es.wikipedia.org/wiki/Valdivia

http://es.wikipedia.org/wiki/Punta_Arenas

http://es.wikipedia.org/wiki/Conurbaci%C3%B3n_San_Antonio

http://es.wikipedia.org/wiki/Curic%C3%B3




122

8.5 Resultados Obtenidos por Macrozona

8.5.1 Norte Grande Tabla 8.32: Costo de Falla para el Norte Grande.


Gas Licuado


Gas de Refinería

Kerosene de

Aviación

CLP / lt


CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt

30 días, 30% 2.403,4 17,5 - 659,1 - 135,9 - 650,1

30 días, 60% 2.917,6 35,0 - 832,7 105,4 380,1 - 793,7

30 días, 100% 3.034,4 58,3 - 1.063,9 147,5 503,8 - 832,2

60 días, 30% 2.523,6 17,5 - 659,1 30,9 379,4 - 790,7

60 días, 60% 3.023,3 35,0 - 832,7 392,6 532,8 - 834,4

60 días, 100% 3.126,3 58,3 - 1.063,9 537,3 597,2 - 863,5

90 días, 30% 2.580,9 17,5 - 659,1 41,2 482,0 - 821,6

90 días, 60% 3.071,2 35,0 - 832,7 488,4 585,4 - 854,5

90 días, 100% 3.152,1 58,3 - 1.063,9 667,3 627,6 - 871,4


8.5.2 Norte Chico Tabla 8.33: Costo de Falla para el Norte Chico.


Gas Licuado


Gas de Refinería

Kerosene de

Aviación

CLP / lt



30 días, 30% 4.402,0 22,7 - 177,9 - 32,6 - 650,1

30 días, 60% 5.403,1 45,4 - 521,1 - 773,9 - 793,7

30 días, 100% 5.604,4 75,7 - 791,1 - 1.018,1 - 832,2

60 días, 30% 6.437,5 22,7 - 619,0 - 1.506,5 - 790,7

60 días, 60% 6.462,4 45,4 - 741,6 - 1.540,7 - 834,4

60 días, 100% 5.975,9 75,7 - 857,2 - 1.295,0 - 863,5

90 días, 30% 6.485,8 22,7 - 619,0 - 1.616,1 - 821,6

90 días, 60% 6.508,5 45,4 - 741,6 - 1.597,0 - 854,5

90 días, 100% 6.094,3 75,7 - 879,3 - 1.388,4 - 871,4





123

8.5.3 Zona Central Tabla 8.34: Costo de Falla para la Zona Centro.

Escenario Diesel Gasolina

Petróleo Crudo

Gas Licuado

Kerosene

Petróleo Combustibl

e

Gas de Refinerí

a

Kerosene de

Aviación

CLP / lt CLP / lt

CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / kg CLP / lt CLP / lt

30 días, 30% 22.153,9 201,1 - 44,2 32.857,6 16.968,9 208,7 650,1

30 días, 60% 24.764,9 402,3 - 34.531,7 37.557,2 19.599,9 174,7 793,7

30 días, 100%

25.860,8 670,4 - 31.663,6 39.430,5 20.183,6 161,2 832,2

60 días, 30% 22.785,1 201,1 - 34.934,8 32.857,6 17.342,5 208,7 790,7

60 días, 60% 25.390,0 402,3 - 35.423,4 37.557,2 19.566,2 174,7 834,4

60 días, 100%

26.320,6 670,4 - 32.657,8 39.430,5 20.119,8 161,2 863,5

90 días, 30% 23.007,2 201,1 - 35.579,0 32.857,6 17.526,8 208,7 821,6

90 días, 60% 25.551,7 402,3 - 35.769,3 37.557,2 19.653,3 174,7 854,5

90 días, 100%

26.522,3 670,4 - 33.111,7 39.430,5 20.222,6 161,2 871,4


8.5.4 Zona Sur Tabla 8.35: Costo de Falla para la Zona Sur.


Gas Licuado


Gas de Refinería

Kerosene de

Aviación

CLP / lt



30 días, 30% 679,5 140,0 - 46,5 - 4,0 - 650,1

30 días, 60% 787,7 280,1 - 93,1 - 8.811,6 - 793,7

30 días, 100% 855,9 466,8 - 155,1 - 7.135,1 - 832,2

60 días, 30% 780,0 140,0 - 46,5 - 5.746,5 - 790,7

60 días, 60% 855,1 280,1 - 93,1 - 7.321,4 - 834,4

60 días, 100% 912,1 466,8 - 155,1 - 5.750,6 - 863,5

90 días, 30% 833,4 140,0 - 46,5 - 7.759,2 - 821,6

90 días, 60% 892,4 280,1 - 93,1 - 7.875,0 - 854,5

90 días, 100% 925,2 466,8 - 155,1 - 7.790,9 - 871,4





124

8.5.5 Zona Austral Tabla 8.36: Costo de Falla para la Zona Austral.


Gas Licuado


Gas de Refinería

Kerosene de

Aviación

CLP / lt



30 días, 30% 787,6 197,9 - 187,3 - 4,5 - 650,1

30 días, 60% 913,8 395,9 - 374,4 - 299,0 - 793,7

30 días, 100% 993,0 659,8 - 623,9 - 448,1 - 832,2

60 días, 30% 905,5 197,9 - 187,3 - 298,1 - 790,7

60 días, 60% 992,9 395,9 - 374,4 - 483,1 - 834,4

60 días, 100% 1.058,9 659,8 - 623,9 - 560,7 - 863,5

90 días, 30% 968,2 197,9 - 187,3 - 421,9 - 821,6

90 días, 60% 1.036,7 395,9 - 374,4 - 546,5 - 854,5

90 días, 100% 1.074,2 659,8 - 623,9 - 597,4 - 871,4


8.6 Resultados a Nivel País

Tabla 8.37: Costo de Falla a Nivel Nacional, por tipo de combustible, duración y profundidad de falla.


Gas Licuado


Gas de Refinería

Kerosene de

Aviación

CLP / lt



30 días, 30% 5.064 185 - 166 2.582 4.708 209 650

30 días, 60% 6.160 369 - 34.833 2.969 5.945 175 794

30 días, 100% 6.523 616 - 31.951 3.124 5.693 161 832

60 días, 30% 6.344 185 - 35.269 2.588 5.733 209 791

60 días, 60% 7.112 369 - 35.752 3.017 6.111 175 834

60 días, 100% 7.083 616 - 32.957 3.188 5.695 161 864

90 días, 30% 6.556 185 - 35.916 2.589 6.008 209 822

90 días, 60% 7.273 369 - 36.099 3.033 6.191 175 855

90 días, 100% 7.315 616 - 33.416 3.210 5.918 161 871





125

9 Levantamiento y Análisis de Vulnerabilidad de Instalaciones

Existentes

9.1 Aspectos Metodológicos

Se ha realizado una búsqueda de información referente a instalaciones de sistemas de

almacenamiento de combustibles, terminales y oleoductos; encontrándose principalmente las

siguientes tres fuentes de información

Mapa de infraestructura energética, del Ministerio de Energía [21]. Actualizado el 2009

Estudio “Análisis de opciones para reservas de seguridad de combustibles líquidos”,

elaborado por Gamma ingenieros para el Ministerio de Energía [22]. Actualizado el 2011.

Estudio “Elaboración de bases de estudio sobre riesgo del sector energía”, elaborado por

la Fundación para la transferencia tecnológica para el Ministerio de Energía [23].

Actualizado el 2010.

La información presente en estas fuentes fue revisada, cruzada y ordenada en planillas que

permitan vincular los distintos ítems relevantes para un análisis de vulnerabilidad. Cabe destacar

que se presentaron diferencias entre las 3 fuentes de datos. Las diferencias y la forma de

enfrentarlas fueron las siguientes:

Diferencias asociadas a la existencia de instalaciones: algunas instalaciones se señalaban

en una fuente y en otra no. Ante esto se utilizó de forma complementaria la información

presente en cada documento, creando así una nueva planilla que incluye todas las

instalaciones levantadas en cada fuente.

Diferencias asociadas a los datos señalados por cada instalación: si bien todas las fuentes

presentaban información sobre las capacidades de las instalaciones, cada fuente

presentaba adicionalmente otro tipo de datos. Esto permitió, en muchos casos,

complementar la información asociada a las instalaciones.

Diferencias en las capacidades indicadas para cada instalación: uno de los principales

problemas encontrados durante el levantamiento de información, correspondió a la

existencia de diferencias en las capacidades indicadas para las instalaciones. En caso de

ser diferencias mayores al 20%, se ha priorizado según los siguientes dos criterios:

o En caso que dos fuentes presenten información similar y una sea distinta,

entonces se utiliza la información presente en dos fuentes de información.

o En caso que las tres fuentes de información sean distintas, o una fuente no

presente información, se ordenan las fuentes dando prioridad a los documentos

actualizados más recientemente.




126

Toda la información levantada fue organizada en planillas que integran la información presente en

cada una de las fuentes revisadas y que permita visualizar las principales características y las

relaciones entre las distintas instalaciones. A partir de esta información se crearon los diagramas

de flujo de combustible, que permiten visualizar la cadena de suministro de cada región y

macrozona.

Con el objetivo de analizar la capacidad de almacenar y distribuir combustibles de cada región

acorde a su demanda, se recopila información sobre la demanda mensual de cada combustible por

cada región.

De esta forma, la información presentada en las planillas es la siguiente:

Plantas con almacenamiento de combustible

o Código identificador

o Nombre

o Operador

o Combustible almacenado (Combustibles líquidos, GLP, Petróleo crudo)

o Tipos de combustibles líquidos almacenados

o Capacidad para combustibles líquidos (m3)

o Capacidad para GLP (m3)

o Capacidad para petróleo crudo (m3)

o Modo de aprovisionamiento (Camión, barco, Oleoducto)

o Nivel de distribución (0 en caso de ser refinería o terminal, o número de plantas

por las que pasa antes el combustible)

o Planta de aprovisionamiento (0 en caso de ser refinería o terminal, código en caso

de ser otra planta)

o Modo de despacho (Camión, barco, Oleoducto)

o Conectado a Oleoducto (Código oleoducto)

o Terminales cercanos (Código terminal)

o Ubicación geográfica (Región)

o Ubicación geográfica (provincia, comuna)

o RCA (Código de la resolución)

Oleoductos


o Operador

o Origen del ducto (código de planta o terminal)

o Destino del ducto (código de planta o terminal)

o Combustible transportado (Productos limpios, GLP)

o Tipos de productos limpios transportados

o Longitud productos limpios (km)

o Diámetro productos limpios (pulgadas)

o Flujo productos limpios (m3/h)




127

o Longitud GLP (km)

o Diámetro GLP (pulgadas)

o Flujo GLP (m3/h)

o Año de instalación

o Ubicación geográfica origen (Región)

o Ubicación geográfica origen (provincia, comuna)

o Ubicación geográfica destino (Región)

o Ubicación geográfica destino (provincia, comuna)


Terminales


o Nombre

o Propietario

o Tipo terminal

o Combustibles manejados

o Planta cercana

o Oleoducto despacho

o Ubicación geográfica (Región)

o Ubicación geográfica (provincia, comuna)


Regiones

o Código región

o Demanda mensual por combustible (m3/mes)

o Capacidad de almacenamiento por combustible (m3)

o Capacidad flujo vía oleoducto por combustible (m3/h)

o Calificación vulnerabilidad (alta, media, baja)

Las planillas con el detalle indicado se presentan en los Anexos.

9.2 Resultados de levantamiento de información

A continuación se presenta tablas que resumen los principales aspectos de la información

levantada. Para un mayor nivel de detalle se presentan las planillas completas en los Anexos.

