Pérdidas y Estructura Tarifaria

Ingº Alan Clavijo Pérdidas y Estructura Tarifaria

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capitulo iV

perdidas Y estructura tarifaria

La teoría económica establece que el bienestar de una sociedad, dada una cierta distribución

del ingreso, depende de los precios de los diferentes bienes y servicios. En un mercado de

competencia perfecta, es decir, un mercado donde participan un gran número de agentes

económicos sin que ninguno pueda propiciar la modificación de los precios, éstos se

establecen de acuerdo a la ley de la Oferta y la Demanda, de manera que, el precio

represente la escasez relativa de los bienes y servicios, en concordancia a una política de

eficiencia económica y de óptimo bienestar social. No ocurre así en los mercados

controlados por un monopolio, en estos mercados, el monopolista con el objeto de

maxificar su ganancia, fija el precio por encima del nivel de equilibrio entre la oferta y la

demanda, produciendo menos bienes que los deseados por la sociedad.

Ahora bién, con la finalidad de corregir esta distorsión, existen diversos instrumentos de

política económica que tienden hacer que los monopolios actúen de acuerdo al interés

general. Uno de ellos consiste en fijar los precios a nivel de precios internacionales y

someterlos a la competencia externa. Sin embargo, hay actividades que por su naturaleza de

orden técnico, económico y/o geográfico, implican la existencia de monopolios llamados

naturales, que por sus características de abastecimiento local, no están ligados a mercados

externos, constituyendo bienes no transables internacionalmente, por lo que es conveneiente

que los precios reflejen su estructura de producción interna. Tal es el caso del servicio

electrico, el cual fundamentalmente por la magnitud de las inversiones requeridas para


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asegurar el sumistro futuro, constituye un monopolio natural. Por tal motivo, es de

obligación ineludible para los entes u organismos oficiales, normalizar lo concerniente al

establecimiento de su precio.

El presente capítulo tiene por finalidad, establecer los elementos requeridos para la

conformación de las tarifas eléctricas, así como la influencia que las pérdidas del sistema

ejercen sobre las mismas. A tal efecto, se revisan inicialmente un conjunto de conceptos

económicos, necesarios para la comprensión de los fundamentos de la estructura tarifaria de

las empresas del sector eléctrico, para finalizar evaluando la incidencia de las pérdidas en

éstas.

4.1.- COSTO Y PRODUCCION PARA UNA EMPRESA COMPETITIVA

Se dice que una empresa ha alcanzado su máxima eficacia económica, cuando su nivel de

producción se logra con un costo por unidad al nivel más bajo posible. Dado que la ganacia

total de una empresa, depende de la relación entre los costos de producción y los ingresos

totales alcanzados, es evidente la importancia de estos elementos en la determinación de la

producción para máxima ganancia. Por lo tanto, es menester analizar, por una parte los

costos, y por la otra, los ingresos y en consecuencia la conformación del precio, con la

finalidad de evaluar la eficiencia operativa de las empresas.

El costo de total de producción de una empresa puede desegregarse en:

COSTOS FIJOS

Los costos fijos son aquellos en que necesariamente tienen que incurrir las empresas al

iniciar sus operaciones y de magnitud a corto plazo invariable, se esté o no en producción.

Están comprendidos por los alquileres, salarios a ejecutivos, intereses, primas de seguro, la

depreciación de las maquinarias y equipos, etc. Evidentemente, mientras la capacidad de

producción se mantenga dentro de los límites iniciales, los costos fijos son constantes. Por


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supuesto, si se desea ampliar la producción, se requerirá aumentar los equipos y

maquinarias por lo que deberán aumentar los costos fijos asociados.

COSTOS VARIABLES

Son los costos dependientes del volumen de producción. El costo de la materia prima y de

la mano de obra son los elementos más importantes del costo variable de una empresa.

COSTO MARGINAL

Se define como el costo adicional en el que se incurre al producir una unidad adicional de

un producto. Permite observar los cambios que experimenta el costo total de producción al

emplear unidades adicionales de los factores variables de producción. Si al aumentar el

volumen de producción en una unidad el costo total aumenta, el aumento absoluto en el

costo de producción se toma como resultado del aumento absoluto en la producción. De

manera que, el costo marginal analíticamente puede expresarse según la relación:

CM CT PT

En donde, CT es la variación experimentada por el costo total, y PT la variación en la

producción propiciada por la variación en el costo. La figura 4-1 muestra gráficamente los

distintos costos por unidad de una empresa.

FIGURA 4-1

CFP

CM CTP

CVP

COSTO/UND

PRODUCCION


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Como se puede ver, el costo fijo promedio (CFP) muestra una tendencia decreciente en

todos sus puntos, lo que resulta lógico, dado que al ser el costo fijo invariable, para los

distintos niveles de producción, al distribuirse entre una mayor cantidad de unidades de

producción el costo fijo promedio tiene irremediablemente que reducirse.

Por su parte, el costo variable promedio (CVP) tiene un comportamiento distinto. En

principio pareciera lógico suponer que por depender del volumen de producción, a medida

que éste aumente debería aumentar el costo promedio variable, sin embargo, obsérvese que

no ocurre así. Al aumentar el volumen de producción, tiende a reducirse hasta alcanzar un

mínimo, en lo sucesivo comienza como era de esperarse, a aumentar a medida que lo hacen

las unidades producidas. El decrecimiento inicial se explica debido a que, aún cuando en las

primeras fases de producción, se emplea mayor cantidad de factores variables, y en

consecuencia los costos variables aumentan, la producción lo hace a un ritmo más

acelerado, por lo que el costo variable promedio tiende a reducirse. Tal circunstancia es

conocida como principio de los rendimientos menguantes, y establece la existencia de una

fase de rendimientos crecientes en la que, la producción aumenta a un ritmo mayor que los

factores variables como consecuencia de la eficiencia productiva.

