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POLÍTICA DE PRECIOS DE LA ENERGÍA

Costa Rica, agosto de 2006

MINISTERIO DEL AMBIENTE Y ENERGÍADIRECCIÓN SECTORIAL DE ENERGÍA

COSTA RICA


Elaborado por:MSc Carlos Alvarado Zumbado

Revisado por:MBA. Fernando Alvarado Zumbado

Aprobado por:Ing. Gloria Villa de la Portilla

Agosto 2006

Derechos de Autor

Se prohibe la reproducción total o parcial de este documento sin la autorización de la Dirección Sectorial de Energía. Asimismo se solicita que en caso de utilizar

información de este documento se indiquen los créditos respectivos.

Derechos de autor ! DSE: 2006ISBN 9977-50-075-4

2.1. Consejo Editorial

Bach. Eduardo Ramírez Solís, ARESEPLic. Abraham Vargas Quirós, ARESEPLicda. Patricia Alpízar Alvarado, MINAEBach. Marlen Rodríguez Abarca, RECOPEIng. Giovanni Castillo Pacheco, DSELicda. María Antonieta Camacho Q., DSELicda. Shionny Porras Moya, DSE

Documento Revisado por: Dr. Fernando AlvaradoAprobado por: Ing. Gloria Villa de la Portilla

Dirección Sectorial de Energía (DSE) No. 197

La Dirección Sectorial de Energía es el órgano responsable por laplanificación y el desarrollo energético de Costa Rica

338.5

L533p Leiva Sandoval, Carlos

Política de precios de la energía/ Carlos Leiva Sandoval -- San José,

Costa Rica : Ministerio del Ambiente y Energía. Dirección Sectorial de

Energía, 2006.

139 p. -- (DSE 197)

ISBN 9977-50-075-4

1. POLÍTICA DE PRECIOS. 2. FIJACIÓN DE PRECIOS. 3. CONSUMODE ENERGIA. 4. EXTERNALIDADES. 5. SECTOR RESIDENCIAL.6. COSTA RICA. I. TITULO. II. SERIE.

Política de Precios de la Energía

III

INDICE

NDICE DE CONTENIDO Página

San José, Costa Rica .............................................................................................................................................................ii2.1. Consejo Editorial..................................................................................................................................................... iii

RESUMEN ....................................................................................................................................................................................1

POLÍTICA DE PRECIOS DE LA ENERGÍA.........................................................................................................................5

I. INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................................................5

II. ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL ANÁLISIS...................................................................................................102.2. Los aspectos analítico-descriptivos..........................................................................................................................112.2. Aspectos prescriptivos..............................................................................................................................................12

III. EL ROL DE LA POLÍTICA DE PRECIOS: LOS OBJETIVOS .........................................................................123.1 Asignación de recursos ..................................................................................................................................................123.2 Objetivo de equidad........................................................................................................................................................133.3 Viabilidad Financiera de las empresas ..........................................................................................................................153.4 Otros objetivos de la política de precios ......................................................................................................................15

3.4.1 Promoción sectorial y regional .............................................................................................................................163.4.2 La balanza de pagos................................................................................................................................................163.4.3 La conservación de energía ....................................................................................................................................163.4.4 Promoción del uso de los recursos nacionales......................................................................................................173.4.5 Estabilidad de precios .............................................................................................................................................17

IV. INVERSIONES, POLÍTICA DE PRECIOS Y ASIGNACIÓN DE RECURSOS ...............................................184.1 La inversión y sus repercusiones sobre la estabilidad .................................................................................................204.2 El logro del equilibrio dinámico ...................................................................................................................................22

V LA POLÍTICA DE PRECIOS Y EL FINANCIAMIENTO DEL SISTEMA ENERGÉTICO ..........................235.1 Relación entre precios y costos ....................................................................................................................................235.2 Compatibilidad con los objetivos de asignación de recursos ......................................................................................265.3 Los impactos diferenciales de las fuentes alternativas de financiamiento...................................................................275.4 Impactos de la adecuación de una política de precios de la energía............................................................................27

VI. FIJACIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA................................................................................................286.1 Existencia de subsidios en los precios de la energía....................................................................................................286.2 Estructura de precios plantel de los hidrocarburos .......................................................................................................306.3 Metodologías de fijación de precios en el sector eléctrico...........................................................................................37

6.3.1. Tarificación ordinaria en el sector eléctrico .........................................................................................................416.3.2. Tarificación extraordinaria en el sector eléctrico .................................................................................................41

6.4 Los precios plantel de hidrocarburos.............................................................................................................................436.4.1 Fijación ordinaria de precios de hidrocarburos......................................................................................................44

6.5 Fuentes alternas de energía............................................................................................................................................486.6 Proyectos de autoconsumo y venta de excedentes........................................................................................................506.7 Ventas de electricidad a las empresas del Sistema Eléctrico Nacional ........................................................................506.8 Tarifa de venta de energía eléctrica a largo plazo .........................................................................................................506.9 Microcentrales eléctricas................................................................................................................................................546.10 Costos de generación por fuente .................................................................................................................................566.11 Costos de generación hidroeléctrica............................................................................................................................576.12 Costos de generación geotérmica................................................................................................................................586.13 Costos de generación eólicos ......................................................................................................................................586.14 Modificaciones esperadas en tarifas de la energía.......................................................................................................60

6.14.1 Costos ambientales en las tarifas eléctricas........................................................................................................606.14.2 Ajuste automático los precios de los hidrocarburos...........................................................................................60..................60


III

6.14.3 Eliminación parcial de los subsidios a las tarifas eléctricas ..............................................................................61

6.14.4 Readecuación de los subsidios a las compras eléctricas en bloque....................................................................61

VII: EXTERNALIDADES DE LA ENERGIA................................................................................................................617.1 Cambio climático ..........................................................................................................................................................64

7.2 Sector de hidrocarburos..................................................................................................................................................66

7.3 Valoración del CO2 .......................................................................................................................................................67

7.4 Sector eléctrico...............................................................................................................................................................69

7.5 Mercado eléctrico por empresa......................................................................................................................................70

7.6 Ventas de electricidad bloque y al por menor ...............................................................................................................77

7.7 Ventas del ICE a otras empresas eléctricas y a su sistema de distribución ................................................................77

VIII CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR RESIDENCIAL ..........................................................................808.1. Características de los hogares costarricenses...............................................................................................................80

8.2 Consumo de electricidad en el Sector Residencial .......................................................................................................82

8.3. Consumo de energía eléctrica en el sector residencial según .....................................................................................85

empresa distribuidora............................................................................................................................................................85

8.3.1 Instituto Costarricense de Electricidad ..................................................................................................................86

8.3.2 Compañía Nacional de Fuerza y Luz ....................................................................................................................87

8.3.3 Empresa de Servicios Públicos de Heredia ...........................................................................................................88

8.3.4 Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago ......................................................................................89

8.3.5 Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruíz ...........................................................................................90

8.3.6 Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos ............................................................................................91

8.3.7 Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste ............................................................................................91

8.3.8 Cooperativa de Electrificación Rural de los Santos .............................................................................................93

8.4 Pliegos tarifarios............................................................................................................................................................93

8.4.1 Tarifa de Alta Tensión ...........................................................................................................................................94

8.4.2 Media Tensión ........................................................................................................................................................95

8.4.3 Tarifa general ..........................................................................................................................................................97

8.4.4 Tarifa residencial.....................................................................................................................................................98

8.4.5 Tarifa preferencial de carácter social ......................................................................................................................99

8.4.6 Tarifas de agua........................................................................................................................................................99

8.4.7 Tarifas industriales ...............................................................................................................................................100

8.4.8 Alumbrado público ..............................................................................................................................................101

8.5 Fondo para equiparación de precios en el sector eléctrico..........................................................................................102

8.6 Precios medios del sistema y diferenciales de precios ...............................................................................................104

8.7 Reducciones de ingresos por sector de consumo y empresa......................................................................................106

8.8 Definiendo un mercado de tipo rural para el ICE .......................................................................................................108

8.9 Ingresos del fondo para fuentes renovables.................................................................................................................115

8.10 Aplicación de los recursos del fondo ........................................................................................................................116

9.1 Asignación de recursos ................................................................................................................................................117

9.2 Eliminación de subsidios no razonables.....................................................................................................................117

9.3 Equidad..........................................................................................................................................................................117

9.4 Viabilidad de las empresas...........................................................................................................................................118