Se levantó información de un total de 74 plantas con capacidad de almacenamiento (Anexo 3) de

combustibles cuyas capacidades por Región y macrozona se presentan en la siguiente tabla:




128

Tabla 9.1 Resumen de información de levantamiento de instalaciones con almacenamiento de combustibles

Región Total plantas

Capacidad final (m3) CL

Capacidad total (m3) CL

Capacidad final (m3) GLP

Capacidad total (m3) GLP

Capacidad final (m3) PC

Capacidad total (m3) PC

XV Region de Arica y Parinacota

3 18120 18.120 606 606 0 0

I Region de Tarapaca

2 72887 72.887 530 530 0 0

II Region de Antofagasta

7 217400 217.400 631 631 0 0

TOTAL NORTE GRANDE

12 308.407 308.407 1.767 1.767 0 0

III Region de Atacama

6 64.159 64.159 1.020 1.020 0 0

IV Region de Coquimbo

3 31.117 31.117 1.036 1.036 0 0

TOTAL NORTE CHICO

9 95.276 95.276 2.056 2.056 0 0

V Region de Valparaiso

13 99.300 1.609.590 9.650 124.210 0 635.000

Region Metropolitana

8 262.894 262.894 58.673 58.673 0 0

VI Region del Libertador General Bernardo O'Higgins

2 98.791 98.791 742 742 400 400

VII Region del Maule

2 24.581 24.581 2.855 2.855 0 0

VIII Region del Bio - Bio

6 812.700 889.700 2.461 43.069 0 154.804

TOTAL ZONA CENTRO

31 1.298.266 2.885.556 74.381 229.549 400 790.204

IX Region de la Araucania

3 858 858 807 807 0 0

X Region de los Lagos

6 160.704 160.704 10.005 10.005 0 0

TOTAL ZONA SUR

9 161.562 161.562 10.812 10.812 0 0

XI Region de Aysen

5 10.468 10.468 1.288 1.288 0 0

XII Region de Magallanes y la Antartica Chilena

8 280.306 306.962 54.327 128.687 99.982 168.437

TOTAL ZONA AUSTRAL

13 290.774 317.430 55.615 129.975 99.982 168.437

Fuente: Elaboración propia




129

Se levantó además la información de 21 oleoductos (Anexo 4) cuyas capacidades de flujo de cada

combustible por cada macrozona se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 9.2: Resumen de información de levantamiento de oleoductos existentes

Macrozona Total Ductos Capacidad Flujo (m3/hora) Combustibles Líquidos (CL)

Capacidad Flujo (m3/hora) Gas Licuado Petróleo (GLP)

Norte Grande 1 1.500 800

Zona Centro 13 4.427 1.325

Zona Sur 1 180 0

Zona Austral 6 442 210


Finalmente, se levantó información de 31 terminales marítimos (Anexo 5) que se distribuyen por

Región acorde a lo indicado en la siguiente tabla:

Tabla 9.3 : Resumen de información de levantamiento de terminales marítimos existentes.

Región Total terminales marítimos

I Región de Tarapacá 2

II Región de Antofagasta 5

III Región de Atacama 3

IV Región de Coquimbo 1

V Región de Valparaíso 5

VIII Región del Bío - Bio 3

X Región de los Lagos 4

XI Región de Aysén 2

XII Región de Magallanes y la Antártica chilena

5

XV Región de Arica y Parinacota

1


También se levantó información sobre las demandas mensuales promedio de cada Región, en base

al informe estadístico de la SEC del año 2010, presentándose los siguientes resultados:




130

Tabla 9.4: Demanda mensual promedio de combustibles por región

Combustibles Limpios (CL) [m3/mes]

Gas Licuado (GLP) [m3/mes]

XV Región de Arica y Parinacota 12.946 1.252

I Región de Tarapacá 57.364 1.216

II Región de Antofagasta 181.167 4.072

III Región de Atacama 45.174 1.429

IV Región de Coquimbo 43.334 3.111

V Región de Valparaíso 169.236 9.350

Región Metropolitana 337.129 46.102

VI Región del Libertador General Bernardo O'Higgins 45.234 6.531

VII Región del Maule 51.493 4.790

VIII Región del Bío - Bio 124.025 8.394

IX Región de la Araucanía 33.635 3.538

X Región de los Lagos 46.674 4.087

XIV Región Los ríos 20.572 1.488

XI Región de Aysén 9.025 798

XII Región de Magallanes y la Antártica Chilena 11.200 166

Fuente: Elaboración propia en base a SEC 2010 [24]

La información presentada corresponde a la base de los análisis presentados en las secciones

siguientes.

9.3 Análisis por macrozona

Se compararon en primer lugar las capacidades de almacenamiento de cada macrozona con sus

respectivas demandas de combustible, obteniéndose la Tabla 9.5. Los meses cubiertos, asociados

a la capacidad de almacenamiento por cada mes se estiman a partir de la capacidad final de la

zona, es decir sólo a nivel de plantas de distribución de combustible (sin considerar las

capacidades de almacenamiento aguas arriba).




131

Tabla 9.5 Capacidad de almacenar la demanda de combustibles por macrozona

Capacidad final zona

Capacidad total zona

Demanda zona Meses cubiertos

CL [m3] GLP [m3]

CL [m3] GLP [m3]

CL [m3/mes]

GLP [m3/mes]

CL GLP

Norte grande

308.407 1.767 308.407 1.767 251.477 6.540 1,23 0,27

Norte chico 95.276 2.056 95.276 2.056 88.508 4.540 1,08 0,45

Centro 1.298.266 74.381 2.885.556 229.549 727.117 75.167 1,79 0,99

Sur 161.562 10.812 161.562 10.812 100.881 9.113 1,60 1,19

Austral 290.774 55.615 317.430 128.687 20.225 964 14,38 57,69

PAIS 2.154.285 144.631 3.768.231 372.871 1.188.208 96.324 1,81 1,50


Con esta consideración se tiene un promedio país de 43 días (considerando almacenamiento lleno)

para combustibles líquidos y de 80 días para el GLP. Si se considera la capacidad total, es decir,

capacidad a nivel de distribución más capacidad aguas arriba se tiene una capacidad de

almacenamiento de 97 días para combustibles líquidos y de 150 días para GLP. Si se considera sólo

la capacidad aguas arriba se tiene una capacidad de almacenamiento de 55 días para combustibles

líquidos y de 71 días para GLP. Es importante mencionar que estos valores se presentan solo como

referencia, pues consideran una utilización del 100% de la capacidad de almacenamiento y

considera además el total país, el cual se ve distorsionado por la gran capacidad de las plantas

existentes en la zona central. No obstante lo anterior, los valores presentados dan cuenta de una

capacidad de almacenamiento mayor a 25 días, lo que corresponde a la cifra oficial. En capítulos

posteriores se comparará la capacidad de almacenamiento con los requerimientos de reservas

estipulados para los países miembros de la AIE.

En términos de vulnerabilidad, no es de utilidad hacer un análisis de nivel de país, pues aún si las

capacidades de almacenamiento son altas, se considera vulnerable si esta capacidad se encuentra

concentrada en una sola zona. Por lo tanto, un análisis por región es necesario para comprender

las capacidades y vulnerabilidades de cada zona, por lo cual a continuación se describe la cadena

de suministro de combustibles de cada macrozona.

9.3.1 Zona Norte Grande

La siguiente figura muestra el flujo del suministro de combustible en cada región de la zona Norte

Grande. La llegada de combustibles líquidos a la región se da principalmente por medio de

terminales marítimos, y siendo menor la capacidad asociada al suministro por medio de camiones,

la capacidad de almacenamiento de CL es equivalente a 37 días de demanda de estos

combustibles. En el caso del GLP, el suministro a la región se distribuye entre terminales marítimos

y camiones, y su capacidad de almacenamiento equivale a la demanda de GLP de sólo 8 días.




132

No existen en la región refinerías, y existe únicamente un oleoducto de sólo 2 km. de longitud, que

une el terminal marítimo Interacid con la planta Copec de Iquique.

Figura 9.1 Flujo de suministro de combustible. Zona Norte Grande

Planta Comap Arica

CL: 18.000 m3

GLP: 190 m3

CL - GLP

Terminal Comap Arica

Planta Arica

Lipigas

GLP: 486 m3

CL - GLP

CL

Región XV de Parinacota

Capacidad final total

CL: 18.120 m3

GLP: 606 m3

Planta Copec Iquique

CL: 44.987 m3

GLP: 530 m3

CL - GLP

Terminal Copec Iquique

Planta Esso Iquique

CL: 27.900 m3

Región II de Tarapacá


CL: 72.887 m3

GLP: 530 m3CL

Terminal Esso Iquique

Planta Mejillones

CL: 61.468 m3

CL

Complejo Portuario Mejillones

Oleoducto

Región II de Antofagasta


CL: 217.400 m3

GLP: 631 m3

CL - GLP

CL

CL

Terminal Interacid

CL

Planta Tocopilla

CL: 23.867 m3

CL

Puerto Tocopilla Electroandina

CL

Planta Corpesca

CL: 120 m3

CL

GLP CL - GLP

Pta Esso Antofagasta

CL: 89.265 m3

GLP: 265 m3

CL - GLP

Terminal Esso Antofagasta

CL - GLP

Planta Shell

Antofagasta

CL: 39.300 m3

CL

Terminal Shell Antofagasta

CL

Planta Calama

GLP: 326 m3GLP

Planta Gasoducto

Norandino

CL: 3.500 m3

CL

Centro Distribución

Antofagasta

GLP: 40 m3

GLP

GLP

CL

GLP





133

9.3.2 Zona Norte Chico

La siguiente figura muestra el flujo del suministro de combustible en cada región de la zona Norte

Chico. La llegada de combustibles líquidos a la región se da principalmente por medio de

terminales marítimos, y sólo la planta Rocas Negras tiene suministro de combustibles líquidos por

medio de camiones. La capacidad de almacenamiento de CL es equivalente a 32 días de demanda

de estos combustibles. En el caso del GLP, el suministro a la región se da principalmente por medio

de camiones, recibiendo sólo la planta Guayacán de Copec GLP por medio del terminal marítimo.

La capacidad de almacenamiento equivale a la demanda de GLP de 14 días.

No existen en la región refinerías y ni oleoductos.

Figura 9.2 Flujo de suministro de combustible zona norte

Región III de Atacama


CL: 64.159 m3

GLP: 1.020 m3

Planta Huasco

CL: 27.970 m3

CL

Puerto Huasco - Guacolda

CL

Planta Chañaral

CL: 14.906 m3

CL

Terminal Barquito

CL

Planta Rocas Negras

Caldera

CL: 21.283 m3

CL

Terminal Rocas NegrasCL

Planta Abastible

Copiapó

GLP: 340 m3

GLP

Planta Lipigas

Copiapó

GLP: 625 m3

GLP


Copiapó

GLP: 55 m3

GLP

GLP

GLP

GLP

CL

Región IV de Coquimbo


CL: 31.117 m3

GLP: 1.036 m3

Planta Guayacán

Copec

CL: 31.117 m3

GLP: 680

CL - GLP

Terminal Copec GuayacánCL - GLP

Planta El Peñón

GLP: 290 m3GLP


Coquimbo:

GLP: 66 m3

GLP

GLP

GLP

GLP





134

9.3.3 Zona Centro

La Zona Centro es una de las más complejas, pues en ella se encuentran dos de las tres refinerías

existentes en el país: Refinería Aconcagua y Refinería Bío Bío. Se presentan dos diagramas de flujo

de suministro de combustible, uno correspondiente a las regiones V y RM, y otro correspondiente

a las regiones VI, VII y VIII.

La refinería Aconcagua, ubicada en Concón, recibe tanto combustibles líquidos como GLP por

medio de un oleoducto que lo conecta al terminal Quintero, el cual recibe CL y GLP que es

almacenado en las plantas de Puerto Ventanas, Gasmar, Planta terminal Quintero y Planta Copec,

antes de ser enviado por oleoducto a la refinería. Los productos de la refinería son enviados por

medio de oleoductos a otras plantas, para luego ser distribuidos. También son enviados de vuelta

al terminal Quintero para cabotaje, y también son enviados por medio de un oleoducto a la Región

Metropolitana.