El costo promedio total (CPT) es igual a la suma del costo fijo promedio y el costo variable

promedio. Como se puede ver, presenta una forma de herradura, al principio decreciente

debido a la mayor influencia de la reducción del costo fijo promedio, hasta alcanzarse el

mínimo, para luego aumentar como consecuencia del incremento de los factores variables y

la disminución de la eficacia operativa de los equipos.

En lo que respecta al costo marginal, se puede ver que su curva representativa pasa por los

puntos de mínimo valor, tanto del costo variable promedio como del costo total promedio,

siendo éste último punto de corte de importante significación, ya que representa el nivel

óptimo de producción.


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4.2.- FORMACION DE PRECIOS EN CASO DE COMPETENCIA PERFECTA

Los precios, son el pago o retribución por la contribución que hacen los factores

productivos en el proceso de producción. Se puede demostrar el efecto que tienen los

precios en la demanda, producción y bienestar de la comunidad mediante el siguiente

razonamiento. Supóngase en términos de la figura 4-2, que la curva representa la demanda

para un bien cualquiera. Entendiéndose por demanda, la máxima cantidad de un bién que

una persona o grupo de personas desean comprar a un determinado precio.

FIGURA 4-2

Para un precio P0 , se demanda una cantidad Q0 de un determinado producto o servicio,

cualquier variación de la cantidad demandada, le representará al consumidor una

satisfacción menor. En efecto, si para P0 un consumidor demandára una cantidad mayor, por

ejemplo, Q2, éste incremento en su consumo le reportará un beneficio menor que si lo

destinará al consumo de otros bienes, puesto que el precio que estaría pagando es mayor

que la utilidad marginal que recibe por consumir ese bien, tal como se desprende de la

curva de demanda. Por lo tanto, tendrá una pérdida en su bienestar igual al área BDC, ya

que el precio mide la utilidad marginal de la satisfacción que el consumidor recibe al

consumir un determinado bien.

PRECIO

CANTIDAD

P1

P0

A

B

Q1 Q0 Q2

C

D

F


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Cuando por el contrario, un consumidor está dispuesto a pagar el precio P1, por consumir la

cantidad Q1, tiene un excedente determinado por la diferencia entre lo que paga y el precio

que efectivamente paga P0, esto es, el área P1AFP0. El excedente total para la sociedad,

desde el punto de vista de los consumidores, será el área debajo de la curva de demanda.

Por su parte, el productor que enfrenta en el mercado el precio P0, estará en disposición de

producir y vender cantidades adicionales del producto, siempre y cuando le signifique un

beneficio extra, ya que por cada unidad adicional que produzca, deberá utilizar recursos

adicionales como mano de obra, materia prima, etc.. Este costo adicional constituye el costo

marginal, y en la figura 4-3 está representado por la curva de oferta del productor.

FIGURA 4-3

Como se puede ver, al productor le convendrá aumentar su producción hasta que su costo

marginal se iguale al precio que es la medida de su ingreso marginal, es decir, hasta el

punto P0Q0, puesto que cualquier desviación de este nivel de producción requrirá la

utilización de recursos adicionales. Por ejemplo, para un incremento en la producción Q2,

por encima de Q0, se experimenta una disminución en sus beneficios determinada por el

área ABC, de manera que, el excedente para la sociedad desde el punto de vista del

productor será C0P0A. En consecuencia, para la sociedad en conjunto, el excedente según la

figura 4-4, el área comprendida entre las cuvas de oferta y de demanda.

P0

Q0

C0

A

C

B

CANTIDAD

PRECIO/COSTO


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FIGURA 4-4

Luego, desde el punto de bienestar social, lo óptimo es fijar el precio de un bien según el

punto de corte de la cantidad ofrecida y la cantidad demandada de mismo. Es decir, cuando

el precio que es la medida de la satisfacción marginal que el consumidor recibe, iguala al

costo marginal del productor.

4.3.- FIJACION DE PRECIOS EN MERCADOS MONOPOLISTAS

A diferencia del caso de competencia perfecta, el precio en mercados monopolistas no sigue

los dictamenes de la Ley de oferta y Demanda, sino que está más bien determinado por las

características del monopolista.

Supóngase que el monopolista tiene un costo marginal representado por la curva de la

figura 4-5. Al controlar el mercado, podrá fijar su nivel de producción en el punto donde

logre maximizar su excedente, por ejemplo, Q1, de forma que venderá al precio P1, teniendo

en consecuencia un excedente a su favor determinado por el área P1ABC0.

P0

C0

Q0

Excedente del

Consumidor

Excedente del

Productor

Demanda

Costo Marginal

PRECIO/COSTO

DEMANDA


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FIGURA 4-5

Como se puede ver, como consecuencia de tener un precio fijado por encima del precio de

equilibrio entre la demanda y la oferta, se tiene una pérdida neta para la sociedad en su

conjunto, determinada por el área ABC. Luego, es evidente el papel de importancia de los

precios en el bienestar social, de manera que el estado debe actuar para proteger a los

consumidores en los casos de mercados monopolísticos.

4.4.- FIJACION DEL PRECIO DEL SERVICIO ELECTRICO

Al igual que para cualquier bien o servicio, las tarifas o estructura de precios, que se aplican

a los consumos de energía eléctrica, tienen por finalidad que cada suscriptor pague el justo

valor del servicio recibido, de manera que contribuya con los recursos requeridos por las

empresas para cubrir los costos en que incurren al prestar el servicio y garantice una

adecuada rentabilidad del capital invertido. Sin embargo, dada su significación para el país,

la transferencia de estos requerimientos a los usuarios de manera equilibrada, es una tarea

dificil de abordar ya que, por una parte, se tiene la realidad financiera de las empresas de

servicio, y por la otra, la realidad económica y social del país.