9.5 Planificación integral...................................................................................................................................................119

9.6 Promoción sectorial y regional...................................................................................................................................119

9.7 Balanza de pagos ..........................................................................................................................................................119

9.8 Estabilidad de precios...................................................................................................................................................119

9.9 Inversiones ...................................................................................................................................................................120

9.10 Mejoramiento del ambiente.......................................................................................................................................120

9.11 Altas diferencias en los precios medios de electricidad............................................................................................121

X. PRECIOS RELATIVOS DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES ................................................................122

XI. CONCLUSIONES .........................................................................................................................................................125

XII. RECOMENDACIONES.............................................................................................................................................126


IV

XIII. MEDIDAS Y TAREAS ESPECÍFICAS ................................................................................................................12613.1 Presidencia de la República.......................................................................................................................................126

13.2 Autoridad reguladora de los Servicios Públicos .......................................................................................................127

BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................................................................129


V

INDICE DE CUADROS Pág

Cuadro No. 1.....................................................29Utilidad Neta y Rentabilidad de los Hidrocarburos. Colones por litro y razones Año 2003

CUADRO No. 2.....................................................32Estructura de Precios de los Combustibles que expende RECOPE a Precios Propuestos 5.394% Aumento. Año 2003

Cuadro No. 3.....................................................34Estructura de precios de combustibles marzo de 2003. Sin impuesto único. (colones por litro)

Cuadro No. 4.....................................................35Utilidad o pérdida absoluta y relativa de los combustibles a marzo del 2003 y al final del 2003. Colones por litro y porcentajes

Cuadro No. 5.....................................................40ICE: Gastos totales proyectados en el servicio eléctrico. (millones de colones)

Cuadro No. 6.....................................................43 Costo Incremental de largo plazo del ICE y Tarifas de generación privada de ARESEP. Dólares por MWh

CUADRO No. 7.....................................................45Costa Rica: Refinadora Costarricense de Petróleo. Plan De Inversiones. (cifras en millones de dólares)

Cuadro No.8......................................................46RECOPE: Costo medio de inversiones de largo plazo

Cuadro No.9......................................................48RECOPE: Resumen de los estados de pérdidas y ganancias 2002 y 2003(millones de colones)

Cuadro No. 10....................................................54Cálculo del costo incremental de largo plazo (cilp). Escenario de demanda base Abril-2005. Plan de Expansión 2005 Abril

Cuadro No. 11....................................................56Costos totales unitarios de generación de electricidad del ICE y precio propuesto para la electricidad vendida por los proyectos de fuentes renovables. Centavos de dólares/kilovatio-hora


VI

Cuadro No. 12....................................................58Costos de generación por proyecto. Centavos de US$/kWh

Cuadro No. 13....................................................58Costo de generación en Tejona

Cuadro No. 14....................................................67Emisiones por barril de combustible

Cuadro No. 15.....................................................68Valoración Emisiones de CO2 por la venta interna de hidrocarburosBarriles, toneladas métricas, dólares, colones 2004

Cuadro No. 16....................................................69Ventas de diesel y bunker para generación eléctrica y generación de emisiones. Barriles, toneladas métricas, dólares y millones de colones

Cuadro No. 17....................................................70Ventas de electricidad a grandes industrias y empresas servidas en alta tensión. Acumulado noviembre 2004

Cuadro No. 18....................................................73Ventas de electricidad a consumidores directos por empresa, por cliente y monto gastado 2004

Cuadro No. 19....................................................74Porcentaje de ventas de energía eléctrica a consumidores directos por empresa eléctrica, 2004. Megavatios-hora

Cuadro No. 20....................................................76Precios de energía eléctrica a consumidores directos. Acumulado a noviembre de 2004

Cuadro No. 21....................................................77Tarifa T-CB Ventas de electricidad en bloque del ICE. Setiembre 2004/cifras en colones

Cuadro No. 22....................................................78Ingresos adicionales del ICE al vender electricidad en bloque a JASEC y ESPH al precio CNFL. KW, KWH y colones

Cuadro No. 23....................................................79Ingresos menores del ICE al vender electricidad en bloque a ICE distribución a precios de cooperativas. KW, KWH y colones


VII

Cuadro No. 24....................................................81Costa Rica: Principales características de los hogares por quintiles de ingreso per cápita (excluye servicio doméstico y pensionados)2003-Julio / Personas y colones

Cuadro No. 25....................................................82Consumo de electricidad residencial por niveles y grupo socieconómico en KWh/mes

Cuadro No. 26....................................................84Costa Rica: consumo residencial promedio mensual de electricidadpor niveles de ingreso familiar. Colones y kilovatios-hora/mes

Cuadro No. 27....................................................87ICE: Consumo eléctrico residencial por bloque

Cuadro No. 28....................................................88CNFL: Ventas al sector residencial por bloques 2003

Cuadro No. 29....................................................88ESPH: Ventas de electricidad al sector residencial por bloques Acumulado a Noviembre 2004

Cuadro No. 30....................................................89JASEC: Ventas de electricidad residenciales por bloques. 2004

Cuadro No. 31....................................................90COOPEALFARO RUIZ: Ventas al sector residencial por bloques 2004

Cuadro No. 32....................................................91COOPELESCA: Ventas al sector residencial por bloques 2004

Cuadro No. 33....................................................92COOPEGUANACASTE: Ventas eléctricas al sector residencial por bloqueDiciembre 2004

Cuadro No. 34....................................................93COOPESANTOS: Ventas residenciales por bloques. Diciembre de 2004

Cuadro No. 35....................................................94ICE: Tarifas alta tensión de dólares

Cuadro No. 36....................................................95Comparación de las tarifas de media tensión de las empresas eléctricas. Cifras en colones, 2004


VIII

Cuadro No. 37....................................................96Relaciones de precios en media tensión con respecto a los más bajos por empresa. Setiembre 2004

Cuadro No. 38....................................................97Comparación de la tarifa general del ICE y JASEC. Cifras en colones

Cuadro No. 39....................................................98Tarifas en el sector residencial por empresa. Setiembre 2004

Cuadro No. 40....................................................99Tarifas preferenciales de carácter social por empresa. Setiembre de 2004. Cifras en porcentajes

Cuadro No. 41....................................................100Tarifa de bombeo de agua. Setiembre 2004. Cifras en colones

Cuadro No. 42....................................................101Tarifas de electricidad industrial por empresa. Setiembre 2004. Colones

Cuadro No. 43....................................................103Ventas de electricidad a consumidores directos por empresa, por cliente y monto gastado. 2004

Cuadro No. 44....................................................104Precios medios por sector de consumo del sistema y diferenciales de precios de las cooperativas eléctricas y el ICE con el coto medio de la red. 2004

Cuadro No. 45....................................................105Variaciones porcentuales de los diferenciales de las cooperativaseléctricas y el ICE, respecto precios medios del sistema

Cuadro No. 46....................................................106Diferenciales positivos de los precios sectoriales por empresa y sector, respecto a los precios medios del sistema eléctrico. 2004

Cuadro No. 47....................................................108Reducciones en los precios por sector y por empresa eléctrica para equiparar las tarifas con las del mercado eléctrico donde hay mayores desviaciones con los precios medios sectoriales. Colones por KWh/Hora y millones de colones

Cuadro No. 48....................................................111Sector Residencial: Porcentajes de urbanidad cantonal del mercado eléctrico del ICE, consumo en KWh, diferencia de precios actual y


IX

propuesta para cantones con urbanidad inferior y reducción de ingresos del ICE

Cuadro No. 49....................................................112Sector General: Porcentajes de urbanidad cantonal del mercado eléctrico del ICE, consumo en KWh, diferencia de precios actual y propuesta para cantones con urbanidad inferior y reducción de ingresos del ICE

Cuadro No. 50....................................................113Sector Industrial Menor: Porcentajes de urbanidad cantonal del mercado eléctrico del ICE, consumo en KWh, diferencia de precios actual y propuesta para cantones con urbanidad inferior y reducción de ingresos del ICE

Cuadro No. 51....................................................114Sector Alumbrado Público: Porcentajes de urbanidad cantonal del mercado eléctrico del ICE, consumo en KWh, diferencia de precios actual y propuesta para cantones con urbanidad inferior y reducción de ingresos del ICE

Cuadro No. 52....................................................115Fuentes de ingresos del fondo. Millones de colones y porcentajes

Cuadro No. 53....................................................116Aplicaciones del fondo. Millones de colones y porcentajes

Cuadro No. 54....................................................121Variaciones porcentuales de los diferenciales de las cooperativas eléctricas y el ICE, respecto precios medios del sistema

Cuadro No. 55....................................................122Diferenciales positivos de los precios sectoriales por empresa y sector, respecto a los precios medios del sistema eléctrico. Porcentajes y colones por KWh

Cuadro No. 56....................................................123Precios relativos respecto al precio del diesel, Enero 2006. Porcentajes

Cuadro No. 57....................................................124Precios relativos respecto al diesel, en Costa del Golfo, proveedores de RECOPE y RECOPE, 2005. Dólares por barril


X

INDICE DE GRAFICOS

Pág

Gráfico No. 1....................................................57ICE-Sector electricidad, sistema de generación.Periodo 1999-2002

Gráfico No 2....................................................62Precio social de los combustibles.