La refinería Aconcagua corresponde a la principal fuente de suministro de combustibles para la

Zona Norte y la Región Metropolitana, por lo que su vulnerabilidad se asocia no sólo a la V región

sino también a estas otras zonas.

Muy distinto es el caso de la región metropolitana, cuyo suministro de combustibles depende

principalmente del oleoducto que conecta la comuna de Concón a la comuna de Maipú, siendo

utilizado el suministro vía camiones sólo en algunas plantas y para el GLP. Parte del combustible

que llega vía oleoducto desde Concón es enviado por medio de oleoductos a el Aeropuerto y a San

Fernando (VI región) respectivamente.

La VI región recibe combustible líquidos únicamente por medio de la planta DAO de San Fernando

quien recibe éstos por medio de oleoductos desde la planta San Vicente, en la VIII región y desde

Maipú, en la región Metropolitana. El GLP se recibe por medio de camiones y desde San Vicente

por medio del mismo oleoducto que suministra combustibles líquidos. Muy similar es el caso de la

VII región, que recibe combustibles líquidos únicamente en la planta DAO de Linares por medio del

oleoducto proveniente de San Vicente (y que luego continúa a San Fernando).

La refinería de Bío Bío, ubicada en Talcahuano, recibe combustibles desde el Terminal San Vicente,

por medio de un oleoducto de 6 km. El combustible de la refinería se distribuye por medio del

oleoducto a San Fernando (que también se alimenta de otras plantas), y que suministra a ciudades

intermedias como Chillán y Linares. Distribuye además por medio de camiones y de cabotaje

desde el mismo terminal San Vicente. La refinería de Bío Bío suministra tanto a la zona centro

como la zona sur del país, siendo la principal fuente de suministro de esta última.

Debido a la existencia de los dos complejos industriales asociados a las refinerías de Aconcagua y

Bío Bío respectivamente, en su totalidad, la zona centro presenta altas diferencias entre la

capacidad de almacenamiento final, a nivel de distribución, y la capacidad de almacenamiento

total, considerando las capacidades aguas arriba. La capacidad final, a nivel de distribución de la




135

zona centro, para combustibles líquidos equivale a la demanda de 64 días, y para GLP equivale a la

demanda de 194 días. Estos valores son altos debido a la existencia de un gran número de plantas

en la región.

Figura 9.3 Flujo de suministro de combustible Zona Centro, parte 1.

Región V de

Valparaíso

Capacidad final

total

CL: 99.300 m3

GLP: 9.650 m3

Capacidad total

(con capacidad

aguas arriba)

CL: 1.609.590 m3

GLP: 124.210 m3

PC: 635.000 m3

CLComplejo

Industrial

Refinería

Aconcagua

CL:1.089.037 m3

GLP: 14.960 m3

PC: 120.000 m3

Planta Abastible Concon

GLP: 484 m3GLP

GLP

Planta Belloto Norte

GLP: 681 m3GLP

GLP

Planta Curimon

GLP: 379 m3GLP

GLP

Pta. Terquim S. Antonio

CL: 18.300 m3CL

CLTerminal Terquim S.

Antonio

Planta Puerto

Ventanas

CL: 102.551 m3

CLPuerto Ventanas

Oleoducto

CL - GLPTerminal Quintero

Planta Gasmar

GLP: 96.600 m3

Oleoducto

Planta Terminal

Quintero

CL: 240.653 m3

GLP: 3.000 m3

PC: 515.000 m3

Planta Oxiquim

Quintero

CL: 26.565 m3

Planta Copec

Quintero

CL: 78.049 m3 Oleoducto

CL

CL

CLPuerto Ventanas

OleoductoCL - GLP

Terminal Quintero

Oleoducto

Planta Copec

Concon

CL: 40.935 m3

Oleoducto

GLP

Planta Lipigas

Concon

GLP: 8.106 m3

Oleoducto

Oleoducto

Ducto a Maipú RM

CLTerminal Shell Quintero

CL

GLP

CL

Oleoducto

Ducto desde Con

Con, V regiónPlanta Copec – Shell Maipú

CL: 56.221 m3CL

Planta DAO Maipú

CL: 167.407 m3

GLP: 5.208 m3

CL - GLP

Planta Esso Maipú

CL: 26.300 m3CL

Planta Gasco Maipú

GLP: 5.198 m3GLP

Planta Gasmar Maipú

GLP: 45.000 m3 GLP

Planta JLC Maipú

CL: 4.000 m3 CL

Planta Maipú Lipigas

GLP: 3.267 m3GLP

OleoductoPlanta SIAV

CL: 8.966 m3CL

OleoductoDucto a San Fernando,

VI región

Región

Metropolitana

Capacidad final

total

CL: 262.894 m3

GLP: 58.673 m3

Ducto a

Termoeléctrica

San Isidro

Oleoducto Etapa II TP1 Bunker

CL: 13.500 m3Ducto a

Termoeléctrica

Quintero





136

Figura 9.4 Flujo de suministro de combustible Zona Centro, parte 2.

Región VIII de Bío

Bío

Capacidad final

total:

CL: 812.700 m3

GLP: 2.461 m3

Capacidad total

(con capacidad

aguas arriba)

CL: 889.700 m3

GLP: 43.069 m3

PC: 154.804 m3

Planta Gasco y Petrox

Talcahuano

GLP: 608 m3

Planta Copec Chillán

CL: 16.769 m3 CL

CL - GLPTerminal San Vicente

Oleoducto

Ducto desde

Maipú, RM

Planta DAO San Fernando

CL: 98.791 m3

GLP: 687 m3

PC: 400 m3

CL - GLP

Región VI de

O’higgins

Capacidad final

total

CL: 98.791 m3

GLP: 742 m3

PC: 400 m3

Oleoducto

GLP

OleoductoDucto desde San

Vicente, VIII

región

Centro Dist. Rancagua

GLP: 55 m3GLP

GLP

CL - GLPRegión VII del

Maule

Capacidad final

total:

CL: 24.581 m3

GLP: 2.855 m3

Oleoducto

Ducto desde San

Vicente, VIII

región

Planta Talca

GLP: 927 m3GLP

GLP

Planta DAO Linares

CL: 24.581 m3

GLP: 1.928 m3Oleoducto Ducto desde San Vicente,

VIII Región; a San Fernando,

VI región

Complejo Industrial

Refinería Bío Bío

CL: 754.261 m3

GLP: 2.461 m3

PC: 154.804 m3

Oleoducto

Ducto a San Fernando,

VI región

Oleoducto

CL - GLP

OleoductoCL –

GLP - PC

Terminal San Vicente

Oleoducto

Ducto a Temuco,

IX región

Planta Abastible Hualpén

CL: 77.000 m3

GLP: 40.000 m3

CL - GLP

Terminal San Vicente

Abastible

Planta Escuadrón

CL: 26.670 m3CL

CLTerminal Escuadrón

CL

Planta Esso Chillán

CL: 15.000 m3CL

CL

Fuente: Elaboración propia Nota: El ducto a Temuco no se encuentra construido a la fecha




137

9.3.4 Zona Sur

La siguiente figura muestra el flujo del suministro de combustible en cada región de la Zona Sur. La

llegada de combustibles líquidos a la zona se da únicamente por medio de camiones para el caso

de la región de la Araucanía y por medio de terminales marítimos en el caso de la región de Los

Lagos. La capacidad de almacenamiento de CL es equivalente a 48 días de la demanda de esta

zona.

Figura 9.5 Flujo de suministro de combustible zona sur

Región IX de la Araucanía


CL: 858 m3

GLP: 807 m3

Planta Temuco

CL: 858 m3

GLP: 288

CL - GLP

Planta Temuco

Lipigas

GLP: 454 m3

GLP


Temuco:

GLP: 65 m3

GLP

GLP

GLP

CL - GLP

Oleoducto

Ducto a Refinería Bío Bío

(Zona Centro, VIII región)

Región X de Los Lagos


CL: 160.704 m3

GLP: 10.005 m3

Planta Comap Puerto

Montt

CL: 26.204 m3

CL

Terminal Esso Puerto Montt

CL

Planta Pargua

CL: 52.500 m3

GLP: 8.000 m3

CL - GLP

Terminal Pargua

CL - GLP

Planta Pureo

CL: 67.000 m3

CL

Terminal San José

CL

Planta Osorno

GLP: 1.965 m3GLP


Puerto Montt

GLP: 40 m3

GLP

GLP

GLP

Planta Chincui

CL: 15.000 m3

CL

Terminal Chincui

CL

Fuente: Elaboración propia Nota: El ducto a Temuco no se encuentra construido a la fecha




138

En el caso del GLP el suministro a la región se da principalmente por medio de camiones,

recibiendo GLP por medio marítimo sólo la planta Pargua. La capacidad de almacenamiento

equivale a la demanda de GLP de 36 días.

No existen en la región refinerías y ni oleoductos. Sin embargo se encuentra en estudio la

construcción de un oleoducto desde San Vicente a Temuco, en la IX región. No se encuentran

plantas en la región de Los Ríos.

9.3.5 Zona Austral

En la zona austral se encuentra la refinería Gregorio en la región de Magallanes, lo que genera

importantes diferencias entre esta región y la región de Aysén. La zona es además la única del país

que presenta puntos de extracción de petróleo.

En el caso de la región de Aysén, existen 2 plantas conectadas a terminales marítimos que son las

que reciben combustibles líquidos y plantas menores que reciben GLP por medio de camiones

para luego ser distribuidos en la región.

La refinería Gregorio recibe combustibles por medio de oleoductos que lo conectan a las plantas

de Daniel Central y Cabo negro, que a su vez reciben desde terminales marítimos desde Argentina

y desde la Batería de Recepción Posesión. También recibe combustibles directamente desde el

terminal Gregorio. Los combustibles producidos en la refinería son distribuidos por medio de

camiones y de cabotaje desde el mismo terminal Gregorio.

La capacidad de almacenamiento de combustibles líquidos a nivel de distribución equivale a la

demanda regional de 24 días, y en el caso de GLP equivale a la demanda regional de 35 días.




139

Figura 9.6 Flujo de suministro de combustible. Zona Austral

Región XI de Aysén


CL: 10.468 m3

GLP: 1.288 m3

Planta Comaco Shell

CL: 3.700 m3

CL

Terminal Comaco Shell

CL

Planta Copec Pto.

Chacabuco

CL: 6.768 m3

GLP: 436 m3

CL - GLP

Terminal Copec Pto. Chacabuco

CL - GLP

Planta Coyhaique

Lipigas

GLP: 466 m3

GLP

Planta Coyhaique

Gasco

GLP: 95 m3

GLP

GLP

GLP

Planta Coyhaique

Abastible

GLP: 291 m3

GLPGLP

Planta Cabo

Negro

CL: 26.656 m3

GLP: 72.390 m3

CL - GLP

Terminal Bahia Laredo

Región XII de

Magallanes

Capacidad final

total

CL: 280.306 m3

GLP: 54.327 m3

PC: 99.982 m3

Capacidad total

(con capacidad

aguas arriba)

CL: 306.962 m3

GLP: 128.687 m3

PC: 168.437 m3

CL - GLP

Terminal Cabo Negro

CL -GLP

CL

Terminal Gregorio

Planta Puerto

Williams

CL: 170 m3

CL

Puerto Williams

CL

Planta Clarencia

PC: 60.697 m3

PC

Terminal Clarencia

PC

Planta Daniel Central

y Daniel Este

PC: 32.800

Ducto PC desde Argentina

Oleoducto

Oleoducto

Oleoducto

Complejo

Industrial

Refinería

Gregorio

CL: 280.136 m3

GLP: 54.327 m3

PC: 39.285 m3

CL-PC

Terminal

Gregorio

Oleoducto

Planta Cullén

PC: 7.950 m3

GLP: 1.970

PC

Oleoducto

Ducto GLP desde Argentina

Batería de recepción

Catalina (BRC)

PC: 15.705 m3

Batería de recepción

Posesión (BRP)

PC: 12.000 m3De

sd

e

pla

tafo

rma

De

sd

e

pla

tafo

rma





140

9.4 Fuentes de vulnerabilidad de suministro de combustible

9.4.1 Contingencia a Nivel de Importaciones

Los principales eventos que han afectado el suministro de combustibles se presentan en la

siguiente tabla.