Como quiera que el servicio eléctrico tiene la particularidad de ser prestado bajo

condiciones monopolísticas, debido a las magnitudes de las inversiones requeridas para

garantizarlo, y al hecho de que no puede ser sometido a los controles mediante mercados

P1

P0

C0

A

C

B Demanda

Costo Marginal

Q1 Q0

PRECIO/COSTO

CANTIDAD


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externos, es menester que los organismos estatales, regulen la fijación de su precio

mediante un análisis de la estructura de producción del mismo. En este sentido, es usual la

realización de estimaciones con el objeto de determinar el precio en función del costo

marginal en que se incurre para asegurar la prestación del servicio de acuerdo con una

política eficiente de asignación de recursos.

Por ejemplo, dada las características de los sistemas elcéctricos, en relación a la demanda,

la cual varía ampliamente durante las horas del día, habrá momentos en que esta puede ser

abastecida con las instalaciones existentes, en este caso, el costo marginal, será la variación

en los costos cuando aumenta en una unidad la cantidad de energía producida con el equipo

generador existente, razón por la que son denominados costos marginales de corto plazo.

Por su parte, cuando la demanda presiona la capacidad del sistema, tal como ocurre en las

horas de punta o pico de demanda, cualquier incremento en la demanda exigirá una

inversión adicional en las instalaciones existentes. En consecuencia, el costo marginal

incluirá un componente asignado a estas nuevas inversiones (Costo Marginal de Largo

Plazo).

La figura 4-6 clarifíca los conceptos anteriores y permite visualisar su relación en el

establecimiento del precio del servicio eléctrico. Supóngase que se tiene un sistema de

generación conformado por un conjunto de centrales electricas. Supóngase además que la

curva CT1, representa la curva de costos totales para el equipo.

FIGURA 4-6

CT0 CT1 CT2

CTLP

COSTO

CANTIDAD Q0 Q1 Q2


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El rendimiento óptimo será Q1. Ahora bién, si la producción requerida fuese Q0, los gastos

son disminuidos en la magnitud de aquellos que se pueden evitar, al disminuir la

producción de Q1 a Q0. Por el contrario, si la producción requerida se establece en Q2, se

tendrá que realizar gastos adicionales para satisfascerla. se evidencia, en consecuencia, que

se producirá al minimo costo con las instalaciones existentes en el nivel Q1, una cantidad

mayor o menor costará por definición más que si tuviese la libertad de alterar la capacidad

de las instalaciones para cada nivel de producción.

De manera que para un nivel de producción Q0, le corresponde un tamaño óptimo de la

planta representado por CT0 y para Q2, representado por CT2. Es decir, a cada nivel de

producción le corresponde un tamaño óptimo de planta y una curva de costos totales

determinadas por esta.

Estas curvas de costos, tienen una envolvente que se llama curva de costos totales a largo

plazo, CTLP y representa los gastos efectivamente proyectados si se pudiesen adaptar las

instalaciones al tamaño óptimo para cada nivel de producción. En cada punto de esta curva

hay una particularidad que es que las tangentes de las curvas de costos totales a corto plazo

son iguales a las tangentes de la curva de largo plazo.

Dado que la tangente de la curva de costos totales es por definición la variación que se tiene

en el costo cuando varía en una unidad la cantidad producida con el equipo productor fijo,

esto es, el costo marginal de corto plazo; mientras que la tangente de la curva de costo total

de largo plazo es el costo marginal de largo plazo, cuando los ajustes de la capacidad son

factibles, se tiene que la planta tendrá una utilización óptima cuando los costos marginales

de corto y largo plazo coinciden.

En la práctica, la expansión de los equipos de producción no es continua, sino por el

contrario de tipo discreta, esto es, el sistema de generación se desarrolla por etapas, por lo

que, los costos marginales varían en el tiempo.


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Ahora bién, Si se fijan las tarifas de acuerdo a los costos marginales de corto plazo, los

precios sufrirían fluctuaciones en el tiempo dando señales equívocas a los usuarios,

respecto a sus decisiones de consumo y principalmente, cuando preven inversiones en

bienes de uso duradero. Por el lado de la empresa de servicio, en algunos períodos tendrá

déficit financieros, mientras que en otros tendrán excedentes.

Por lo tanto, desde el punto de vista del consumidor como del productor, es conveniente

fijar el precio cuando el equipo generador es el óptimo, oportunidad que se presenta cuando

los costos marginales de corto y largo plazo coinciden.

4.5.- ESTRUCTURA TARIFARIA

Como se estableció en la sección precedente, el servicio eléctrico al estar prestado en

condición de monopolio, requiere ser regulado por los organismos oficiales creados a tal

fin, con el objeto de proteger al usuario de las distorsiones propias de un mercado

monopólico. En este sentido, el diseño de la estructura o sistema de tarifas debe reflejar la

escasez relativa de los bienes involucrados para asegurar el suministro oportuno y

confiable. De esta manera, las tarifas indicarán el verdadero valor económico que ellas

tienen para el país, y a su vez serán señales correctas a las empresas de servicio como a los

usuarios sobre sus desiciones de producción y consumo.

En consecuencia la estructura tarifaria debe contemplar, entre otros, los siguientes criterios:

Eficiencia económica, para una óptima asignación de recursos. Este criterio implica que

en lo posible la estructuraria tarifaria debe permitir a los usuarios conocer cuándo el

consumo es caro y cuándo es barato, con la finalidad de propiciar la utilización racional

del servicio.

Rendimiento Finaciero, para permitir una adecuada gestión de las empresas eléctricas.


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Equidad, para evitar discriminaciones injustificadas. Todos los usuarios con las mismas

características de utilización deberán pagar el mismo precio o que en el caso de sistemas

con opciones se les ofrezcan las mismas oportunidades tarifarias.