XI

RESUMEN

El resumen que se presenta a continuación es un extracto sobre lasprincipales políticas de precios en materia de electricidad,derivados de petróleo y fuentes nuevas de energía, con el objeto delograr una mayor eficiencia económica, equidad y un desarrollo más

sostenible en el uso y producción de los principales productosenergéticos.

Respondiendo a ese interés el IV Plan Nacional de Energía 2002-2016destaca entre los objetivos de la demanda energética: “Incrementar

la eficiencia en el uso de energía en los diferentes sectores de laeconomía, promoviendo la utilización de tecnologías y equiposeficientes, y el impulso a la demanda de fuentes alternas menoscontaminantes, logrando así el desarrollo nacional a partir de unaparticipación responsable de los distintos actores sociales”.

Por su parte el objetivo estratégico de la oferta energética dedicho Plan expresa: “aumentar la eficiencia y eficacia de lasempresas del sector”.

En estos principios de la oferta y demanda, la política de preciosde la energía desempeña un rol de mucha importancia; ya que pormedio de ésta se puede racionalizar el consumo de energía, buscandoademás que sus costos estén más relacionados con sus precios,especialmente en los sectores de ingresos medios y altos, para nodescuidar el principio de solidaridad hacia los sectores más

desprotegidos del país. De esta forma, se logra un valor de laenergía más acorde con la escasez de recursos nacionales y de loscostos de las tecnologías empleados en la producción de energía. Así

se evita el uso irracional de los recursos económicos, manteniendoen la práctica el principio de equidad.

Las principales conclusiones y recomendaciones del documento son las

siguientes:


1

CONCLUSIONES

Hidrocarburos:

1. Se apuntó la existencia de superávits y déficits pronunciadosen los hidrocarburos en el 2005.

2. Se indicó que los precios relativos de las gasolinas conrelación a los precios del diesel en RECOPE son elevados encomparación con los de Costa de Golfo, Estados Unidos, así comolos de los productos importados por RECOPE y por los existentesen el resto del Istmo Centroamericano.

3. Se indicaron las variaciones en las inversiones anuales yfuturas de RECOPE en el período 2003-2010, lo cual afecta suincidencia en los precios de los combustibles en los años enque la institución tiene que hacer muchas erogaciones, como esel caso de la construcción del poliducto y la modernización dela refinería.

4. Se cuantificaron parcialmente los costos externos por emisión

de CO2 a la atmósfera, valorando a $4 la tonelada métrica en el2004. Se indicó además que lo recaudado por FONAFIFO por esteconcepto fue inferior al daño ambiental.

Electricidad:

1. Los niveles de ingreso de la línea de pobreza calculados conbase en la Encuesta de Ingresos y Gastos de 2003 del INEC, ylos obtenidos para los consumidores del grupo familiar en laEncuesta de Consumo de Electricidad en el Sector Residencialde 2001 de la Dirección Sectorial de Energía (DSE), confluyen

a que el consumo de electricidad superior a 200 kWh deberíaestar exento de subsidios.

2. Se presume que más allá de los 200 kWh, los subsidiosinnecesarios desde el punto de vista social y productivo sonaquéllos para los cuales la tarifa de los estratos esinferior al ingreso medio del sector.

Fuentes nuevas y renovables de energía:

1. Se detecta la necesidad de crear tarifas eléctricas de largoplazo para que las empresas del Sector Eléctrico Nacional (SEN)puedan adquirir electricidad proveniente de unidadesproductivas pequeñas.


2

2. Se postula que las tarifas de largo plazo para pequeños

productores de electricidad, podrían hacerse utilizando elcosto evitado del SEN, tomando un promedio del mismo paraafrontar las variaciones de ese costo evitado.


3

RECOMENDACIONES

Combustibles:

1. Realizar una revisión integral de precios de los combustibles,tratando de disminuir las altas variaciones positivas ynegativas en la utilidad neta de cada producto.

2. La revisión integral del punto anterior deberá aprovecharsepara redefinir los precios relativos respecto al diesel delresto de los combustibles, con el objeto de que estén acordescon los existentes en las regiones de influencia comercial denuestro país, lo cual podría requerir de un plazo determinadopara hacer la convergencia. Antes de ello es necesario definirprecios de equilibrio de cada combustible.

3. Implementar políticas de precios, que en lo que corresponde ala inversión, considere los flujos de la misma en el medianoplazo, para que los precios respondan a las necesidades futurasmás que lo que se hace en el presente.

4. Interiorizar los costos externos en los precios de loscombustibles, que no están siendo recuperados por su consumo yproducción.

Electricidad:

1. Eliminar subsidios para los abonados eléctricos del sectorresidencial cuyo consumo sea superior a 200 kWh, y cuando latarifa por kWh en cada estrato sea inferior al ingreso promediodel sector correspondiente, aplicar este mismo procedimientocon los sectores de consumo que se asemejen al sectorresidencial como al sector general, industrial menor yalumbrado público.

2. Equiparar las tarifas de venta en bloque del ICE, JASEC y ESPHcon las pagadas por la CNFL.

3. Disminuir las diferencias tarifarias de los abonados eléctricosde todo el país que consumen 200 kWh y menos por mes, en todoel país, para aplicar adecuadamente el principio de equidad.

Fuentes nuevas:

1. Definir una tarifa eléctrica de compra de largo plazo para lasempresas distribuidoras del SEN, revisadas anualmente, paraadquirir energía de pequeños proyectos eléctricos, generadoscon fuentes renovables de energía.


4


I. INTRODUCCIÓN

La energía constituye un insumo indispensable para el desarrollo yla calidad de vida de nuestra sociedad, de hecho aquélla seencuentra presente en casi todas las actividades humanas, sean decarácter social, cultural, científico, productivo o recreativas.

El desarrollo sostenible se entiende como un proceso que se enmarcaen una relación tridimensional, entre la sostenibilidad ambientalfundamental para su supervivencia en el largo plazo, la equidadsocial (los beneficios y los costos del sistema se distribuyenequitativamente entre los diferentes grupos y generaciones) y laeficiencia económica, o manejo sostenible de los recursos naturales,

de capital y humanos, lo cual produce una rentabilidad que haceatractiva su continuidad.

El modelo de desarrollo actual, con sus hábitos de consumo, y conactividades productivas, comerciales y de servicios, ha provocado un

incremento acelerado de la demanda energética nacional, propiciandouna cultura de desperdicio y una baja productividad en el consumode energía.

Esta tendencia del consumo no es sostenible, por lo que se requieretomar acciones inteligentes a fin de revertirla y garantizar un usoracional de la energía y de los recursos naturales, acorde con loscostos de producción.

Los esfuerzos en el sector energía se orientan a crear un entornoamigable, que promueva el desarrollo sostenible, entendido éste como

un proceso orientado a mejorar la calidad de vida de los ciudadanosen el presente, sin comprometer las posibilidades de lasgeneraciones futuras para satisfacer sus propias necesidades.

Dentro de esta lógica la DSE y los distintos actores involucrados en

la cadena energética, deben promover esfuerzos y acciones quecontribuyan a crear condiciones óptimas para la formulación yaplicación de la política energética nacional, que se oriente dentro

del modelo del desarrollo sostenible.

En el presente documento se analiza parte de la racionalidadenergética y se proponen medidas relacionadas con la política deprecios de la energía, necesarias para lograr una mayor eficiencia,justicia y un desarrollo sostenible en el uso y producción de losprincipales productos energéticos.