141

Tabla 9.6 Principales eventos que han provocado un déficit de suministro

Periodo de Falta de Suministro Duración (meses)

Déficit bruto promedio (millones de barriles por día)

Déficit bruto máximo (millones de barriles por día)

Motivo de la Interrupción de Suministro

Marzo 1951 - Octubre 1954 44 0,7 Campos petrolíferos iranís nacionalizados, meses de paros y manifestaciones en la

región de Abadan

Noviembre 1956 - Marzo 1957 4 2 2 Crisis del Canal de Suez

Diciembre 1966 - Marzo 1967 3 0,7 2 Conflicto sirio sobre la tarifa de transporte

Junio 1967 - Agosto 1967 2 2 Guerra de los Seis Días

Mayo 1970 - Enero 1971 9 1,3 Controversia de los precios en Libia; daños operacionales del Tapline

Abril 1971 - Agosto 1971 5 0,6 Lucha franco-argelina de nacionalización de las reservas de hidrocarburos

Marzo 1973 - Mayo 1973 2 0,5 Disturbios en el Líbano ; daños de la infraestructura de transporte

Octubre 1973 - Marzo 1974 6 2,6 4,3 Guerra arabo-israelí y embargo del petróleo árabe

Abril 1976 - Mayo 1976 2 0,3 Guerra civil en Líbano; interrupción de las exportaciones iraquís

Mayo 1977 1 0,7 Daños en los campos petrolíferos saudís

Noviembre 1978 - Abril 1979 6 3,5 5,6 Revolución iraní

Octubre 1980 - Diciembre 1980 3 3,3 4,1 Inicio de la guerra Irán-Iraq

Agosto 1990 - Enero 1991 6 4,3 Invasión iraquí de Kuwait

Junio 2001 - Julio 2001 2 2,1 Suspensión de las exportaciones de petróleo iraquí

Diciembre 2002 - Febrero 2003 3 2,1 2,6 Huelgas en Venezuela

Marzo 2003 - Octubre 2003 6 0,3 Disturbios en Nigeria

Marzo 2003 - Septiembre 2004 19 1 2,3 Guerra de Iraq

Septiembre 2005 1 1,5 Huracanes Katrina y Rita

Fuente: UNTEC 2010 [25]

En caso de contingencia a nivel de las importaciones, es decir, falta de suministro a nivel de

llegada internacional en los terminales marítimos, la vulnerabilidad estará dada principalmente

por la capacidad de almacenamiento total, es decir considerando la capacidad aguas arriba de los

puntos de distribución de combustibles. En caso de corte de las importaciones, se deberán llenar

las capacidades de almacenamiento totales nacionales.

9.4.2 Contingencia a Nivel de Refinería

El año 2010 la tasa de utilización de las Refinerías fue del 68,8% y la disponibilidad de plantas del

96,6% (promedio de las Refinerías Aconcagua y Bío Bio). El valor anterior considera sólo las fallas,

y no se ve afectado por el terremoto del 2010. Por su parte, el terremoto del 27 de Febrero del

2010, generó que las refinerías pararan por 2 semanas. Los mayores impactos del terremoto en la




142

refinería de Bío Bio (más cercana al epicentro) se produjeron en bocatoma y en el sistema de

tratamiento de efluentes; en estructuras soportantes de diversas plantas, especialmente en las

unidades de Topping y Vacío y en la caída de una chimenea de la Unidad Hidrodesulfurizadora de

Diesel (HDS II). Adicionalmente, fue fuertemente impactado el Complejo Petropower que provee a

la Refinería de vapor, agua y energía eléctrica, y cuyas unidades de proceso presentaron

importantes deterioros en sus equipos y estructuras [26].

En caso de contingencia a nivel de refinería la vulnerabilidad está dada principalmente por la

capacidad de almacenamiento a nivel de distribución.

9.4.3 Contingencia a Nivel de Distribución

A nivel de distribución la vulnerabilidad está dada principalmente por la forma de distribución. Si

se ve afectada la distribución por vías terrestres, se priorizaría la distribución por medio de

cabotaje (en caso de zonas costeras) y de oleoductos. Y de la misma forma si se ven afectados los

oleoductos, la distribución se daría principalmente por camiones (no se considera cabotaje pues

los oleoductos conectan principalmente zonas costeras con zonas interiores. Por esta razón una

distribución correctamente repartida entre distintos medios implicará una menor vulnerabilidad

en cada zona. Particulares en este sentido son los casos de la zona norte, cuya distribución de GLP

depende principalmente de la llegada de camiones desde el centro del país; y el caso de las

regiones RM, VI y VII de la zona centro, cuya llegada de combustibles depende principalmente del

oleoducto a Maipú. Cabe mencionar que una contingencia a nivel de distribución se podría

generar sólo a nivel de zonas específicas, siendo poco probable la ocurrencia de este evento a

nivel nacional.




143

10 Capacidad Actual de Almacenamiento y Valorización del Costo de

Aumentar las Reservas del País a 90 días

10.1 Capacidad para cumplir requerimientos de la AIE y requerimientos

de demanda

Los requerimientos de reservas estratégicas de la AIE dictan: “La utilización de las reservas es el

elemento central de la acción de la AIE. Los países miembros deben mantener un nivel de reservas

equivalente, como mínimo, a 90 días de importaciones netas del año anterior”. Las importaciones

netas están dadas por la siguiente expresión:

Las importaciones netas de hidrocarburos del año 2010, se presentan en la siguiente tabla.

Petróleo crudo importado 2010 8.367 mil m3

Derivados petróleo importados 2010 8.967 mil m3

Derivados petróleo exportados 2010 696 mil m3

Imp. netas anuales 2010 16.638 mil m3/año

Imp. netas 90 días 4.159.573 m3/90 días

Fuente: Elaboración propia en base a Balance de Energía 2010 [1]

Por lo tanto la capacidad de almacenamiento debe ser igual o mayor al valor de las importaciones

netas en 90 días. La capacidad total de almacenamiento del país es de 5.101.031 m3, es decir cubre

un total de 110 días de importaciones netas. Sin embargo este valor considera una capacidad

utilizada al 100% y sin considerar desagregación entre combustibles líquidos y GLP. Para extender

el análisis se presentan la capacidad de cubrir 90 días de importaciones netas en distintos

escenarios de utilización de la capacidad de almacenamiento y considerando tanto el total, como

la desagregación entre GLP y combustibles líquidos.

Total Solo CL Solo GLP

Cap total 100% utilización [m3] 5.101.031 3.768.231 374.159

% de las Imp. netas 123% 99% 108%


% de las Imp. netas 110% 89% 97%









144

Cabe mencionar que actualmente el porcentaje de utilización de la capacidad existente es cercano

al 40%, por lo tanto a medida que la crisis de suministro sea avisada con menos tiempo de

anticipación, la capacidad real será más similar a las presentadas para un 40% de utilización. Para

complementar el análisis anterior, se compara la capacidad de almacenamiento actual con la

demanda de cada zona.

% de la demanda de 90 días en la zona

90% llenado 60% llenado 40% llenado

CL GLP CL GLP CL GLP

Norte grande 37% 8% 25% 5% 16% 4%

Norte chico 32% 14% 22% 9% 14% 6%

Centro 119% 92% 79% 61% 53% 41%

Sur 48% 36% 32% 24% 21% 16%

Austral >200% >200% >200% >200% >200% >200%

PAIS 95% 116% 63% 77% 42% 52%


Si bien los la capacidad a nivel país de abastecer la demanda por 90 días es similar a la capacidad

de almacenamiento el país respecto a las importaciones netas por 90 días, estos valores se

justifican principalmente en la gran capacidad de la zona austral respecto a su demanda,

encontrándose las otras zonas mucho más limitadas. Aún cuando los requisitos de la AIE hacen

referencia al total del país, este punto no es de menor relevancia, dadas las condiciones

geográficas del país y la consecuente distancia entre las distintas zonas.

10.2 Estimación de costos de almacenamiento requerido para cumplir los

requerimientos de stock

La estimación de costos por m3 tomará como base el estudio realizado por Gamma Ingenieros

“Estudio análisis de opciones para reservas de seguridad de combustibles líquidos” publicado en

Mayo del presente año. El estudio citado tiene por objetivo “Elaborar y evaluar propuestas sobre

las opciones que tiene el país para cumplir con las Reservas de Seguridad exigidas por la

Agencia Internacional de la Energía, AIE.”, contexto en el cual establece los costos de plantas de

almacenamiento de combustibles líquidos y de GLP para distintos tamaños.




145

El estudio estima los costos de almacenamiento de combustibles líquidos siguiendo las siguientes

consideraciones:

Se cotizan plantas de distintas capacidades, considerando combinaciones de estanques54

de 25.000 m3 y 50.000 m3, los cuales son más utilizados para proyectos de grandes

almacenamientos. Se considera que se deberá contar con estanques de techo flotante

para almacenar crudo y gasolinas, y con estanques de techo fijo para otros combustibles

líquidos.

Se estima el terreno necesario considerando una distancia de seguridad de 520 m desde el

borde de los estanques exteriores hasta el deslinde del sitio. Se estima un precio del

terreno promedio en 6 US$/m2.

Se estiman los costos de inversión, considerando las variables de costos y capacidad. El

costo de inversión estará dado por:

o ∑( ) ( )

o Donde: es el costo de un estanque tipo i y el número de estanques.

Inclusión de costos de mantención y operación anuales de aproximadamente un 2,5% de

la inversión inicial. Se considera una proyección a 20 años.

Capacidad [m3]

TipoEstanques (50.000 m3)

Costo Inversión

[US$]

Costo O & M (% de Inv.

Inicial/año)

Valor PresenteO&M (20 Años, 10%)

Inversión+ValorPresente O&M [US$]

200.000 Techo Fijo 73.310.057 2,5% 21,3% 88.913.303

250.000 Techo Fijo 87.188.368 2,5% 21,3% 105.745.461

400.000 Techo Fijo 126.630.400 2,5% 21,3% 153.582.300

525.000 Techo Fijo (*) 158.235.208 2,5% 21,3% 191.913.846

1.200.000 Techo Flotante 359.086.734 2,5% 21,3% 435.514.429

Fuente: Gamma 2011 [22]

El estudio citado estima los costos de almacenamiento de GLP siguiendo las siguientes

consideraciones.

Se cotizan plantas de distintas capacidades, considerando combinaciones de estanque

refrigerado de 35.000 m3, por ser este el estándar más económico y con distancias de

54 Tanques verticales de superficie, con protección contra el fuego y dique de contención de derrames




146

riesgo menor55, más estanques a presión horizontales de 30.000 galones para recepción y

despacho, de acuerdo a los diseños más utilizados.

Se estima el terreno necesario considerando una distancia de seguridad de 500 m desde el

borde de los estanques exteriores hasta el deslinde del sitio. Se estima un precio del

terreno promedio en 6 US$/m2.

Se estiman los costos de inversión, considerando las variables de costos y capacidad. El

costo de inversión estará dado por:

o ( )

Inclusión de costos de mantención y operación anuales de aproximadamente un 2,8% a

3,8% de la inversión inicial. Se considera una proyección a 20 años.

Se obtienen los siguientes costos de almacenamiento para GLP:

Capacidad [m3]

Costo Inversión [US$]

Costo O & M [% de Inv.