Estabilidad, para mantener en el tiempo el nivel y la estructura de los precios relativos.

Es decir, las tarifas deben diseñarse para durar cierto período aparte de los ajustes por

inflación, ya que la respuestas a sus incentivos no provoca de un día a otro, las

adaptaciones económicamente deseables. Modificaciones frecuentes en las tarifas,

además de los problemas financieros y sicológicos que pueden generar, no son

compatibles con las realidades del proceso de adapatación de los usuarios, desorientan

las decisiones de equipamiento y consumo de éstos, y dan lugar a ineficiencias.

Accesibilidad al servicio eléctrico de los sectores de menos recursos, mediante tarifas

sociales. Dado que las familias de los sectores más deprimidos no están en posibilidad de

pagar el precio equivalente al costo del servicio, se debe preveer la posibilidad de acceso

de éstas a un mínimo esencial del servicio a través de tarifas subsidiadas.

Simplicidad para facilitar el proceso comercial y la función de control correspondiente.

Esto significa que la estructura tarifaria no debe ocasionar costos de transacción

exagerados, tanto por la medición y facturación, como por las dificultades de compresión

y posibilidades de respuesta de los usuarios. Sin embargo, la simplificación de las tarifas

no debe afectar significativamente la incentivación al uso racional del servicio en los

usuarios.

Por todo lo antes dicho, la metodología para el establecimiento de la estructura tarifaria se

reduce al cumplimiento de los pasos a continuación indicados:

Evaluación de los costos del sistema (Generación, transmisión y Distribución).

Evaluación de las características de consumo de los distintos tipos de usuarios,

esto es, el comportamiento de la carga de usuarios.


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Elaboración de las tarifas de referencia para cada tipo de usuario, como

consecuencia de la interacción de la evaluación de los costos del sistema y de las

características del consumo de los distintos usuarios.

Consideración de los criterios financieros, sociales, políticos y operacionales.

Conformación de la estructura tarifaria prácticable.

4.6.- LA TARIFA ELECTRICA EN VENEZUELA

En el país la fijación de las tarifas eléctricas es una prerrogativa exclusiva del Ejecutivo

Nacional, y sólo por medio de su publicación en Gaceta Oficial, las hace efectiva.

Inicialmente, durante los años de la segunda guerra mundial, se creó la Comisión Nacional

de Abastecimiento con autoridad para supervisar y controlar los precios, tanto de los

productos básicos como de los servicios. Dicha Comisión, una vez disuelta, cedió sus

funciones en lo concerniente a los servicios, a los Concejos Municipales y al Ministerio de

Fomento. Ahora bien, dado que estos organismos no disponían del personal especializado

en materia tarifaria, permitieron que fuesen las empresas prestatarias del servicio las que

formaran los cuadros especializados en la materia y redujeron su participación, en el caso

del Ministerio de Fomento, a la aprobación o no de las tarifas presentadas por las empresas.

No obstante, es de destacar la no existencia de una ley que regule la prestación del servicio

eléctrico. Para tener idea de lo relativo al entorno legal en que se desenvuelve el servicio

eléctrico en el país, es prudente aclarar el régimen de concesiones que permite su

prestación; en este sentido, a continuación se presenta un estracto que en relación al tema

aparece en el PLAN ESTRATEGICO DEL FONDO DE INVERSIONES DE

VENEZUELA HACIA EL SECTOR ELECTRICO, trabajo desarrollado por INELECTRA,

Unión FENOSA y Spiñeira Sheldon Y Asoc. , para el FIV en el año de 1993.


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4.6.1.- REGIMEN DE CONCESIONES

La Ley Orgánica del Régimen Municipal establece en su artículo 36, la competencia de los

municipios en la distribución y venta de electricidad en el ambito de su jurisdicción. La Ley

también señala en el artículo 38 que todo centro poblado con más de Mil (1.000) habitantes,

debe contar con alumbrado público y domiciliario. Sin embargo, en el parágrafo único del

artículo 36, reconoce que pueden existir competencias nacionales en los aspectos técnicos,

de producción y suministro, de inspección y sanción, y especialmente en el régimen de

regulación de precios y en el establecimiento de las tarifas.

En el artículo 41, se establecen los mecanismos para la prestación de los servicios públicos

siendo aplicables para las empresas eléctricas los siguientes:

Organismos de cualquier naturaleza, de carácter nacional o estatal, mediante contrato.

Concesión otorgada en licitación pública.

Para el caso de concesión, el artículo 42 establece un conjunto de condiciones mínimas,

entre las que se destacan las siguientes:

La duración máxima de la concesión será de veinte años, debiendo traspasar

gratuitamente el concesionario, al completarse este plazo, todos los bienes, derechos y

acciones de la concesión necesarios para la prestación de servicios, salvo aquellos

pertenecientes a terceros.

En concesionario deberá pagar un precio por los derechos de concesión, el cual deberá

revisarse períodicamente.

En Municipio podrá participar en las utilidades o ingresos brutos que produzca la

explotación.

El municipio podrá supervisar la gestión del concesionario y el mantenimiento y uso

adecuado de los equipos e instalaciones utilizados.


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El municipio tiene el derecho a intervenir temporalmente la concesión, cuando el

servicio sea deficiente o se suspenda sin autorización. En el caso de prestación deficiente

deberá darse al concesionario un plazo perentorio para establecer la buena marcha del

servicio.

El municipio tiene el derecho a revocar en cualquier momento la concesión, previo el

pago de la indemnización correspondiente, la cual no incluirá el monto de las

inversiones ya amortizadas y el lucro cesante.