5

El IV Plan Nacional de Energía 2002-2016 destaca entre los objetivosde la demanda energética: “Incrementar la eficiencia en el uso deenergía en los diferentes sectores de la economía, con utilización

de tecnologías y equipos eficientes, y el impulso a la demanda defuentes alternas menos contaminantes, logrando el desarrollonacional a partir de una participación responsable de los distintosactores sociales”.

Por su parte el objetivo estratégico de la oferta energética dedicho Plan plantea: “aumentar la eficiencia y eficacia de las

empresas del sector”.

Dentro de estos principios, la política de precios de la energía

desempeña un rol de mucha importancia; ya que por medio de ésta sepuede racionalizar el consumo de energía, buscando que sus costossean en mayor grado compatibles con sus precios, especialmente enlos sectores de ingresos medios y altos, sin descuidar por lo tantoel principio de solidaridad, logrando un valor de la energía másacorde con la escasez de recursos nacionales, y de los costos de lastecnologías empleados en la producción de energía, evitando en sumael uso irracional de los recursos económicos.

Para lograr conclusiones y recomendaciones válidas en cuanto a lapolítica de precios de la energía, es imprescindible hacer unanálisis exhaustivo de las normas, procedimientos y prácticas

relacionados con dicho tema, empezando con algunas situaciones quese dan al interior del sistema energético, y prosiguiendo en lamedida de lo posible, con otras variables del entorno nacional einternacional que afectan a dicho sistema.

Una primera observación general, es que en el país hay diversosenfoques o metodologías para definir los precios de la energía. Estoinclusive es cierto para una misma fuente y en un mismo uso.

En efecto, existen diversos procedimientos de valoración para lahidroelectricidad. Por ejemplo, los precios de referencia para laenergía producida por el ICE, considerando que dicha instituciónproduce y es como si comprara su propia energía para luego venderla,los precios son diferentes a los que se pagan a los generadoresprivados, que obtienen la energía de las centrales hidroeléctricas.

En términos más laxos, hay disparidades en los precios de compra porparte del ICE a los mencionados generadores privados y la adquiridade algunos ingenios. En el primer caso, se usa el concepto de costoevitado del ICE para valorar la energía a vender, mientras que en lassegundas se recurre a los costos de producción de las explotacioneseléctricas, más un margen de ganancia. Ambos tipos de tarifas son


6

aprobados por ARESEP y las mismas responden a distintos incentivospara producir la electricidad.

En el caso de los generadores privados fue necesaria una legislaciónespecial para que los mismos contribuyeran con una parte importantede la oferta eléctrica; mientras que los ingenios se encontraban conuna oferta excedente de energía, que no debía ser desaprovechada porlos industriales de la caña, a los cuales se les aplicaba otro tipode valoración de su energía.

Inclusive, tratándose de los generadores privados de electricidad quevenden la energía al ICE, existen dos modalidades para su valoración.La primera consiste en una es una revisión anual, con base al costoevitado del ICE, en la otra, en donde los precios iniciales se fijancon el criterio anterior, pero los precios subsiguientes seactualizan con base a parámetros nacionales e internacionales. Estaúltima forma de actualizar los precios de compra de la electricidad,no necesariamente representa ni el costo evitado del ICE ni elservicio al costo de los generadores privados.

En resumen, como se observa de los ejemplos anteriores, en algunoscasos se recurre al método de tarifación de principio al costo parala empresa energética que provee la energía, en otros lo que sirve debase para valuar la energía adquirida es el costo evitado delcomprador, como es el caso del ICE y por lo dicho, en algunos deellos, los costos de los generadores privados no correspondenpropiamente al costo evitado del ICE.

La diversidad de metodologías de fijación de precios y tarifas1, semagnifica cuando se amplía el abanico para incluir otras fuentesdiferentes a la electricidad. Por ejemplo, este es el resultado si seconsideran las áreas de electricidad e hidrocarburos en formasimultánea.

Por un lado, surgen diferentes ciclos en la aplicación de losprocedimientos para ajustar los precios, normalmente lasmodificaciones en el sector eléctrico son anuales e integralesrespecto de los costos, y de tipo estacional (invierno y verano).

En lo que respecta a los hidrocarburos, existe una revisión deprecios integral al año, que contempla todos los factores de costosque intervienen en aquéllos, pero además a través del año, surgenvariaciones en los precios explicados por los valores unitarios delpetróleo y derivados y el tipo de cambio (fórmula automática).

1 En adelante se usa el término precios para incluir también las tarifaseléctricas, porque el precio puede definirse como un conjunto de precios que loconvierte en tarifa


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Se entiende que las condiciones del mercado nacional en las áreas dehidrocarburos y electricidad, por ejemplo, son muy dispares. En elprimer caso, nos enfrentamos a cambios bruscos en los precios delpetróleo que alteran el mercado interno, mientras que el sectoreléctrico goza de mayor estabilidad en materia de precios, casi sóloperturbada por los cambios de estación. Por supuesto que una buenapolítica de precios debe de considerar en cuenta estos factores.

Lo deseable es que exista un único procedimiento de valoración de laenergía, siempre y cuando las condiciones y expectativas de laproducción energética sean similares, que tome en consideración lascalidades del suministro de energía y otros parámetros de la oferta.

En cuanto a los proyectos eléctricos actuales en manos privadas comolos cubiertos por la Ley 7200 y sus reformas, lo ideal es que alpasar al ICE, la fijación del precio se hiciera en términos deservicio al costo evitado de dicha institución.

El análisis a realizar en este estudio va más allá del punto de vistade las empresas energéticas. De alguna forma debe considerarse a losconsumidores de los servicios; además debe de iniciarse el análisisdesde cuáles deben ser los objetivos de la política de precios, ¿seestán cumpliendo ellos en la actualidad?, también es preciso hacer undiagnóstico sobre las metodologías de tarificación de la energía,estudiar el consumo energético a diferentes niveles de ingreso, paradescubrir de qué manera la política de precios está siendo aplicada anivel de grupos de usuarios de energía.

El planeamiento de la actividad eléctrica e hidrocarburos se llevatradicionalmente en forma independiente uno de otro, en el sentidoque se obtienen soluciones parciales para la producción y el consumode las fuentes, sin que los subsectores económico-energéticosinteractúen entre sí. Es decir, las interrelaciones de las variablestanto económicas como no económicas, no se definen simultáneamente

en bloques para la producción y usos de las energías perointeractuantes con bloque económico social. El resultado de estainteracción, arrojaría soluciones simultáneas para todos los valoresdel sistema económico-energético.

Tanto el Ministerio de Planificación y Política Económica(MIDEPLAN)como el Banco Central de Costa Rica (BCCR) colegiado y enforma individual evalúan la conveniencia de cada proyecto de lasinstituciones públicas, consideran sus efectos sobre el gastopúblico, balanza de pagos, endeudamiento externo, efectosregionales, entre otros.


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Sin embargo, en la actualidad no se realiza un estudio integral paratodo el sistema energético, resuelto en forma simultánea, que tomeen cuenta todas las interrelaciones del sistema.

Individualmente los proyectos públicos son aprobados o rechazados endiferentes instancias, pero no se valoran mediante modeloseconómicos intersectoriales para determinar la conveniencia o no deimplementarlos en toda su extensión.

Por esta razón, se aconseja hacer una evaluación global de cómo seafectan los indicadores económicos y sociales ante las diferentesopciones de inversiones de largo plazo para el grupo ICE y RECOPE;los cuales contribuyen con la mayor proporción de electricidad ycombustibles. El primer grupo aporta un 81% de las ventas alconsumidor final y además vende en bloque la mayor parte de laenergía comercializada por las 6 empresas eléctricas restantes delpaís.

En el caso de RECOPE, dicha empresa administra el monopolio delEstado de la importación, refinación y distribución de hidrocarburos

a granel. Por lo tanto, no existe la menor duda que lo que seproponga para estas empresas, se expandirá a otros niveles de laestructura productiva y usuaria de los productos.

Es importante también estudiar las interrelaciones existentes entrelas políticas de precios adoptadas en varios subsectores energéticostales como en electricidad y petróleo, lo mismo que las relacionesentre estas energías comerciales reguladas y las fuentestradicionales y fuentes nuevas renovables (leña, residuos vegetales,cascarilla de café, entre otros) no reguladas.