Inicial/año]

Valor PresenteO&M [20 Años, 10%]

Inversión+ValorPresente

[US$]

280.000,000 $ 192.702.103 2,80% 24,30% $ 239.458.442

210.000,000 $ 149.882.482 2,90% 24,70% $ 186.928.952

140.000,000 $ 106.492.587 3,10% 26,10% $ 134.334.921

105.000,000 $ 89.448.660 3,20% 27,40% $ 113.937.599

35.000,000 $ 40.847.617 3,80% 32,60% $ 54.153.662

25.000,000 $ 37.500.000 3,80% 32,60% $ 49.715.564

Fuente: Gamma 2011 [22]

De acuerdo a las estimaciones de la sección anterior, los volúmenes faltantes de almacenamiento

para cada escenario son los siguientes:

Capacidad faltante [m3]

CL GLP

Escenario 90% utilización 420.558 10.864

Escenario 60% de utilización 1.551.028 123.112

Escenario 40% de utilización 2.304.674 197.944


55 Se elige este por sobre los estanques de esfera de 5.000 m

3 y por sobre los tanques horizontales de

superficie de 60.000 Galones U.S.




147

La distribución de las instalaciones faltantes se hará de modo de aumentar la capacidad de forma

proporcional a las necesidades de demanda de cada zona. La distribución por zona propuesta para

las instalaciones faltantes, para cada escenario, se presenta en la siguiente tabla:



Norte grande [m3] 145.366 3.976 482.635 38.726 653.434 57.160

Norte chico [m3] 155.709 3.739 501.808 37.229 669.049 55.715

Centro [m3] 0 363 131.927 15.934 367.828 35.152

Sur [m3] 119.484 2.787 434.657 31.223 614.363 49.916

Austral [m3] 0 0 0 0 0 0

PAIS 420.558 10.864 1.551.028 123.112 2.304.674 197.944


Se considera una planta por zona, y se aproximan las necesidades de capacidad a múltiplos de

35.000 m3 en el caso de GLP y a múltiplos de 50.000 m3 o 25.000 m3 en el caso de combustibles

líquidos. De esta forma se obtienen los siguientes costos por zona y totales.



Norte grande [US$]

71.371.797 52.336.559 184.072.216 52.336.559 228.409.739 84.257.410

Norte chico [US$] 71.371.797 0 184.072.216 52.336.559 236.051.476 84.257.410

Centro [US$] 0 0 62.594.918 52.336.559 146.212.689 52.336.559

Sur [US$] 62.594.918 0 161.681.480 52.336.559 213.781.632 52.336.559

Austral [US$] 0 0 0 0 0 0

PAIS 205.338.512 52.336.559 592.420.830 209.346.235 824.455.536 273.187.937





148

11 Referencias

[1] “Balance Nacional de Energía año 2009”, Ministerio de Energía, 2010.

*2+ “Desarrollo conceptual y propuesta de metodología para calcular el costo de falla de suministro

de hidrocarburos”, Centro de Energía y Centro de Modelamiento Matemático, Universidad de

Chile, 2010.

[3] “Energy security policies in EU-25: The expected cost of oil supply disruptions”. Hedenus, F.,

Azar, C. , Johansson, D. (2009). Energy Policy 38 (2010), 1241-1250.

[4] “Oil price shocks and the macro economy: what has been learned since 1996”. Jones, D.W.,

Leiby, P.N., Paik, I.K. (2004). The Energy Journal 25 (2), 1-31.

[5+ “Oil Supply Insecurity: Control versus Damage Costs”, Ahthony D Owen. School of Economics,

The University of New South Wales, Sydney, 2004.

*6+ “Social Costs of Energy Disruptions”, Valeria Constantini and Francesco Gracceva. IEM –

International Energy Markets. September 2004.

[7] “Shares, gaps and the economy s response to oil disruptions”. Huntington, H. (2004). Energy

Economics 26 (2004), 415– 424.

[8] “Impactos Económicos y Sociales de Shocks Energéticos en Chile: un Análisis de Equilibrio

General”. O´Ryan , R., De Miguel, C., Pereira, M., Lagos, C. (2008). Working Papers N° 466. Banco

Central de Chile.

[9] “Energy Security in APEC, assessing the costs of energy supply disruptions and the impacts of

alternative energy security strategies”, Lindsay Hogan, Lindsay Fairhead y Andrew Gurney, ABARE

Research Report 05.2 for the APEC Energy Working Group, 2005.

*10+ “Costo de interrupción del servicio de gas combustible – CI, documento CREG-059”, Comisión

de Regulación de Energía y Gas, Colombia, 2004.

*11+ “Power Interruption Cost to Industrial and Commercial Consumers of Electricity”, Michael J.

Sullivan, Terry Vardell, and Mark Johnson, IEEE, 1997.

*12+ “An Assessment of Oil Market Disru ption Risks”, Hillard G. Huntington, Energy

Modeling Forum, Stanford University, 2005.

*13+ “Estudio De Costo De Falla De Larga Duración en Los Sistemas SIC Y SING”, Fundación para la

Transferencia Tecnológica, 2006.




149

[14] “Análisis económico del transporte de carga nacional” elaborado para el Ministerio de

transportes y telecomunicaciones.

[15] “Encuestas de opinión empresarial del sector industrial en América Latina”, Mauricio Gallardo

A, Michael Pedersen, Serie estudios estadísticos y prospectivos, División de Estadística y

Proyecciones Económicas, CEPAL, 2008.

[16] “Business Tendency Surveys.A Handbook”, OECD (2003).

[17] “Sampling Techniques”, Cochran W.G. (1977), John Wiley and Sons, New York, 3ra edición,

1977.

[18] “Análisis y Desarrollo de una Metodología de Estimación de Consumos Energéticos y Emisiones para el Transporte”, elaborado por SCSS para SECTRA, 2009.

[19] “Análisis Económico del Trasporte de Carga Nacional”, elaborado por CIPRES para SECTRA,

2009.

[20] “Estudio Sectorial de Remuneraciones en Empresas de Transporte de Carga por Carretera”,

elaborado por la Asociación Chilena de la Industria del Transporte de Carga por Carretera A.G.

(ChTAG), 2010.

[21] Mapa de infraestructura energética, del Ministerio de Energía, 2009.

[22] Estudio “Análisis de opciones para reservas de seguridad de combustibles líquidos”, elaborado

por Gamma ingenieros para el Ministerio de Energía, 2011.

[23]Estudio “Elaboración de bases de estudio sobre riesgo del sector energía”, elaborado por la

Fundación para la transferencia tecnológica para el Ministerio de Energía, 2010.

[24] Informe estadístico SEC, 2010

[25] Elaboración de Bases de Estudio sobre Riesgo del Sector Energía, UNTEC 2010

[26] Memoria Anual ENAP 2010

[27] “Economic, security and environmental aspects of energy supply: a conceptual framework for

strategic analysis of fossil fuels”, Razarvi, H., Commissioned by the Pacific Asia Regional Energy

Security (PARES) Project, 1997.

[28] “The Costs of Energy Supply Security”, Hans-Holger Rogner, Lucille M. Langlois, Alan

McDonald, Daniel Weisser, Mark Howells. International Atomic Energy Agency, Planning and

Economic Studies Section. 27 December 2006.

[29] “Transmission System Expansion Planning Considering Outage Cost”, Jaeseok Choi,

Gyeongsang National Uni., Jinju, Korea.




150

[30] “Analysis of the cost of infrastructure failures in a developing economy: The case of the

electricity sector in Nigeria”, Adeola Adenikinju, Univeristy of Ibadan, African Economic Research

Consortium, 2005.

[31] “Interruption Costs, Customer Satisfaction and Expectations for Service Reliability”, Michael J.

Sullivan, IEEE, 1996.

[32] “The cost of power outages in Zimbabwe’s mining sector”, Nyasha Kaseke, Nelson Mandela

Metropolitan University, 2010.

[33] “Estimates of the Value of Uninterrupted Service for The Mid-West Independent System

Operator”, Paul Centolella, SAIC.

[34] “Planning for natural gas disruptions“, Chicago Metropolitan Area, Critical Infrastructure

Protection Program, 2002.

[35] “The Cost of the U.S. Oil Dependency”, Ian W.H. Parry and Joel Darmstadter, 2003.

[36]” Disruption management: framework, models and applications”, Gang Yu, Xiangtong Qi.




151

ANEXOS




152

Anexo 1: Literatura Internacional

Se ha hecho una revisión de la literatura especializada en lo que respecta tanto en el costo de falta

de suministro de combustible para el usuario final, en los impactos de la falta de suministro a nivel

nacional, así como también la necesidad de reservas para cada nación.

A continuación se presenta un extracto de los elementos más importantes presentados en cada

documento, que pueden o no aplicarse a la metodología utilizada en el presente estudio:

A1.1 “Oil Supply Insecurity: Control versus Damage Costs” [5]

En el presente documento, el autor analiza los diferentes costos que tiene la seguridad de

suministro de combustible para un país, apuntando a hacer la diferencia entre el “control cost”, el

cual puede entenderse como el costo que tiene el tener las instalaciones apropiadas para

enfrentar una crisis de forma “aceptable”, contra el “damage cost”, que puede entenderse como

aceptar la crisis como tal y cuantificar los daños causados por ésta.

En este sentido, se critica la metodología de estimar indirectamente los “costos por daño” (o

“costo de falla”, en este caso), mediante el cálculo de “costos de control”, dado que ambas

metodologías de estimación son completamente diferentes, y sólo se “supone” que ambos

resultados son iguales en un punto de equilibrio, lo cual no siempre es así.

Adicionalmente, argumenta que los “costos de control” son siempre menores que el costo de falla,

dado que el costo de falla, aparte de los costos propios, tienen costos indirectos, cuyos alcances

en la cadena de producción y cadena externalidades sociales es generalmente difícil de cuantificar

en su totalidad, y con precisión.

Aunque este documento se centra en el objetivo de reducir emisiones de CO2 mediante la

masificación de vehículos a hidrógeno, lo cual escapa a los alcances del presente proyecto,

también se hace un análisis en cuanto a la seguridad de suministro de combustible, indicando:

Existe una marcada asimetría entre el valor de una unidad de energía entregada al consumidor y el

valor de la misma unidad no entregada a causa de una interrupción no deseada del suministro.

Más aún, las interrupciones, o amenazas de interrupciones, pueden provocar una rápida

perturbación general, dado lo difícil y costoso que es almacenar energía. La robustez de los

sistemas de energía a los eventos extremos es un problema importante que debe enfrentar la

sociedad industrializada.




153

La "inseguridad" energética se refleja en el nivel de riesgo de interrupción física en el suministro ya

sea real o imaginaria. La reacción del mercado a una potencial interrupción, sería un aumento

repentino de los precios durante el período de espera del impacto de la interrupción. Un período

prolongado de precios altos e inestables, por lo tanto, normalmente son síntoma de altos niveles

de inseguridad. Las interrupciones en el suministro también pueden provenir de los shocks

inesperados en el sistema energético, como actos deliberados de sabotaje o fallas inesperadas en

la tecnología de suministro de energía. Hay también una dimensión temporal a la seguridad

energética, que van desde lo inmediato (por ejemplo, falla de una generadora eléctrica) hasta el

futuro (por ejemplo, medidas de reducción de emisiones de carbono).

Es posible definir dos categorías de riesgo en el contexto de la seguridad energética: riesgos

estratégicos y riesgos del sistema interno. Los riesgos estratégicos a menudo implican el riesgo de

interrupciones en el suministro de combustibles importados. El origen del problema puede ser el

poder de mercado, la inestabilidad política, o la insuficiente inversión en la infraestructura de las

naciones exportadoras de combustibles. Involucran eventos y circunstancias externas. Riesgos

internos del sistema se derivan de una inversión insuficiente o inadecuada en la infraestructura

nacional de energía, a partir de un fallo técnico, el terrorismo, o las perturbaciones sociales en el

mercado (por ejemplo, huelgas).

La seguridad energética es ampliamente percibida como un bien público que debe ser

proporcionada por los gobiernos. Sin esta intervención, se puede argumentar que las

imperfecciones del mercado llevarían a una seguridad nacional insuficiente. Sin embargo, el riesgo

es un factor intrínseco en todos los mercados y los precios en general deben incorporar la

disponibilidad a pagar de los consumidores por los diferentes niveles de exposición al riesgo. El

mercado de la energía no debe ser una excepción.