En la actualidad el régimen de concesiones así definido no se está aplicando y solamente

existen algunos contratos de alumbrado público. No obstante, de llevarse a cabo los

procesos de privatización de la distribución de energía electrica que en la actualidad prevee

el Gobierno, no es de descartar que se presenten enfrentamiento entre las empresas de

servicio y los municipios.

Uno de los puntos conflictivos en la redacción de la Ley de Régimen Municipal, en lo

concerniente a las concesiones, es el hecho de que no define claramente el régimen

aplicable para indemnizar a la concesionaria por los activos aún no amortizados, en el caso

de extinción de la concesión. Otro punto a resolver, es el de la duración máxima de las

concesiones. Ambos aspectos originan un estado de inseguridad jurídica que debe ser

resuelto en el marco de una Ley que se formule a tal fin.

La inexistencia de una ley, trae como consecuencia, ademas de indecisión en las empresas

de servicio en acometer las inversiones requeridas, al no desenvolverse dentro de un marco

legal estable, malestar entre los usuarios, especialmente entre los del sector comercial e

industrial, cuyas voces son siempre más atendidas por las características de sus acciones

gremiales.


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4.6.2.- PLIEGO TARIFARIO

A finales de la década de los ochenta, a los fines de corregir la situación inconveniente en

materia tarifaria, y en respuesta a las imposiciones de los Organismos Internacionales en

momentos en que el país requería de su concurso, el Estado Venezolano procedió a

establecer normas que regularan la prestación del servicio en lo referente al esquema de

tarifas, lamentablemente por la vía de decretos y no por la promulgación de una Ley

regulatoria. En efecto, en Octubre de 1989, el ejecutivo Nacional, mediante el decreto 368,

definió las bases técnicas y económicas para la fijación de las tarifas eléctricas. En este

sentido, se clarificó lo relativo a los ingresos, a los costos y gastos, así como el método de

determinación de la base tarifaria, que permitieran determinar el precio del servicio.

Posteriormente, con fecha 18 de Junio de 1.992, mediante decreto Nro. 2.383 se creó la

COMISION REGULADORA DE ENERGIA ELECTRICA (CREE), presidida por el

Ministro de Energía y Minas e integrada por los Ministerios de Fomento, Cordiplan,

Ambiente, por el Presidente del IDEC (Instituto para la Defensa y Educación del

Consumidor) y teniendo como Secretario al Director General Sectorial del Ministerio de

Energía y Minas. Como objetivos principales, se establecieron:

Mejorar la Eficacia de las empresas del sector.

Mejorar la Calidad del Servicio.

Mejorar la situación financieras de las empresas.

Lograr que el Suscriptor pague el costo real del Servicio.

Velar por el poder adquisitivo del suscriptor Residencial de bajo consumo.

Propiciar la competencia.

Ahora bién, como se estableció con anterioridad, las tarifas o estructura de precios, que se

aplican a los consumos de energía eléctrica, tienen por finalidad que cada suscriptor pague

el justo valor del servicio recibido, de manera que contribuya en lo que le corresponde a la


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conformación de los recursos requeridos por las empresas para cubrir los costos en que

incurren al prestar el servicio y para garantizar la adecuada rentabilidad del capital

invertido. Sin embargo, la transferencia de estos requerimientos a los usuarios de manera

equilibrada, es dificil de abordar ya que, por una parte, se tiene la realidad financiera de las

empresas de servicio, y por la otra, la realidad económica y social del país.

Para tener una idea del significado de los precios establecidos en las distintas tarifas, se

deben considerar toda la Inversion Inmovilizada y/o Patrimonio Social de la empresa (Base

Tarifaria), así como todos los factores de costos y de gastos en generación, transmisión,

distribución, administración y operación, que hacen posible que la energía llegue al

consumidor para su utilización. Desafortunadamente, en el país, adicionamente a estos

factores, se deben agregar otros factores que, de alguna manera perturban la pureza de las

tarifas. Entre estos factores, se pueden mencionar:

El subsidio dado por el resto de los suscriptores al sector social.

El subsidio dado por los suscriptores Industriales y Comerciales a los

residenciales.

El subsidio dado por todos los suscriptores al sector oficial ya que la morosidad

de estos se convierte en un costo, que debe ser considerado al elaborar las tarifas.

En lo que sigue, se establece la metodología autorizada en el pais para la determinación del

precio del servicio eléctrico.

4.7.- METODOLOGIA TARIFARIA EN VENEZUELA

En atención a las razones que propiciaron su creación, la Comisión Reguladora de la

Energía Eléctrica, estableció la Metodología Tarifaria utilizada para la elaboración del

pliego tarifario cuya aprobación se produjo con fecha 19 de Octubre de 1992. En la misma,

adicionalmente, se contemplaron un conjunto de ajustes a aplicar a las tarifas como

consecuencia de las variaciones en el contexto económico cuya finalidad es procurar que las


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tarifas reflejen los costos reales del servicio e incentivar a las empresas para que alcancen

una mayor eficiencia operacional.

4.7.1.- TARIFA OBJETIVO

Se entiende por tarifa objetivo de una determinada empresa, los precios promedios de venta

para cada año de aplicación del pliego tarifario en referencia. Su deteminación, contempla:

La rentabilidad a la cual tiene derecho la empresa en función del riesgo del

negocio eléctrico.

El nivel de eficiencia que deben alcanzar las empresas en las diferentes

actividades a ser realizadas para prestar el servicio.

De manera que el precio promedio de venta de una empresa (PPV), se obtiene mediante la

aplicación de la siguiente expresión:

PPVCOSTOS GASTOS UTILIDAD

ENERGIA

En donde, los COSTOS y GASTOS se refieren a los asociados a la prestación del servicio

en condiciones de eficiencia, la UTILIDAD se refiere a la rentabilidad sobre la base

tarifaria y la ENERGIA se refiere a la determinada en condiciones de eficiencia.