En general, el planeamiento energético requiere un análisis de lasrelaciones en tres niveles jerárquicos: el sector energía y elresto de la economía; entre los diferentes subsectores dentro delsector energía; y las actividades de cada subsector energético

individual. Por supuesto que para una planificación sectorial yregional se requiere, entre otras, una adecuada política de precios.


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II. ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL ANÁLISIS

En el mundo idealizado de la competencia perfecta y sin la presenciade externalidades, la interacción de los productores, buscando sumáximo beneficio y los consumidores tratando de maximizar susatisfacción, derivada de los bienes y servicios, emergerían precios

de mercado que reflejarían los costos de oportunidad correctos delos recursos productivos escasos, incluyendo los de la energía. Enesta situación los productos estarán asignados eficientemente haciael consumo y la producción.

Sin embargo en el mundo real no se vive una situación como ladescrita, existen muchas distorsiones (impuestos, economías externasque no son interiorizadas en los costos de producción, el desempleo,entre otros).

Algunas distorsiones tratan de revertir las consecuencias negativasdistributivas del sistema económico como los impuestos. Otrasinducen a monopolios, explicados por el tamaño reducido de losmercados de bienes y servicios, los obstáculos naturales a la libreentrada que inducen a la proliferación de prácticas monopólicas, locual si no se trata de monopolios naturales, hace que los preciosdel mercado, incluidas las fuentes energéticas, diverjan de losprecios económicos. Estos últimos hechos riñen con la consecución dela eficiencia, la equidad económica y otros objetivos de la política

de precios.

Por la importancia que tiene la energía en el ámbito nacional, porlos hechos descritos anteriormente y por tratarse de serviciospúblicos, es que es necesario mantener el sistema de regulación deprecios en este sector, esta conquista debe ser defendida, contralas corrientes de liberalización de precios, las cuales descansan ensuposiciones muy débiles sobre las condiciones internas y externasadecuadas para sustentar la libertad de precios.

La política de precios de la energía, como cualquier políticadirigida a regular el sistema socioeconómico, requiere del enunciadode los objetivos que desea alcanzar y la descripción de las formasque deben adoptar los instrumentos que se proponen para ello.

La elección de los instrumentos y sus formas específicas reposannecesariamente sobre un conjunto de hipótesis teóricas, relativas alsistema de referencia, que permiten deducir una serie de enunciadosprescriptivos, conteniendo información acerca de la forma de utilizarlos instrumentos con el objeto de alcanzar las finalidades propuestasdentro de la política económico social de nivel global y sectorial.


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Se trata de analizar en una primera etapa, la racionalidad interna dela política concreta considerada a partir de los objetivos declaradosde la política energética y económico social y mediante el análisisde los efectos atribuibles a la particular estructura de precios ytarifas y su evolución con relación a aquellos objetivos.

2.2. Los aspectos analítico-descriptivos

Dentro del plano analítico-descriptivo se sitúan aquellos aspectosrequeridos para el estudio de la racionalidad interna de la políticade precios. El análisis de esta racionalidad, presupone laconfrontación de los objetivos con los efectos atribuibles a laestructura de precios y su evolución.

La identificación de los objetivos atribuibles a la política deprecios y tarifas, no puede limitarse a considerar únicamente lasfinalidades que se le hayan atribuido explícitamente a esa política.

La regulación y/o fijación de precios de la energía deben serconcebidos como instrumentos de la política energética e incluso dela política económica y social. La mencionada identificación suponetambién el examen de las metas, contenidas en esas políticas, y quepueden ser relacionadas con el manejo de los instrumentos.

Un aspecto importante a abarcar en este apartado es la incidencia delos precios de la energía en alcanzar el equilibrio dinámico entre elabastecimiento y el consumo de energía, esto involucra medidas comoprocesos de sustitución entre fuentes, penetración de nuevas fuentesy conservación de ciertos recursos naturales, pero cuyadisponibilidad se ve seriamente afectada por el ritmo de explotación.

Otro tópico de interés es analizar lo que se refiere a la relaciónentre las tarifas y el financiamiento de inversiones de expansióndentro del sistema energético, la contribución de las tarifas a esefinanciamiento y en qué medida éstas han incidido como factorlimitante del financiamiento.

Del mismo modo, dentro de las actividades de consumo, el análisis dela racionalidad de la política de precios requiere el examen de losefectos sobre la estructura y evolución de los precios, sobre losusuarios tomando en cuenta sus características socioeconómicas, elimpacto de la energía sobre los presupuestos familiares por estratos.En segundo lugar, a través de los efectos indirectos que resultan dela variación de los precios de la energía sobre todos los precios delos demás bienes.

Desde el punto de vista regional, la disponibilidad de energíaconstituye por sí misma un factor determinante de localización


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espacial de las actividades productivas y población; los precios dela misma, cuando converge con otros factores, pueden tener algún tipode influencia como elemento de diferenciación regional.

2.2. Aspectos prescriptivos

Se aplican a partir de los aspectos analítico-descriptivos, que serefieren a la racionalidad interna de la política de precios, ytratan sobre la pertinencia de los objetivos propuestos para lapolítica de precios así como para el sistema económico social.Además, hace referencia también a la forma específica que debenadoptar las tarifas como instrumentos eficaces para alcanzar aquellosobjetivos que se consideren pertinentes. De estos asuntos se trataráinmediatamente.

III. EL ROL DE LA POLÍTICA DE PRECIOS: LOS OBJETIVOS

Este apartado tiene por objeto determinar el rol que los objetivos dela política de precios debe desempeñar dentro de la políticaenergética y la económica social.

3.1 Asignación de recursos

No cabe duda que dentro de la discusión sobre el rol de los precios ytarifas de la energía, existe consenso acerca de que éstos deben serutilizados como instrumento para incidir sobre la asignacióneficiente de recursos dentro del subsistema energético y el sistemasocioeconómico.

A pesar del hecho de que se rechace la pretensión del uso delconcepto de eficiencia como un término neutro, desprovisto de juiciosde valor porque toma como dada la distribución actual del ingreso, seacepta la política de precios como instrumento para orientar lasdecisiones de las unidades de consumo productivo y de consumo finalde las diferentes fuentes de energía e incluso, de las unidades quelas producen.

Teóricamente se ha demostrado que la eficiencia económica: asignaciónóptima del consumo y de la producción se obtiene bajo un régimen decompetencia perfecta en todos los mercados de la economía.

En nuestra realidad económica, la presencia de mercados pequeños quese traducen en formas de producción no competitivas; por no cumplirel sistema socioeconómico con bastantes productores y consumidores; ypor la falta de información perfecta para todos los participantes delmercado, entre otros, impiden que el libre juego de la oferta y la


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demanda, establezca los precios y tarifas energéticas adecuadas. Porestas razones, desde hace mucho tiempo atrás, se abrió la puerta paraque en el país se recurriera a la regulación de los precios de lasprincipales fuentes de energía.

Recurrir a la valoración social, mediante cargos o descargos a losprecios de los productos en un año dado, para eliminar lasdistorsiones a los precios en un año determinado, como lo propone laevaluación de proyectos, tampoco es una práctica adecuada para tenerlos precios de eficiencia, porque después de la valoración persistenlas ineficiencias en el mercado (monopolios, barreras a la entradade nuevos productos, entre otros).

En ese sentido se debe tener mucho cuidado con los planteamientos deabrir el mercado y que los precios deben fijarse a la libre. Es muyimportante que las condiciones de libre mercado se cumplan: Muchosvendedores y compradores, el requerimiento de información perfectadel mercado y la libre entrada a la producción y al consumo de losbienes energéticos. Normalmente, estos requisitos son difíciles decumplir en las pequeñas economías centroamericanas.

No obstante hay políticas de liberación de precios que se tomanaunque no se cumplan las condiciones pregonadas por la teoríaeconómica, como ha sido el caso de algunos de los paísescentroamericanos, probablemente se estén perdiendo beneficios de laregulación de precios, como impedir que algunas empresas tenganinfluencia importante en la definición de los precios de la energíade esos países.

3.2 Objetivo de equidad

El presente objetivo se relaciona de manera más significativa, con laparticipación que tienen los precios de la energía sobre el nivelabsoluto del ingreso de las familias de menores ingresos, es decir encuanto inciden aquéllos sobre sus presupuestos familiares.

Además, este objetivo está relacionado con el hecho de que losconsumidores de ingresos bajos deben tener acceso en mayor grado asatisfacer sus necesidades, consideradas como básicas, con fuentesenergéticas de mayor calidad.