Estimación de los costos por daños

El costo de la interrupción del suministro es generalmente evaluado en términos de la disminución

potencial del Producto Interno Bruto de un país (PIB), como resultado de interrupciones en el

suministro de petróleo crudo en el mercado internacional. Entonces se asume que esta alteración

provoca un aumento repentino en el precio del petróleo, que a su vez causa una reducción

correspondiente en el PIB. La magnitud de la resultante "pérdida" se relaciona positivamente con el

grado de dependencia del país del petróleo importado y sus derivados. Estimación del costo

económico de interrupción del suministro involucra seguir los siguientes pasos (Razavi (1997)):

Formulación de los escenarios de interrupción del suministro. Cada escenario se refiere a

un evento político probable, y se refleja en la reducción del suministro de petróleo en una

cantidad específica, por un período de tiempo específico.

Evaluación del impacto de cada una interrupción en la trayectoria del precio del petróleo.

Evaluación del impacto del aumento del precio del petróleo en el PIB.




154

Esto último requiere una estimación de la elasticidad del PIB con respecto al precio del crudo. Cabe

señalar que esta pérdida económica se presenta debido a un aumento repentino de los precios, en

lugar de un aumento gradual. Esto se debe a que la economía no se puede ajustar de inmediato a

los precios del petróleo. En cambio, una interrupción en el suministro de petróleo provoca un

mayor desempleo y un menor PIB que el caso donde no hay interrupción. Estimación del impacto

económico requieren un amplio análisis de reacciones macro y micro económicas a los aumentos

de precios del petróleo y derivados. En los Estados Unidos, que es dependiente de las

importaciones de petróleo en un 40 por ciento de su consumo, y cuenta con alrededor de 150 días

de inventarios de petróleo, la elasticidad del PIB a un aumento repentino en los precios del petróleo

se estima en -0,2556. Así, un aumento del 10 por ciento en el precio del petróleo se traduciría en

una disminución del 2,5 por ciento en el PIB (ceteris paribus). En el caso de Japón, donde la

dependencia a las importaciones es de casi el 100 por ciento, y sus inventarios de petróleo también

se encuentran cerca de los 150 días de consumo, la elasticidad puede ser tan alta como -1,0.

A1.2 “The Costs of Energy Supply Security” [28]

El presente documento analiza los costos de la seguridad del suministro de energía, cuestionando

la “costo-efectividad” de invertir en la seguridad de suministro frente a cualquier adversidad,

además considerando medidas complementarias al energético bajo restricción, tales como la

implementación de eficiencia energética, o el reemplazo por otros energéticos con mayor

seguridad, como la energía nuclear (los autores pertenecen a la agencia internacional de energía

nuclear). Entre los aspectos abordados en este documento, se destaca:

Las reservas estratégicas permiten acumular combustible y ser utilizadas para combatir las

circunstancias extraordinarias, o amortiguar variaciones extremas en los precios. Reservas

comerciales convencionales de casi cualquier producto están en manos de los comerciantes y la

industria como parte de las operaciones normales, para proporcionar flexibilidad, y enfrentar

circunstancias que podrían retrasar los suministros y por lo tanto, afectar aguas abajo las

actividades. Algunos países, como Suecia, tuvieron un sistema obligatorio de reservas para un

número de bienes de vital importancia (de importación) durante la guerra fría.

En la industria del petróleo, las empresas comerciales manejan unos 125 millones de m3 de

capacidad de almacenamiento, o un 10% de la capacidad de almacenamiento del mercado

mundial total de petróleo. Los terminales comerciales manejan alrededor del 10% del flujo mundial

total, estimado en unos 8 a 10 millones barriles/día (bbl/d) en comparación con 85 millones de

bbl/d en todo el mundo.

56 Razavi (1997) [27].




155

Los almacenamientos estratégicos, por el contrario se llevan a cabo por los gobiernos o por orden

suya para proporcionar una amortiguamiento para los consumidores domésticos en el caso de una

interrupción del suministro o tal vez para un alza de precios temporales. Generalmente están

diseñados para extender el suministro de algunos 90 a 120 días.

Los almacenamientos estratégicos pueden ser de propiedad privada o bajo el control del gobierno,

para la asignación y distribución en las condiciones de crisis mencionadas. En tales casos, el éxito

de la intervención estará limitado por los recursos comprometidos en el esfuerzo, la credibilidad de

la intervención, por las especulaciones del mercado en cuanto a la duración de las condiciones

relevante, incluyendo el deseo y la oportunidad para obtener ganancias. La construcción de

reservas es una proposición muy costosa, y las intervenciones en las reservas son en general

operaciones engorrosas que requieren una respuesta rápida, el conocimiento de los precios

adecuados, los costos marginales y el comportamiento del mercado, el momento adecuado y la

integridad objetiva, así como un equilibrio entre los intereses de los agentes del mercado.

Cooperación multilateral para la Seguridad de suministro - Experiencia IEA

El ejemplo más conocido de un enfoque multilateral de la seguridad energética es Probablemente

la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y sus programas de seguridad energética. La AIE fue

creada en 1974 a raíz de la Guerra de Yom Kippur y la “primera crisis del petróleo",

específicamente para preparar mejor a los países de la OCDE para las interrupciones de suministro

de petróleo, y como un contrapeso a la OPEP.

El acuerdo por el cual se estableció la AIE se llama el Programa Internacional de la Energía (PIE). Su

objetivo principal era reducir la dependencia de las importaciones mediante el establecimiento

obligatorio de almacenamiento de petróleo para amortiguación57, medidas de restricción de la

demanda, desarrollo de recursos alternativos, y un Programa de Distribución entre los países

miembros, para compartir el “impacto” de un déficit de petróleo en partes iguales entre los países

miembros. El sistema es probado regularmente, pero hasta la fecha el sistema se ha activado sólo

en 1974, 1991 y 2005, una acción coordinada de la AIE para llevar reservas en el mercado. Por

tanto, no es claro cuán costo efectivas son las reservas estratégicas - diseñado para interrupciones

de 90 días - para asegurar la seguridad del suministro en el contexto de un fuerte crecimiento a

largo plazo de la demanda (y por tanto una mayor competencia) para un petróleo cada vez más

escaso y costoso.

57 La UE también impone obligaciones de almacenamiento, con requisitos ligeramente diferentes, creando

cierta superposición. La diferencia más grande, es el requisito de la UE para almacenar 90 días de consumo, en vez de 90 días de importaciones netas. La UE tenía reservas estratégicas de petróleo a partir de la década de 1960 (después de Suez), incluso antes de la IEA en 1973.




156

Tanto la reducción de la demanda y la diversificación de la matriz de combustibles se recomiendan

para implementación nacional; el almacenamiento es obligatorio, y presume un reparto

multilateral entre las reservas estratégicas en caso que la AIE declare una emergencia. Los

almacenamientos deben contemplar un mínimo de 90 días de las importaciones netas del año

anterior, y puede ser liberado en tiempos de crisis, tal como se define por acuerdo de los países

miembros de la AIE. Las reservas actuales bajo el programa de la AIE son de alrededor a 3 millones

de barriles de petróleo, es decir, unos 45 días de la demanda mundial de petróleo.

El interés en reservas estratégicas de petróleo se encontraba anclado en varios hechos. El petróleo

se ha convertido en una materia prima altamente política. Los actuales actores dominantes en el

mercado mundial del petróleo son los productores que controlan alrededor del 50% de la oferta y

cuyos suministros se consideran vulnerables a interrupciones por acontecimientos políticos y no

políticos. Contra este riesgo, los consumidores con poder político de la OCDE han entrado en mayor

o menor grado en un pacto mutuo de protección al consumidor con el objetivo de tener una mayor

influencia en el precio y cantidad del petróleo. La OCDE representa alrededor del 60% de la

demanda mundial de petróleo (el mismo tipo de desproporción, de hecho, se aplica a la energía

nuclear, con los pocos proveedores de tecnología nuclear dominando el mercado).

Hay costos considerables involucrados en mantener las reservas de petróleo, los dos principales

costos son el almacenamiento y el financiamiento. Los costos totales para el almacenamiento, el

financiamiento y el aseguramiento del petróleo dependerá del tipo de almacenamiento (un

almacenamiento subterráneo para el petróleo crudo es el modo de almacenamiento más barato, el

almacenamiento de gasolina en nuevos tanques convencional es el más caro) y, sin necesidad de

decirlo, en el volumen total almacenado. Estos costos también dependen de los productos

almacenados, sean productos en bruto o refinados (gasolina, combustible, petróleo, etc), y

también sobre la posibilidad de almacenamiento bilateral con otro país, si esto es más barato. El

almacenamiento de petróleo crudo, es normalmente más barato que el de productos refinados.

Las estimaciones aproximadas varían considerablemente. Expertos de la AIE utilizan costos típicos

solo para el almacenamiento (al 2005), en alrededor de US$ 3-4 por m3 por año para el petróleo

crudo almacenado bajo tierra, y alrededor de US$ 10-20 por m3 por año para el almacenamiento

de productos refinados en los tanques de petróleo convencional. Estos costos de almacenamiento

no son más que una pequeña fracción del total. Si se agregan otros costos relacionados

(financiamiento, seguros, costos de operación, gastos generales, análisis de muestras, restauración

de la de productos, etc), los costos estimados serían alrededor de US$ 18 por m3 por año de crudo

almacenado bajo tierra (o $ 20 por tonelada), y unos US$ 27-35 por m3 por año de productos

refinados (o US$ 30-40 por tonelada). Ningún conjunto de estimaciones incluye los costos de

adquisición.

El FMI estima que el costo de las reservas de petróleo es de alrededor de US$ 1.500 millones para

100 millones de barriles (14 millones de toneladas). Cuando este costo se traspasa a los




157

consumidores de productos del petróleo, los costos de almacenamiento son en promedio de

alrededor de medio centavo de dólar o la mitad de un céntimo de euro por litro.

El Instituto CATO estima que el costo es mucho mayor (Taylor et al., 2005). El costo del programa

nacional de almacenamiento en los EE.UU. solamente, estimando que es uno de los más baratos,

es de unos US$ 41.000-51.000 millones (US$ al 2004), o unos US$ 409-503 por cada m3 de petróleo

almacenado. Esta cifra incluye la compra de petróleo, y por lo tanto no es directamente

comparable a las cifras de la AIE. La compra de petróleo es aproximadamente tres cuartas partes

del total. Estos costos tampoco son acumulativos por año, dado el crecimiento de reservas

estratégicas de petróleo (SPR). Como resultado de la reserva estratégica de petróleo, cumplir las

normativas puede haber aumentado los precios del petróleo en aproximadamente US$ 5-8 por m3

en abril de 200558. De acuerdo con el Instituto CATO, una visión histórica y en el contexto de las

respuestas del mercado, el valor del programa como una cobertura contra la interrupción del

suministro puede ser sobreestimado. Dado que algunas reservas son utilizadas como reemplazo y

no como complemento a las reservas de la industria privada, no aumenten las reservas totales. Por

otra parte, a menos que las reservas sean entregadas en forma pronta y rápida, su efecto

moderador en el precio sería muy pequeño; EE.UU. ha sido en general lento para entregar sus

reservas. Concluyen específicamente que "los costos asociados con las SPR han sido mayores que

los beneficios hasta ahora".