La base tarifaria está determinada por la suma del Activo fijo Neto Revaluado y

Promediado entre el comienzo y final del año (AFNRP), y el Capital de Operación (CO), el

cual a su vez, está determinado por los gastos de operación y mantenimiento

correspondientes a cuatro (4) meses.

De manera que, la utilidad de la empresa estará dada por la relación:

UTILIDAD = TR x (AFNRP+ CO)


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Por su parte, la ENERGIA a considerar comprende la suma de la Energía Comprada Firme

(ECF) y la Energía Generable (EGB), afectada de un factor que contemple las pérdidas

acreditadas, es decir:

ENERGIA = (ECF - EGB) x (1-PPA)

En donde, PPA representa el valor en por unidad de las pérdidas acreditadas de energía. Por

su parte, la energia generable se determina a partir de la expresión:

EGB = EFH + ESD

Siendo EFH, la Energía Firme Hidraulica y ESD, la Energía Térmica Disponible, que a su

vez se determina de la expresión:

ETD =CGA FP NH

R

1

En donde, CGA es la Capacidad de Generación Acreditada (parque técnico de la empresa),

FP el Factor de Planta, NH el número de horas del período considerado y R el valor

expresado en por unidad de la Reserva de Generación Térmica.

Adicionalmente, en el cálculo de la tarifa objetivo, todos los elementos que intervienen en

la conformación de los costos y gastos y en consecuencia la Utilidad, están afectados por

una estimación de inflación, a excepción de los costos asociados a la compra de energía

eléctrica y de combustibles utilizados para la generación de la energía eléctrica, en cuya

determinación se consideraron los precios vigentes al momento en que se realizó el cálculo

de las tarifas (Junio 1992).

De lo anterior se deduce que, gran parte de los Costos y Gastos y toda la Utilidad de las

empresas fueron proyectados en función de hipotesis inflacionarias cuyos niveles fueron

sugeridos por organismos Estatales. Por su parte, los costos correspondientes a los insumos


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de combustibles y energía comprada, se ajustarán según la variación que experimenten sus

precios en el mercado.

Otro de los lineamientos emitidos por la CREE, para la conformación de las tarifas,

establece la necesidad de preservar el ingreso de las familias de bajos recursos. a este

respecto, se diseñó una tarifa residencial que contempla, en su estructura, los siguientes

aspectos:

El estrato de más bajo consumo, hasta 100 KWH/Mes, recibe un subsidio

importante, que consiste en que su factura no debe superar el 1% del salario

mínimo urbano establecido por el Gobierno.

El estrato residencial de consumo medio eventualmente pagará el costo del

servicio.

El estrato residencial de alto consumo pagará una factura con la cual se cubrirá el

subsidio otorgado al estrato de más bajo consumo.

Este esquema está fundamentado en el hecho de que existe una alta correlación entre el

ingreso de una familia y su correspondiente consumo de energía eléctrica. Esto se explica

porque un mayor ingreso induce a un mayor equipamiento de electrodomésticos y esto asu

vez conduce a un mayor consumo de electricidad.

3.7.2.- DISEÑO DE LAS TARIFAS DE APLICACION

Una vez determinadas las tarifas objeto, deben diseñarse las tarifas cuya aplicación permita

alcanzar los objetivos siguientes:

El precio promedio resultante para cada aplicación, no supere la tarifa objetivo

correspondiente a ese año.

Procurar en lo posible que cada usuario del servicio se le aplique la tarifa que

refleje los costos de suministro del servicio.


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Que se mantenga el subsidio establecido por el Ejecutivo Nacional para los

clientes residenciales de bajos ingresos.

En el figura 4-7, se muestra la relación existente entre las tarifas objetivo y las tarifas de

aplicación. Como se puede observar las tarifas promedio anuales se aproximan a las tarifas

objetivos, pero nunca las superan. De igual manera, se observa un crecimiento porcentual

mayor para las tarifas residenciales que para las restantes tarifas, lo cual refleja una política

de corrección de los subsidios cruzados.

TO4

TO3

TO2

TO1

1 2 3 4

FIGURA 4-7

En la figura 4-8, se presenta el esquema de la tarifa residencial vigente en los actuales

pliegos. La tarifa residencial actual (TRA), corresponde al precio promedio de una empresa

para un determinado mes. Por su parte la tarifa residencial objetivo (TRO), que es el precio

máximo a que puede aspirar esa empresa, está determinado asumiendo ciertos niveles de

eficiencia en la gestión empresarial, en lo referente a costos, pérdidas de energía e

TARIFAS

RESIDENCIALES TARIFA

PROMEDIO

MENSUAL

TARIFAS

NO

RESIDENCIALES

TPA1

TPA2

TPA3

TPA4

AÑOS DE ESTUDIO


CIV 12.267

91

instalación de capacidad de generación. Como se puede observar, la TRA está muy por

debajo de la TRO, lo que refleja la existencia de un subsidio al sector residencial.

FIGURA 4-8

Asi mismo se puede ver el valor de cada KWH en los diferentes bloques establecidos,

siendo el primer bloque el correspondiente a la tarifa residencial social TRS (desde 0 hasta

100 KWH mensuales). Es claro que esta tarifa está fuertemente susbsidiada.

El segundo bloque va desde 101 a 500 KWH mensuales, pertenece a la tarifa residencial

intermedia TRI, cuyo valor unitario está por encima del promedio de la empresa, tiene por

finalidad que un usuario que consuma 500 KWH al mes tenga un precio promedio final

igual a la tarifa residencial actual.

100 500 KWH

TRM

TRA

TRI

TRS

TRO

Bs/KWH


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El tercer bloque corresponde a los usuarios que presentan un consumo mayor a 501 KWH,

para ellos el valor de cada KWH es superior a la tarifa residencial actual, pero inferior a la

tarifa residencial intermedia., de tal modo que lo cobrado en exceso (TRM-TRA),

compense el subsidio otorgado al sector social.