Al respecto, muchos autores opinan que deben evitarse lasdistorsiones introducidas en los precios relativos de las distintasfuentes energéticas con la finalidad de satisfacer objetivos socialespuesto que existen otros instrumentos, tales como la política fiscalo los sistemas de seguridad social que pueden ser mucho más eficacespara ello.


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Otros opinan que generalmente los subsidios que en principio estándirigidos a los estratos más pobres de la población terminanbeneficiando a los no pobres, con lo cual recomiendan el uso de otrosmedios para promover una mayor equidad.

Si bien es cierto, mediante los instrumentos de la política deprecios de la energía no es posible resolver la totalidad delobjetivo de equidad, éstos pueden coadyuvar en lograr una parte delos mismos en las familias más necesitadas, especialmente en lo quese refiere a la energía distribuida por fuentes fijas, como es elcaso de la electricidad. El medio más sencillo en este caso dearbitrar la distribución deseada del consumo, es por medio delsistema de precios.

También es importante definir los estratos que deberían serbeneficiados a través de los precios de la energía, delimitandoclaramente quienes realmente requieren de los subsidios y a quienesles correspondería de pagar los servicios completos, desde un puntode vista de las condiciones social y regional, evitando así eltraslado de costos injustos de unos grupos a otros.

Adicionalmente, es necesario desincentivar el desvío de losbeneficios de los productos subsidiados que se comercialicen en elmercado, así como los costos en que incurre el Estado y susinstituciones, en el control y vigilancia de un buen empleo de losrecursos sujetos a los subsidios.

De cualquier forma, con relación a las fuentes que se distribuyen pormedio de redes fijas, las mismas presentan la ventaja de facilitar ladiscriminación de precios para atender este tipo de objetivos deequidad distributiva, especialmente en la medida en que esadiscriminación sea acompañada por acciones coherentes en lo que serefiere a los costos de conexión y de quiebra de los servicioseléctricos por parte de los usuarios de una misma empresa eléctrica.Por ejemplo, Bathia (1985) y Otoya (2004), argumentan que los costosde conexión al sistema eléctrico impiden a muchas familias pobresbeneficiarse de la tarifa subsidiada de la electricidad establecida.

Con relación a las fuentes que no se distribuyen por redes fijas elproblema es sin duda más complejo. En este caso la discriminación deprecios para una misma fuente plantea problemas mucho más difíciles.El caso más extremo en Costa Rica lo representaron los sobrepreciosque existían sobre el diesel y las gasolinas que se usaban parasubsidiar al resto de los productos.


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3.3 Viabilidad Financiera de las empresas

La producción y ampliación de la capacidad del sistema deabastecimiento energético, requiere que las empresas públicas yprivadas, que pertenecen a ese sistema, pueden captar recursos parasufragar los costos operativos y las inversiones de reposición yexpansión.

Puesto que el sistema de precios y tarifas de energía constituye unode los instrumentos más importantes para atender las necesidades definanciamiento, la viabilidad financiera de esas empresas constituyeun objetivo primordial a considerar en la formulación de la políticade precios y tarifas.

Las diversas alternativas de financiamiento, pueden tenerconsecuencias diferenciales importantes sobre las distintasmagnitudes macroeconómicas y en particular, sobre la distribución delingreso, por tal razón es necesario que se investiguen sus diferentesrepercusiones para que la opción seleccionada esté más acorde con losobjetivos de la política de precios de la energía.

En los trabajos que se mantienen dentro del enfoque marginalista quetoman en cuenta los requerimientos financieros que suponen lasinversiones de expansión del sistema de abastecimiento, proponenbasar las tarifas en el costo incremental de largo plazo, estaposición es asumida, entre otros por Munasinghe (1980). Este criterioes un híbrido entre el costo marginal y el costo medio de largoplazo, que viene a representar a éste último.

De cualquier modo, cualquiera que sea el criterio de base para ladefinición de las tarifas (el costo incremental, el principio delmargen, u otros), es importante destacar que el objetivo definanciamiento, debe ser conciliado con el referido a la equidaddistributiva o con la orientación que debe darse a la asignación derecursos a otros objetivos de la política energética y económicosocial.

3.4 Otros objetivos de la política de precios

Otros objetivos que pueden proponerse como pertinentes para lapolítica de precios de la energía se relacionan con la promoción deciertas actividades industriales o del desarrollo de ciertasregiones, la protección al ambiente, las restricciones que surgen en

el balance de pagos, la conservación de energía, la intensificacióndel uso de los recursos energéticos nacionales, la atenuación delproceso inflacionario y otras metas de la política energética yeconómico social.


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3.4.1 Promoción sectorial y regional

La promoción del objetivo de la asignación eficiente de los recursos,dentro de la concepción ortodoxa, supone una neutralidad tarifariarespecto de los distintos tipos de consumidores. Esta supuestaimparcialidad es en particular aplicable al consumo productivo, delas restantes actividades del sistema socioeconómico y al consumoproductivo de las diferentes regiones que conforman el espacionacional.

Concretamente en Costa Rica, tenemos dos casos relacionados con loanteriormente dicho. Con referencia al sector de hidrocarburos, losproductos tienen los mismos precios para los usuarios en la mismacadena de distribución y en todo el territorio nacional. Este hechoha sido exitoso en el país porque la empresa estatal RECOPE con unared nacional de poliductos realiza a bajo costo el trasiego a granelde combustibles.

El otro ejemplo, que tiene características sectoriales y regionales,se da en el sector de electricidad. Así, las empresas industrialesque realicen inversiones nuevas iguales o superiores a US$2,0millones en áreas de bajo desarrollo del país, pueden disfrutar delas tarifas de media tensión para comprar su electricidad. Elobjetivo de esta política es incrementar el uso de la corrienteeléctrica, y mejorar las condiciones sociales en las regionesmarginales del país.

3.4.2 La balanza de pagos

Los precios internos de la energía pueden tener un efectocontradictorio sobre el balance comercial. Así, un incremento de losprecios de la energía importada tiende a producir un ahorro enfunción de la elasticidad precio de la demanda de las fuentes. Peropor otra parte, el mencionado incremento en los precios puede tenerun efecto desfavorable vía los costos de producción de las empresasexportadoras. Estos últimos efectos pueden ser evitados en la medidade que existan recursos energéticos nacionales que puedan sustituir ala fuente importada.

3.4.3 La conservación de energía

Con relación al objetivo de conservación de energía, entendida comoahorro de todas las fuentes de energía en los diferentes usosmediante la reducción de la relación: energía final consumida/energíaútil, el efecto de la política de precios puede ser modesto en lamedida que no se vea complementada por otros instrumentos de políticaenergética. Las exenciones aduaneras sobre el equipo de capital y


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materias primas, son un mecanismo muy usado para motivar cierto tipode fuentes energéticas.

Por otro lado, más allá de cualquier margen, la conservación deenergía supone la modificación o sustitución de los equipos deutilización en el consumo y, por tanto requerir de inversiones porparte de los usuarios.

En consecuencia, el objetivo de conservación supone la realización deauditorías que permitan apreciar la magnitud de dichas inversiones yanalizar la conveniencia de fomentar el uso de equipos de iluminacióneficiente, equipos que usan fuentes renovables de energía (solar,eólica, microhidro, entre otras), al margen de la política deprecios, para promover el objetivo de conservación.

Una corrección en los precios relativos, basada en la escasez de losproductos energéticos, tendría como resultado una mejor señal decosto a los consumidores y obtener de esta manera, una mayoreficiencia en el consumo de las fuentes.

3.4.4 Promoción del uso de los recursos nacionales

Incentivar el uso de los recursos energéticos nacionales, además dedisminuir las dificultades en las cuentas externas, puede estarrelacionada con los objetivos de promover el desarrollo de técnicastendientes a sustituir el uso de los recursos energéticos agotables ypor el empleo de recursos renovables y/o disminuir el grado dedependencia externa en materia de abastecimiento.

Sobre el particular, el rol de los precios de la energía es aún más

modesto que en el caso de la conservación de energía, ya que aquí setrata de montos de inversión mucho más importantes y de la promociónde actividades relacionadas con el desarrollo de nuevas fuentes, almismo tiempo que la modificación de equipos de utilización en elconsumo.