A1.3 “Social Costs of Energy Disruptions” [6]

El presente documento hace un análisis macroeconómico del impacto del desabastecimiento de

petróleo en el mercado internacional. Basa sus resultados en variados estudios previos, que han

analizado el impacto de crisis específicas del petróleo con el PIB, tanto de los países importadores

como los importadores de petróleo, además de los efectos inflacionarios en las economías locales,

así como en el desempleo:

Mirando al pasado, después de las principales crisis de petróleo, los países de la OCDE y el mundo

fueron afectados por una alta inflación, desequilibrio en el comercio y los pagos, alto desempleo y

una baja confianza entre negociantes y consumidores. En términos generales, un aumento de los

precios del petróleo conduce a una transferencia de ingresos desde los países importadores a los

países exportadores a través de un cambio en los términos de intercambio. Para los países

importadores de petróleo, un incremento en el precio del petróleo, reduce directamente el ingreso

neto nacional, porque el gasto en petróleo aumenta, y reduce el ingreso nacional disponible para

gastar en otros bienes. Para aquellos países exportadores de petróleo, un incremento en el precio,

incrementa directamente el ingreso neto nacional, a través de mayores ingresos por exportación.

58 Esto equivale a US$ 0.75-1.24 por barril, o US$ 0,018-0,03 por galón, o US$ 0,005-0,008 por litro




158

El impulso al crecimiento económico en países exportadores de petróleo proporcionado por mayor

precio del petróleo, es generalmente menor que la pérdida de crecimiento económico en los países

importadores, de manera que el efecto neto sobre la economía global es negativo.

Interrupciones en el suministro de petróleo han ocurrido con cierta frecuencia: sobre la segunda

mitad del siglo pasado, ha habido al menos 14 interrupciones relevantes que supongan una

pérdida de 0,5 millones de barriles por día (mb/d), o más de petróleo crudo. La mayoría de estas

interrupciones se relacionaron con levantamientos políticos o militares, especialmente en el Medio

Oriente. Desde 1973, las cuatro mayores crisis - la guerra árabe-israelí en 1973, la revolución iraní

en 1978-1989, la guerra entre Irán e Irak en 1980 y la guerra del Golfo en 1990-91 - dio lugar a un

déficit inicial de entre 4,0 y 5,6 mb/d. Prácticamente todas las interrupciones de petróleo

anteriores habían sido cortas, generalmente con una duración máxima de nueve meses.

Basado en la literatura más relevante sobre el tema (AIE, 2001a; Toman, 2002), las interrupciones

relacionadas a levantamientos políticos se pueden agrupar en dos categorías:

Perturbaciones aleatorias, disturbios internos causados en los países de la OPEP, como la

revolución iraní de 1978-1979, la guerra civil nigeriana de 1967-1970 o la guerra Irán-Irak y

la invasión de 1990 Iraq de Kuwait.

Perturbaciones estratégicas relacionadas con ejercer el poder de mercado por los países

productores de petróleo del Medio Oriente, tales como el embargo petrolero árabe de

1957, 1967 y 1973-74.

Efectos macroeconómicos

Usando valores límite para caracterizar las crisis anteriores, varios estudios han tratado de

establecer si hay o no relación entre las crisis del petróleo (mayores precios del petróleo) y la

reducción de las tasas de crecimiento económico. Al principio, se creía ampliamente que la recesión

de 1974-75 y la aparición de la "estanflación" - una combinación de inflación y el aumento del

desempleo - en los países industrializados fue causada principalmente por el aumento del precio

del petróleo de 1973-74. Pero no hay un acuerdo general sobre la magnitud de los efectos

negativos de una crisis del petróleo en la economía general.

En este sentido, por un lado, hay estudios como Huntington (1998), donde se ha demostrado una

relación asimétrica, en que una reducción en los precios del petróleo no necesariamente conduce al

crecimiento del producto interno, mientras que un aumento puede tener un efecto negativo

impacto en el crecimiento de la producción. Por otra parte, las interrupciones en el mercado del

petróleo no sólo dan lugar a precios más altos, sino también aumentar la volatilidad del precio del

petróleo (Ferderer, 1996). Chaudhuri (2001) descubrió recientemente que los precios no

estacionarios de los productos básicos se puede atribuir a la no estacionalidad de los precios del

petróleo. En otras palabras, ya que los precios reales del petróleo y los precios reales de los




159

productos están co-integradas, las crisis del petróleo tienen un impacto negativo sobre el

desempeño económico.

Otros estudios, concentrados más en el papel de la política fiscal y monetaria, sugieren que las

recesiones en los países importadores de petróleo eran en menor medida como resultado directo

de los precios más altos y más la consecuencia de las políticas económicas adoptadas para aliviar

las crisis de los precios (AIE, 2001b). En cualquier caso, mirando los datos reales, países

importadores de petróleo han experimentado importantes efectos económicos producto de las

crisis del petróleo.

Destacar algunos factores que son ampliamente aceptados, los shocks de la oferta aparecen en el

sistema económico como variaciones autónomas de los costos de materias primas importadas, con

efectos externos (en el plano internacional) y efectos internos (a nivel nacional).

Efectos externos, globales

El principal efecto de un shock externo es la redistribución del ingreso, tanto entre países

importadores y exportadores, como también dentro de los países importadores. Con respecto a los

países importadores, un incremento en el precio del petróleo reduce directamente el PIB, debido a

que el aumento de los gastos de importación de petróleo reduce el ingreso disponible para otros

bienes y servicios. Dentro de los países exportadores, sin embargo, un aumento del precio del

petróleo (exportado), produce directamente un crecimiento del PIB, debido al aumento de los

ingresos derivados de las exportaciones. No obstante, crecimiento positivo del PIB para los países

exportadores generalmente se considera menor a la reducción del crecimiento en los países

importadores. Por lo tanto, el efecto total sobre la economía global es negativa (Birol, 1998).

Además, la redistribución del ingreso entre los países importadores se deriva de la diferente

capacidad que tiene cada país para sustituir las importaciones de energía con otros proveedores de

energía (o de sustituir la energía con otros insumos).

Efectos internos, locales

Los efectos internos de un corte en el suministro están relacionadas con las típicas variables de

políticas económicas (Pireddu, 1990), incluyendo:

El nivel de actividad y la tasa de empleo relacionada

La tasa de inflación y su relación con la distribución del ingreso entre los salarios y

beneficios, que son determinantes para la acumulación de capital y la competitividad a

nivel nacional

El equilibrio de la balanza comercial y el nivel de correlación del tipo de cambio




160

Para los países que importan petróleo, un aumento del precio del petróleo en el mercado mundial

tiene tres principales efectos visibles (y directos) sobre sus economías, que son los siguientes:

Un efecto directo sobre la actividad económica, debido a que un mayor gasto se destinará

a los costos de energía

Un efecto financiero debido al aumento de la inflación y las tasas de interés

Un efecto comercial en relación a un aumento en el pago a las importaciones de petróleo,

lo cual empeora la balanza comercial

Aparte de las pérdidas en el PIB y la balanza de pagos, otros efectos macroeconómicos indirectos,

vinculados a los anteriores, pueden incluir los siguientes:

Una caída en los ingresos fiscales relacionados con las rigideces en el gasto público, que

puede producir un aumento en el déficit presupuestario y, eventualmente aumentar las

tasas de interés

Debido a la resistencia a la disminución real de los salarios, un aumento del precio del

petróleo por lo general conduce a la presión al alza sobre los niveles de salario nominal,

junto con la reducción de la demanda, las presiones salariales a su vez pueden conducir a

un aumento del desempleo; estos efectos se magnifican por la rapidez del aumento de los

precios y la inflexibilidad del mercado laboral (y podría ser aún mayor por el impacto de los

precios del petróleo sobre la confianza de los comerciantes y los consumidores)

Una disminución de las exportaciones debido al aumento de los precios internos, lo que

reduce la competitividad de los productos nacionales

Por lo tanto, el aumento de las tasas de inflación y de desempleo son las principales características

macroeconómicas de los costos sociales, mientras que otros factores como la pérdida de PIB y la

balanza de pagos son más difíciles de distribuir entre sus componentes privados y sociales.




161

Anexo 2: Otros Documentos de Experiencia Internacional

A2.1 Otros Documentos - Costo de Falla en el Sector Eléctrico

“Transmission System Expansion Planning Considering Outage Cost” [29]

Este documento hace alusión al costo de falla en el mercado eléctrico, relacionado con la

planificación de la expansión de los sistemas de transmisión. Se minimiza el costo de expansión del

sistema de transmisión considerando el costo de falla. Podría resultar de utilidad la analogía para

calcular la expansión de los centros de almacenamiento considerando el costo de falla de

combustibles, pero en un principio los supuestos no son los mismos y la metodología no se puede

aplicar directamente.

“Analysis of the cost of infrastructure failures in a developing economy: The case of the

electricity sector in Nigeria” [30]

Analiza el caso de otros países para calcular el costo de un corte de suministro de la energía

eléctrica y la necesidad de aumentar los costos de inversión. Este texto muestra el procedimiento

utilizado en Nigeria, considerado la experiencia internacional.

“Interruption Costs, Customer Satisfaction and Expectations for Service Reliability” [31]

Estima el costo de falla eléctrico para los clientes. Utiliza una metodología que está basada en la

aplicación de encuestas y de la aplicación de regresión lineal para con los datos que se obtienen.

“The cost of power outages in Zimbabwe’s mining sector” [32]

Calcula el costo de falla de la electricidad en el sector minero en Zimbawe, en función de

encuestas, para luego aplicar regresión lineal.

“Estimates of the Value of Uninterrupted Service for The Mid-West Independent System

Operator” [33]




162

Estima el valor del costo de falla considerando varias variables cualitativas en el caso del medio

oeste en U.S.A. Hace análisis por separado para el caso de los consumidores residenciales y los

industriales.

A2.2 Otros Documentos - Tópicos Sobre Combustibles

“Planning for natural gas disruptions” [34]

Guía desarrollada en Chicago que da cuenta de los procedimientos que se deben seguir en caso

de una interrupción del abastecimiento de gas natural.

“The Cost of the U.S. Oil Dependency” [35]

En el capítulo 3.2 del documento se describen los costos que implican el corte de suministro de

petróleo en U.S.A. Estos efectos son que se incrementan los costos de importación y los costos de

un ajuste macroeconómico. A grandes rasgos en este texto se describen los efectos en la

macroeconomía de U.S.A. de una interrupción el suministro de petróleo desde el exterior y que

tan dependiente son de las importaciones.

“Disruption management: framework, models and applications” [36]

Habla de cómo manejar los cortes de suministro de combustible en el caso de la flota de aviones,

para así hacer frente a la situación y encontrar una solución al ruteo de aviones con los recursos

que se encuentran disponibles. No se habla de costos de falla de combustibles, sino que más bien

como se debe adecuar los grafos que describen el ruteo de los aviones para hacer frente a esta

situación de contingencia.




163

Anexo 3: Modelación econométrica mediante Metodología para

Series de Tiempo

Para las series temporales para cada tipo de demanda se estimará una ecuación reducida de

demanda que sea consistente con la teoría económica, en la cual se deben incluir variables de

ingreso, precios y escala. Siguiendo la metodología desarrollada por Hendry, utilizada en varios

procesos tarifarios en Chile (por ejemplo, para modelar el tráfico por línea en los procesos

tarifarios de empresas de Telecomunicación), se debe partir de una modelación general de la

ecuación de demanda que explique la estructura y dinámica de la demanda de tráfico estimada.

Posteriormente el modelo general estimado se debe ir reduciendo, eliminando aquellas variables

no significativas, de tal manera de conseguir un mayor nivel de eficiencia en la estimación sin

perder las propiedades estadísticas iniciales del modelo general.

Para aplicar esta metodología, es deseable contar con datos temporales de baja frecuencia para

un gran periodo de tiempo (por ejemplo, datos mensuales o por trimestre para todos los años,

tanto de la demanda como de los precios y demás variables explicativas).

El modelo general a estimar tiene la siguiente estructura:

0 1 1... ...t t q t q t p t p ty x x y y (1)

donde yt representa la variable dependiente que queremos modelar (logaritmo del demanda de

consumo de GLP, por ejemplo), xt-k representa un vector con variables explicativas (como el

ingreso y precios) exógenas que se introducen en la ecuación de manera contemporánea o

rezagadas (k 0,…, q), kes el vector de parámetros asociados a cada rezago de las variables

explicativas exógenas, yt-j (j 1,…, p) son los rezagos de la variable dependiente,j (j 1,…,p) son los

parámetros asociados a cada rezago de la variable dependiente, y t es un error aleatorio i.i.d. El

modelo especificado es lineal y se conoce en la literatura de series de tiempo como un modelo AR-

X(p).