Como se puede observar, la tarifa promedio resultante, (TRP) es bastante elevada para

pequeños consumos, debido a que el sector residencial paga un monto fijo,

independientemente el consumo entre 0 y 100 KWH. Luego desciende hasta el valor TRS,

para comenzar a elevarse durante todo el tramo intermedio hasta alcanzar el nivel TRA.

Para consumos mayores, continúa su incremento en forma asintótica al valor de tarifa

residencial media.

4.8.3.- TARIFA RESULTANTE

Para el cálculo de las tarifas objetivo y por lo tanto, para las de aplicación se utilizaron las

siguientes hipótesis:

Los precios de la electricidad comprada y de los combustibles utilizados para la

generación de electricidad, se incorporaron a valores constantes los vigentes para

el momento en que se calcularon las tarifas.

Se consideró en los cálculos de cada año, una determinada dieta o estructura de

consumo de los combustibles.

Para los restantes elementos de Costos y Gastos, así como de Utilidad, se

consideró una inflación estimada para cada año analizado. Estas estimaciones de

inflación fueron las recomendadas por el organismo de planificación del

Gobierno Nacional.

Ahora bien, dada las probables variaciones que se pueden producir entre los valores reales y

los estimados para los elementos antes mencionados, fué necesario incorporar dentro del

sistema tarifario, unos factores que permitieran ajustar las tarifas para adecuarlas a las


CIV 12.267

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variaciones de los costos del servicio, de manera que, la tarifa resultante (TR) queda

expresada de la siguiente manera:

TR TB FAVI FACE ( )

En donde, TB es la tarifa estimada en base a las hipótesis arriba establecidas, FAVI el factor

de ajuste por variación de inflación y FACE el factor de ajuste por combustible y energía

comprada.

La aplicación combinada de estos dos factores permite mantener actualizado el nivel de las

tarifas en función de las variaciones del contexto económico.

FACTOR DE AJUSTE POR COMBUSTIBLE Y ENERGIA COMPRADA

El factor de ajuste por combustible y energía comprada (FACE), permite actualizar los

costos por concepto de utilización y aumento de los precios del combustible y energía

comprada y se obtiene según la expresión:

FACE =P C - P C

EV - EVRS

(i, t) (i, t) (i, o) (i, o, t)

(t) (t)

Donde:

P(i,t) = Precio del combustible o de la energía comprada "i", vigente en el

período "t" en la cual se realiza el ajuste.

P(i,o) = Precio del combustible o de la energía "i" vigente en el período inicial

"o", al 31 de Julio de 1.992.

C(i,t) = Cantidad del combustible o de la energía comprada "i", que se utilice

durante el período "t" en la cual se realiza el ajuste.

C(i,o,t) = Cantidad del combustible o de la energía comprada "t", que se

presupuestó en el período inicial "o" para utilizarse en el período "t".


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EV(t) = Energía vendida (KWH) durante el período "t".

EVRS(t) = Energía vendida (KWH) en el rango residencial social durante el

período "t".

Como se puede ver, el ajuste por este concepto, permite a las empresas compensar sus

costos variables por compra de energía o combustible, independientemente de la eficiencia

técnica y/o administrativa de la empresa. Esto contradice el espíritu de creación de la

Comisión Reguladora de Energía Eléctrica, así como las políticas Gubernamentales en los

últimos años en relación a los proteccionismos estatales, ya que la aplicación del FACE, se

traduce en un subsidio a la ineficacia operativa de las empresas del sector. De igual manera,

se puede ver el subsidio dado al sector residencial social.

FACTOR DE AJUSTE POR VARIACION DE INFLACION

Contempla los incrementos experimentados por los demás elementos del costo del servicio

como consecuencia de la diferencia entre la inflación real y la estimada para la elaboración

del pliego tarifario. El factor de ajustes por variación de inflación en el período "t" (FAVI),

se determina aplicando la expresión:

FAVI = PP +PPIAR

IAE

ER

E(t) (CE, t) (RESTO, t)

(t)

(t)

(o, t)

(t)

Donde:

PP(CE,t) = Participación porcentual, en los costos totales, de los combustibles y de

la energía comprada durante el período "t".

PP(RESTO,t) = Participación porcentual, en los costos totales, del resto de los

elementos durante el período "t".

IAR(t) = Inflación acumulada real, desde Enero 1992 hasta el período "t"

(usando el Indice de Precios al Consumidor).


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IAE(t) = Inflación acumulada estimada desde Enero de 1992 hasta el período "t".

ER(o,t) = Energía de base para el cálculo de la tarifa objetivo definida en el

período inicial, para ser aplicada en el período "t".

E(t) = Energía de base para el cálculo de la tarifa objetivo definida en el

período "t", para ser aplicada en el mismo período.

La aplicación compensa la diferencia entre el índice de inflación estimado y el real. De

igual manera, incluye un ajuste entre la energía que la empresa de servicio estima vender y

la que en realidad vende. Esto se traduce en una garantía para las empresas en el supuesto

de que la demanda de energía decayera (ocurre en épocas de depreción económica), ya que

en tal circunstancia el FAVI aumenta. Como se puede ver, la aplicación de éste factor

favorece a las empresas de servicio a espensas de los suscriptores, ya que éstos además de

soportar el diferencial inflacionario, deberán absorber adicionalmente la disminución que en

relación a las ventas programadas experimenten las empresas del servicio.