Sin embargo, cuando se plantea de manera complementaria o coherentecon otras medidas de política energética (investigación y desarrollo,política de inversiones, políticas de subsidios sobre equipos ymedidas administrativas), la política de precios puede cumplir dosimportantes funciones: permitir el aumento de los precios de lasfuentes que pretende sustituir, además de transmitir las señalestendientes a inducir progresivamente esa situación.

3.4.5 Estabilidad de precios

Se entiende en este punto, que se da una estabilidad relativa en elmediano y en el largo plazo, en los precios y las tarifas de la


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energía. Por el contrario, en el corto plazo, dichos precios debenser ajustados al menos dos veces al año. El primero corresponde o delllamado ajuste ordinario y el otro u otros deberían sermodificaciones de precios extraordinarios, con el objeto de que lasempresas del sector energía no pierdan poder adquisitivo de losrecursos generados por ventas por efecto de variaciones en sus costosde producción.

Actualmente RECOPE está solicitando revisiones de precios sobre loshidrocarburos en los ajustes extraordinarios cuando las fórmulas deprecios dan positivo. En el caso del sector eléctrico convendríadiseñar e implementar fórmulas de revisión de precios extraordinariosen todos sus servicios, también al menos una vez al año. En amboscasos, ese instrumento permite a las empresas recuperar másrápidamente los recursos del público y reducir por tanto los ajustesde los precios ordinarios.

En el caso de RECOPE, el aumento en la velocidad de transmitir las

variaciones de precios, conlleva a que los descensos y ascensos enlos precios sean más rápidos y más cercanos a los cambios en losprecios internacionales. Esto mejora la imagen de la Empresa, puestoque hay menos posibilidades de que los consumidores experimenten unaumento de precios cuando los precios internacionales esténdescendiendo.

IV. INVERSIONES, POLÍTICA DE PRECIOS Y ASIGNACIÓN DE RECURSOS

Uno de los principales aspectos prescriptivos en la evolución yformulación de la política de precios y tarifas de la energía, serefiere a la asignación de recursos, la cual guía las decisionesracionales de productores y consumidores en los mercados de bienes yservicios.

Desde el punto de vista neoclásico, es necesario comentar que losprecios de eficiencia, precios sin distorsiones, denominados comoprecios sombra, se obtienen de los precios del mercado, y se leseliminan los efectos de los impuestos, del desempleo, entre otrosfactores. Sin embargo, estos precios no son válidos para estimar lavaloración económico y social de los productos luego del ajuste, ya

realizadas las correcciones en los precios, continuarán existiendo enel mercado estructuras de producción no competitivas y otrasimperfecciones, como resultado del tamaño de los mercados, la

presencia de economías externas y la poca movilidad de los recursosproductivos.


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Una conclusión económica de la teoría del segundo mejor (segundamejor alternativa de precios por ejemplo) muestra que cuando existeun conjunto amplio de las condiciones del óptimo paretiano que no severifican, lograr que algunas de dichas condiciones se cumplan nohabrá de mejorar necesariamente la eficiencia de los recursosproductivos, inclusive la situación puede empeorar.

Este podría ser el caso cuando se tratan de establecer mercadoslibres donde existen pocos productores y bastantes demandantes. Estacircunstancia se da en nuestro sector energético. Por ejemplo, en loque se refiere el gas licuado en el ámbito centroamericano, puedeafirmarse que hay tan pocas empresas envasadoras y distribuidoraspara un mercado reducido, que es difícil que una liberalización totaldel mercado sea oportuna.

La regulación de precios en este producto como la que existe en elpaís, podría ser más provechosa que la liberalidad de mercado, ya quepermitiría reducir la competencia basada en elementos diferentes alprecio y la calidad, los cuales estarían garantizados por laregulación, igualmente brindar una sensación de seguridad en elmercado, y brindar un servicio al cliente distintos al precio ycalidad.

La asignación óptima de recursos del sistema energético, sólo puedediscutirse normativamente en el marco de un proceso de planificaciónaplicado a todo el sistema en su conjunto. Pero, ese proceso deplanificación no puede ser concebido como una tímida réplica delmercado, que suponga simplemente el uso de los precios sombra paraevaluar las decisiones de inversión, y para la fijación de losprecios y las tarifas, sino que debe constituir un complemento delmercado que tenga finalidades propias.

Los precios de la energía que afectan al sector energético y noenergético nacional, deben orientarse a lograr los objetivosestablecidos para el sector productivo y social del país, es decirellos deben convalidar las decisiones coordinadas para la consecuciónde las metas. Los precios de la energía no constituyen necesariamenteun sistema de referencia que surge únicamente de los datos quecaracterizan la situación de partida del proceso de planificación,sino que son un conjunto de instrumentos, de acción efectiva sobre elsistema, que responde a las necesidades de decisiones tomadas sobrelos aspectos sustantivos del proceso.

El que una parte importante del sistema de abastecimiento energéticosea de carácter público, garantiza en nuestro país, que unaproporción sustancial del control de las decisiones sobre el uso delos recursos productivos y de inversión sea conducido porinstituciones del Estado. Este hecho aumenta la viabilidad del


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proceso de planificación y la posibilidad de imprimir a ese procesouna racionalidad global; puesto que hay mayores posibilidades delograr una coherencia entre las decisiones y la política de precios.

La función de la política de precios queda mejor definida en lamedida que se especifique la naturaleza del proceso de planificacióndel sistema energético.

4.1 La inversión y sus repercusiones sobre la estabilidad

Para abordar este tema se presenta un esquema inicial que muestra eleventual desequilibrio de oferta y demanda globales, partiendo de ladefinición del producto interno bruto (PIB). Además, se muestra cómo

el gasto público puede competir entre sí, es decir, cómo el gastocorriente y las probables inversiones pueden afectar la estabilidadmacroeconómica, tanto interna como externa.

PIB = Consumo Privado + Consumo Público +

Inversiones + Exportaciones – Importaciones

{PIB + Importaciones} (Oferta global) = {Consumo Privado + ConsumoPúblico + Inversión + Exportaciones}(Demanda global)

Si se parte de una situación de equilibrio de la oferta y demandaglobales como se muestra en la igualdad anterior, y si se produce unaumento en las inversiones, por ejemplo, una inversión extra del ICEo de cualquier institución pública o privada, la demanda globalsuperará a la oferta porque la inversión se ha incrementado sobre elvalor del anterior punto de equilibrio.

Debido a que en el corto plazo la producción interna no puedereaccionar a tiempo para elevar la oferta de bienes o porque elcomponente importado es muy alto, el desequilibrio en el mercadopresiona sobre el nivel de precios, generando inflación ydevaluación, dado que el desequibrio entre la demanda y oferta debienes se traslada también a la balanza comercial.

Para reducir la inflación y el desequilibrio externo, el BancoCentral reaccionaría disminuyendo la oferta de dinero, colocandotítulos valores, lo cual baja el precio de los bonos pero incrementalas tasas de interés sobre ellos. Otra medida alternativa que puedebarajar el Banco Central es aumentar el encaje mínimo legal.

En ambos casos la tasa de interés se eleva, afectando a todos lossectores de la economía, tanto a las familias que pagan intereses yprecios más altos, como a los productores que pagan más por elcapital tomado en préstamo. Los costos incrementales provocan


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desempleo porque se reduce el tamaño de los mercados por los costosy precios más altos.

También se podrían generar entradas de capital por los aumentos enlas tasas de interés internas y por la devaluación, pero lascondiciones económicas descritas no son las más propicias para hacernegocios, por lo que más bien podrían presentarse salidas decapital, dado que el sector productivo necesita un ambiente establepara operar.

Por otro lado, puesto que se asume inicialmente un incremento en lasinversiones, en la mayoría de los casos las presiones sobre lasimportaciones son muy altas, dado que el componente importado de las

mismas es grande y por la poca elasticidad de la producción interna

en el corto plazo.

En resumen, manteniendo las otras cosas igual, cuanto mayor sea elgasto corriente o de inversión adicionales, mayor tiende a ser eldesequilibrio en el mercado de bienes y servicios, y mayores son laspresiones de aumento de precios y del tipo de cambio y con ello másse obliga al Banco Central a hacer una política restrictiva delgasto.

Las inversiones públicas meritorias deben recibir ponderaciones másaltas que el consumo privado porque son un medio de incrementar laplataforma productiva y social del país. Estas inversiones tienen

externalidades positivas que permiten: ser más eficientes en laproducción en otros sectores productivos, aumentar directa oindirectamente el nivel de exportaciones y las reservas externas,

para importar los insumos productivos que no tenemos, y lo que esmás importante, para acrecentar la calidad de vida de la población.