Desde un punto de vista estadístico esta forma de modelar corresponde a una estimación de la

distribución condicional de la demanda (condicional en las variables independientes), por lo que

en términos de proyección se espera que tenga un mayor poder predictivo que los modelos que

estiman la distribución marginal basados solamente en la inercia temporal de la serie (como los

modelos ARIMA).

A continuación se enumerará algunos aspectos importantes que se deben considerar en cada paso

de la estimación de los modelos de series de tiempo mediante la metodología de Hendry.




164

A3.1 Análisis de las Series. Raíz Unitaria.

En primer lugar, hay que recordar que toda la teoría econométrica convencional de tests de

hipótesis se basa en el supuesto de que las variables son estacionarias en covarianzas o en

tendencia, es decir, no presentan raíz unitaria. Si se viola este supuesto, todos los tests de

hipótesis que se realicen serán inválidos. Debido a esto en primer lugar hay que realizar un

chequeo de cada una de las series para constatar si cumplen con el supuesto de estacionariedad

para determinar la forma en que éstas serán modeladas.

Existen varios tests de raíz unitaria disponibles, como por ejemplo:

Dickey-Fuller: es el más común y el de menor poder para distinguir una raíz unitaria de

otras posibles explicaciones (quiebres, presencia de heterocedasticidad o autocorrelación,

etc.).

Dickey-Fuller aumentado: al incluir rezagos de la variable en el testeo corrige por la

presencia de autocorrelación, pero tiene la desventaja de que hay que incluir suficientes

rezagos para hacer que el error sea i.i.d.

Phillips-Perron: realiza un testeo utilizando una matriz de varianzas y covarianzas

consistente con heterocedasticidad y autocorrelación, por lo que no es necesario

introducir rezagos de la variable dependiente en el testeo, por lo que su uso es más

recomendable que los Dickey - Fuller.

Kwiatkowski, Phillips, Schmidt, and Shin (KPSS), es un test LM que utiliza una estimación

del espectro de frecuencia cero de los residuos. Asume que la variable dependiente es

estacionaria en tendencia bajo la hipótesis nula.

Elliot, Rothenberg, and Stock Point Optimal (ERS), basado en una regresión de cuasi

diferencias de la variable dependiente y también utiliza una estimación del espectro de

frecuencia cero de los residuos. Este test tiene mejor poder para discriminar la hipótesis

de una raíz unitaria cuando la serie de tiempo tiene una media o una tendencia lineal

desconocida.

Para cada test, existen valores críticos para contrastar los estadísticos que resultan de cada serie y

realizar tests de hipótesis con el 1, 5 o 10% de significancia estadística. En los primeros tres casos,

si el estadístico que resulta de la serie es menor, en valor absoluto, a los valores críticos, entonces

no se puede rechazar la hipótesis de que la serie presenta raíz unitaria. En el caso del test KPSS, si

el estadístico que resulta es menor a los valores críticos, entonces no se puede rechazar la

hipótesis de que la serie es estacionaria en tendencia. En el caso del test ERS, si el estadístico que

resulta es mayor a los valores críticos, entonces no se puede rechazar la hipótesis de que la serie

presenta raíz unitaria.

Como es conocido, los tres primeros tests tienen un muy bajo poder para discriminar la hipótesis

nula de presencia de raíz unitaria (es decir, aceptan la hipótesis nula de que existe raíz unitaria en




165

muchas más ocasiones de las que en realidad existen). No obstante esta propiedad puede

utilizarse a favor de la modelación, puesto que si alguno de estos tests (en especial el de Phillips-

Perron) rechaza la existencia de raíz unitaria en la serie, entonces se puede estar relativamente

seguro de que no la presenta.

Los resultados del test de Phillips y Perron para las series modeladas mediante la metodología AR-

X y VAR-X se presentan en el Anexo 1. Se puede observar que todas las series, salvo las del tráfico

de Salida LDI y a Internet Conmutado, no presenta evidencia de raíz unitaria al 5% de significancia,

cuando en el testeo se incluye una constante y una tendencia lineal (en varios de los casos, con la

sola inclusión de una constante es suficiente para rechazar la presencia de raíz unitaria).

Si para alguna de las variables (tanto dependiente como explicativa) no se puede rechazar la

presencia de una raíz unitaria, entonces se debe incluir, en el modelo econométrico, la variable en

diferencias, es decir,

∆zt = zt – zt-1

Si zt es una variable en niveles, entonces ∆zt representa un cambio en el nivel. Si zt es una

variable en logaritmos, entonces ∆zt representa un cambio porcentual de la misma variable pero

en niveles. Esto debe ser considerado al momento de interpretar los coeficientes estimados de la

variable.

Una vez hechas las consideraciones anteriores, se puede proceder a estimar o inferir el modelo

econométrico.

A3.2 Estimación e Inferencia

Para estimar el modelo indicado se siguió la metodología para estimar series de tiempo

desarrollada por Hendry. Esta metodología parte por estimar un modelo AR-X sobredimensionado

que cumpla con dos requisitos básicos en los errores estimados: que se distribuyan normalmente

(lo cual se testea mediante un tests de Jarque-Bera en los residuos), y que no presenten

autocorrelación serial de ningún orden (lo cual se testea mediante tests LM o Ljung-Box sobre los

residuos, para todos los rezagos comprendidos entre uno y un número suficiente grande,

generalmente doce). Lo anterior es necesario porque un requisito de consistencia de los

parámetros estimados es que los errores sean independientes temporalmente.

Además, se puede testear que los errores no presenten heterocedasticidad tipo ARCH (mediante

un test de Ljung-Box para los residuos al cuadrado o un test LM) para verificar que los errores se

distribuyan idénticamente, aunque la heterocedasticidad no incide en la consistencia de los

parámetros estimados pero sí en la eficiencia (varianza) de los estimadores.




166

Una vez que se tiene el modelo sobredimensionado que cumple estos requisitos se inicia un

proceso de eliminación de las variables que no sean significativas, generalmente hasta en un 10 o

15% (lo cual se observa en los p-values que aparecen asociados a cada parámetro estimado),

eliminándolas una por una, en primer lugar las menos significativas. Cada vez que se elimina una

variable no significativa es necesario volver a realizar los tests de hipótesis de normalidad y

Autocorrelación. Este chequeo es necesario puesto que tanto el proceso de eliminación como el

modelo final reducido al que se quiere llegar se basan en tests de hipótesis que requieren

independencia en la distribución de los errores.

No obstante lo anterior, es recomendable realizar el proceso de eliminación utilizando siempre

una matriz de covarianzas consistente con autocorrelación, como la propuesta por Newey-West

(el paquete E-Views, por ejemplo, la permite utilizar en estimaciones mediante OLS).

Una vez que se tiene el modelo reducido (hasta que la última variable tenga una significancia o p-

value menor a un 10 o 15%) se realiza el último chequeo de normalidad y no autocorrelación

sobre los errores, y si éstos cumplen estos requisitos entonces se tiene el modelo final estimado.

También es recomendable realizar algún test de especificación. Un test de especificación permite

testear si el modelo no presenta variables relevantes omitidas (lo cual hace que los parámetros

estimados sean inconsistentes), tiene una forma funcional incorrecta (si el supuesto de linealidad

del modelo se cumple o no), o si existe correlación entre las variables explicativas y el error (lo cual

invalida la hipótesis de estimación del OLS). El test que generalmente se utiliza para estos casos es

el test de Ramsey.

Adicionalmente, con el modelo final estimado se pueden realizar tests de hipótesis para un

conjunto de los parámetros estimados, los cuales pueden hacerse mediante los estadísticos Wald.

A3.3 Proyección

Como uno de los propósitos de la estimación de demanda para los procesos de tarificación es que

sea capaz de realizar proyecciones fuera de muestra, es necesario realizar lo siguiente:

1. En primer lugar, es necesario realizar tests de estabilidad de parámetros a los modelos

estimados para saber si cumplen los requisitos mínimos para ser utilizados en proyección.

Un test de estabilidad de parámetros permite verificar que los parámetros que hemos

estimados no han cambiado de manera brusca a lo largo del tiempo. Esta estabilidad es

necesaria si se quiere utilizar toda la historia de la muestra para realizar inferencia que

sirva para realizar proyecciones a futuro.




167

Entre los tests de estabilidad de parámetros, existen dos tests que se pueden utilizar en

conjunto: el test CUSUM y el test CUSUM-cuadrado, que testean estabilidad mediante los

residuos. Los gráficos muestran los resultados de ambos tests en E-Views para un modelo

AR-X estimado. Como se puede apreciar, la línea azul del estadístico se encuentra siempre

dentro de la banda de color rojo punteado que representa los valores críticos del test. En

ambos casos se acepta la hipótesis nula de que los parámetros estimados son estables. En

caso de que uno o ambos tests de hipótesis mostraran a la línea azul fuera del intervalo de

confianza en algún lugar, entonces se rechaza la hipótesis nula de estabilidad de

parámetros.59

59 En caso de que los tests rechacen estabilidad de los parámetros, si se desea saber cuál es el parámetro

problemático se puede realizar un test de coeficientes recursivos en E-Views y observar cuál es el coeficiente que presenta el cambio más pronunciado.

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

01M01 01M07 02M01 02M07 03M01 03M07

CUSUM 5% Significance

-0.4

0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

01M01 01M07 02M01 02M07 03M01 03M07

CUSUM of Squares 5% Significance




168

Es deseable que solo aquellos modelos estimados que pasen ambos tests de estabilidad de

parámetros sean utilizados para realizar proyecciones.

2. Si se tienen varios modelos estimados bien especificados capaces de realizar proyecciones

se puede verificar cuál es el mejor modelo para realizar proyecciones fuera de muestra.

Se elige entonces aquel que ofrezca el menor error de predicción, utilizando algún criterio

estadístico.

En este punto vale la pena destacar que un modelo estimado con buen ajuste o R2 elevado

no necesariamente es bueno para realizar proyecciones. Esto se debe al fenómeno del

overfitting, debido a que un modelo estimado con un alto ajuste no solo recoge la

dinámica de mediano y largo plazo que existe entre las variables sino también recoge la

dinámica coyuntural de corto plazo, la cual por lo general es poco probable que vuelva a

repetirse en el futuro. Por otro lado, un modelo estimado con un bajo ajuste tampoco es

de gran ayuda para proyectar fuera de muestra debido a que puede no ser capaz de

reconocer la correlación entre las variables de interés.

Para ver cuál modelo estimado elegir es necesario realizar tests adicionales que nos

permitan discriminar entre varios candidatos. Para realizar esto es necesario estimar el

modelo, manteniendo su misma estructura, con un número menor de observaciones,

dejando algunas observaciones libres al final de la muestra, y realizar con el modelo una

proyección de dichos valores. Al comparar estas proyecciones con los datos reales se

pueden obtener errores de proyección que servirán para construir algunos estadísticos.

Entre los estadísticos que se puede construir y utilizar están: el error cuadrático medio de

la proyección, y el estadístico U de Theil (ambos estadísticos se pueden obtener de E-

Views manipulando correctamente el tamaño de la muestra y utilizando la opción

“Forecast” dinámico). Aquel modelo con el menor error cuadrático medio de proyección y

el menor U de Theil puede considerarse como el mejor modelo, entre los candidatos, para

realizar proyecciones fuera de muestra.




169

Anexo 4: Levantamiento de Plantas con Almacenamiento de

Combustibles

Se adjunta el presente anexo en CD en formato digital.




170

Anexo 5: Levantamiento de Oleoductos





171

Anexo 6: Levantamiento de Terminales Marítimos


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