En respuesta al descontento manifestado por los usuarios, con fecha 8 de Octubre de 1.993,

según resolución conjunta del Ministerio de Fomento y el Ministerio de Energía y Minas, se

acordó:

a) Suspender la aplicación del FAVI durante el período comprendido entre Octubre

y Diciembre de 1993. De igual manera, se establece la utilización como tasa de

inflación acumulada real, la calculada mediante el índice de precios al mayor

publicado por el Banco Central de Venezuela, en sustitución del índice de precios

al consumidor.

b) Establecer, a los efectos de la determinación del FACE, como valores máximos

de pérdidas totales de energía:

Para las ventas a empresas distribuidoras, 5% de las pérdidas totales en el

sistema de transmisión.


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Para las ventas a usuarios finales de las empresas distribuidoras, según la

siguiente tabla:

EMPRESA 1993 1994 1995

CADAFE 15.00% 13.00% 12.00%

ENELBAR 12.00% 12.00% 12.00%

ELEVAL 20.00% 17.50 % 15.00%

CALIFE 17.50 % 15.00% 13.00%

ELEBOL 20.00% 17.50% 15.00%

ENELCO 25.00% 20.00% 17.50%

ENERVEN 15.00% 13.00% 12.00%

ELECAR - CALEV-ELECGUA 12.00% 12.00% 12.00%

TABLA 4-5

Estos valores de porcentajes de pérdidas reconocidos (PPR), deberán

incorporarse en el denominador de la fórmula del FACE, en la cual se

sustituirá el término "EV(t)", por la expresión:

EC +EC- PPR

100(t) (t)

(t)

100

En donde, EG(t) es la energía generada neta (KWH) durante el período "t" y

EC(t) la energía comprada (KWH) durante el período "t".

Se pretende con esta modificación en el cálculo del FACE, corregir en parte, la

protección por deficiencia técnica dada originalmente a las empresas del sector, así

como, excluir la energía vendida en el rango social (EVRS(t)), en el cálculo del

FACE de una empresa vendedora a una empresa distribuidora de energía.

c) Mediante esta exclusión, se elimina el subsidio dado por las empresas estatales a

las clases de menos recursos con la plicación del face.

d) Permitir a los clientes no residenciales con carga total conectada superior a 250

KVA, contratar la Demanda anual, a partir de Enero 94, según las siguientes

condiciones:


CIV 12.267

97

Minimo 40% de la demanda conectada.

En caso de solicitar un valor inferior al 40%, el cliente asumirá los

eventuales costos derivados de la empresa de electricidad que le sirve, así

mismo, la empresa de electricidad podrá reasignar a otros clientes la

demanda liberada.

Se permitirán como máximo dos valores anuales de demanda contratada. El

tiempo minimo de contratación de estos valores será de cuatro meses.

Si la demanda de facturación es mayor que la demanda contratada anual, se

aplicará la demanda de facturación por los dos meses siguientes.

e) Permitir para aquellos clientes no residenciales con carga total conectada inferior a

los 250 KVA, contratar a partir de Enero 94, anualmente la demanda.

f) Reducir el lapso de los últimos once meses a los últimos tres meses para la

determinación de la demnda de facturación en base a la demanda leída.

g) La obligatoriedad de las empresas de servicio de suministrar, en cada facturación,

información explicita sobre las demandas: contratada, medida y facturada.

h) La obligatoriedad de las empresas de servicio de suministrar información del

precio promedio (Bs/KWH) del consumo objeto de la factura.

i) La facturación entre los meses de Octubre a Diciembre del 1993, por parte de

EDELCA a las empresas distribuidoras con capacidad de generación, del

excedente mensual de 3.725 GWH de energía hidroeléctrica, a un precio igual al

50% del precio de la energía de sustitución.

j) Exortar a las empresas generadoras y distribuidoras a convenios tarifarios entre

ellas, que repercutan en una reducción de las tarifas al usuario final, previa

participación a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica.


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Posteriomente, en atención a las observaciones tanto de las empresas de servicio como de

los usuarios, los Ministerios de Fomento y Energía y Minas, en resolución conjunta Nro

3.554 y 552, publicada en Gaceta Oficial Nro 4.838 Extraordinaria de fecha 30-12-94,

aprobaron la derogación de los factores de ajuste tarifarios FAVI y FACE, y definieron un

régimen con vigencia a partir del 01-01-95 que contempla:

a) Eliminación del aumento por FAVI y de los ajustes mensuales por FACE.

b) Los precios de arranque para el 01-01-95, serán los existentes al 31-12-94

ajustados por el FACE y el FAVI de diciembre.

c) Los precios al 01-01-95, se incrementarán mensualmente según lo estipulado en la

Gaceta Oficial Nro 4478 de fecha 19-10-92, para el período comprendido entre el

01-01-95 y el 18-10-95.

d) Los precios serán ajustados períodicamente cuando la diferencia porcentual de los

elementos que contituyen los costos y gastos de las empresas, son iguales o

superiores al 10%.

e) Los elementos de costos y gastos a ser controlados son:

Gastos por compra de combustibles.

Gastos de personal no capitalizables.

Costos de depreciación de los activos fijos revaluados.

Impuestos y tasas distintos al de la renta.

Utilidad operativa.

f) La sumatoria porcentual de la diferencia mensual de los elementos controlados, se

multiplicarán por un término B, factor de incentivo a la productividad empresarial.

g) La aplicación de las tarifas ajustadas debe ser aprobada por la CREE y publicada

en Gaceta Oficial.


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Como se puede ver, con está última resolución del Ejecutivo Nacional, se pretende corregir

las distorsiones provocadas con anterioridad.

Por todo lo establecido, se evidencia la necesidad de una Ley regulatoria para la prestación

del servicio eléctrico que ademas de establecer el precio dentro de un marco de máximo

bienestar para la sociedad, obligue a las empresas del sector a mejorar la calidad del

servicio prestado.

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Pérdidas y Estructura Tarifaria