En el caso del sector energía costarricense, la inversión que serequiere es muy relevante para mantener y mejorar nuestrainfraestructura económica y social. Esto le permite al sectorproductivo más competitivo nacional e internacionalmente, eindirectamente crear nuevas fuentes de empleo y exportaciones.

Las inversiones del sector energía son para entregárselas a todo elpaís, tanto a las unidades productivas como a otras entidadesoficiales y al sector familiar. Frenar la inversión necesaria parael desarrollo del sector energía, es restringir el acceso a una

parte importante de la población costarricense, reñir contra lacalidad futura del servicio y provocar deterioro en lacompetitividad internacional.

Necesariamente para mantener la estabilidad macroeconómica, tanto delos gastos corrientes como los de capital de las instituciones


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públicas, las mismas deben competir entre sí por la bondad de sus

proyectos, en cuanto al bienestar económico y social, considerando

el valor de sus productos futuros para la sociedad. Si bien, esto ya

se hace en diversas instancias públicas, amerita ser complementado

con una cuantificación de los beneficios directos e indirectos delos proyectos. Esto requiere nuevas técnicas de análisis y

proyección, tales como los modelos de insumo producto, modelos deequilibrio general y de ecuaciones simultáneas, los cuales capturan

y envían efectos sectoriales.

Más aún, las empresas energéticas públicas, como grupos sectoriales,

deberían de cuantificar los beneficios futuros, considerando las

externalidades positivas y negativas de sus proyectos tanto en su

sector como en el resto de las actividades públicas y privadas, para

que las diferentes instancias (MIDEPLAN; Banco Central, CONAFIN,entre otras) puedan asignar los escasos recursos del Estado

(inversión), de tal forma que se maximice la generación de empleo,

el desarrollo económico y social, la estabilidad, entre otros. Esto

como ya se dijo sólo es posible con modelos de insumo-producto y deequilibrio general.

En este sentido las propuestas de las instituciones públicas

tendrían que mejorar sustancialmente en cobertura y profundidad,

para realizar una priorización fundamentada en métodos

cuantitativos, y recurrir a nuevas herramientas de planificación,

que tomen en cuenta en forma simultánea, las diferentes opciones dedesarrollo de las empresas energéticas en el corto, mediano y largo

plazo.

En esta nueva forma de valorar los proyectos de inversión no sólo

interesarían los beneficios directos de los proyectos en un sector

de origen. También es oportuno medir los beneficios que se obtienen

en otros sectores distintos a aquél donde se origina la inversión.

En este caso, de nuevo serían muy importantes las técnicas ya

mencionadas.

4.2 El logro del equilibrio dinámico

La política de precios de la energía, debería ser diseñada de modo deconvalidar e inducir la asignación de recursos, tendiente a lograr un

equilibrio dinámico entre los niveles deseados de los requerimientosy su composición por usos con la estructura deseada deabastecimiento, definidas de acuerdo con los objetivos del proceso dedesarrollo económico y social.

Puesto que las inversiones tienden a cristalizar progresivamentenuevas estructuras de abastecimiento (debido a la extensión delperíodo de maduración), las señales de precios que se transmiten a


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los diferentes usuarios deben ser, en lo posible, estables en ellargo plazo de modo tal guíen las decisiones acerca de la elección defuentes y equipos de utilización.

En este sentido, la fijación de los precios de la energía debe deestar en función, no sólo de los costos presentes sino también de laserogaciones que se esperen en el futuro, dado que la capacidadproductiva de los establecimientos energéticos está en función de hoyy de muchos años adelante. Así, las tarifas deben considerar losrequerimientos futuros de capacidad productiva.

V LA POLÍTICA DE PRECIOS Y EL FINANCIAMIENTO DEL SISTEMA ENERGÉTICO

El uso de la política de precios de la energía como instrumento paraatender el financiamiento, supone la necesidad de relacionar el nivelmedio de tarifas, con el de los costos unitarios de operación y conlos fondos requeridos para las inversiones de reposición y expansiónque surgen del proceso de planificación, pero el objetivo definanciamiento definido, puede traer contradicciones con respecto ala finalidad de asignación de recursos de acuerdo con los otrosobjetivos.

La superación de esa contradicción, puede lograrse mediante ladiferenciación de los precios de productor y de usuario y/o a travésde un esquema más flexible de financiamiento, que supongatransferencias de fondos dentro del sistema de abastecimiento ysubsidios cruzados entre los usuarios de una misma fuente. Existenotras fuentes relevantes de financiamiento tales como los impuestosaplicados sobre los bienes e ingresos, beneficios o patrimonios, laobtención de préstamos internos y externos, etc.

Teniendo en cuenta la importancia relativa de las inversionesenergéticas dentro de la inversión pública, e incluso respecto de lainversión bruta total, los impactos diferenciales de las distintasalternativas de financiamiento (incluyendo a las tarifas) sobre elsistema socioeconómico pueden ser considerables, y en algunos casoscontradictorios con los objetivos planteados por la política deprecios en el plano económico-social.

5.1 Relación entre precios y costos

Dentro del enfoque neoclásico, el problema del financiamiento estratado por medio de una restricción adicional a las condiciones delóptimo paretiano. De este modo, las tarifas se determinan con base enalejamientos óptimos respecto de los precios de “eficiencia”,desprovistos de distorsiones y definidos a partir del costo marginal.


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Además de que los precios y tarifas de energía deben enviar señalesde largo plazo lo más estables posibles, los mismos y mediante laviabilidad financiera, deben cubrir los costos directos e indirectosunitarios de producción y proporcionar fondos para las inversiones dereemplazo y de expansión. Una solución que se ajusta a estascaracterísticas de estabilidad en el largo plazo y que toma en cuentala viabilidad financiera de las empresas, puede fundamentarse en elprincipio del margen (“mark-up”), definido a partir del costo mediode largo plazo; el cual se define tomando en cuenta tanto lacapacidad instalada en operación como la que habrá de resultar deacuerdo con la capacidad planeada.

La consistencia de este costo con el requisito de estabilidadrequiere que el mismo sea calculado en función de los “preciosnormales”, es decir con los precios esperados de los insumos, almargen de las variaciones que puedan registrarse en el corto plazo.

De esta forma el punto de referencia para la definición de lastarifas podría expresarse del siguiente modo: (Pistonesi, 1990)

Nivel de Tarifa V * (1+K)

Donde V = Costo unitario de largo plazo K = Margen aplicado sobre el costo de acuerdo con

las necesidades financieras.

La ventaja de este método es que permitiría garantizar a lasempresas, una tarifa que está considerando tanto los costos variablescomo fijos de la infraestructura actual y futura de largo plazo. Estamodalidad tiene la conveniencia de que los costos de las empresasestarían siendo calculadas de cara al futuro, y se le estaríaenviando una señal adecuada de precios a los usuarios.

La otra alternativa que es la que se recomienda más adelante, escalcular los costos unitarios de la generación eléctrica a través delpromedio del costo incremental de largo plazo (CILP), dado que lasinversiones del sector eléctrico ocupan una parte sustancial delcosto de la energía eléctrica.

El costo incremental de largo plazo (CILP) es una aproximación delcosto marginal de largo plazo, que el ICE ha venido calculando desdehace más de diez años. Por la naturaleza del CILP, este es unindicador que referencia los costos futuros medios de largo plazo,porque expresa dentro de un período dado los costos incrementalespromedio de la generación eléctrica adicional.


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En el caso de los hidrocarburos, los costos de inversión sonrelativamente menores comparados con los de la actividad eléctrica, apesar de ello se analiza la posibilidad de que un promedio similaral del CILP eléctrico sirva para cargar al precio de los combustibleslo que corresponda a inversiones.

El CILP en ocasiones podría arrojar señales contradictorias para latarifación, pues ocurre que cuando la demanda es elevada, hecho quedebe de interpretarse como una escasez de electricidad respecto de laoferta, se reduce, cuando se esperaría lo contrario. Lo inversosucede cuando la demanda es baja. Estos resultados se producen por laforma en que se define el CILP: La relación entre los aumentos de loscostos de inversión del sistema en un período de largo plazo, y losaumentos de la demanda de electricidad u otra fuente energética delplan de expansión vigente.

Por esta razón, se hace necesario recurrir a un indicador modificado,como probable guía para establecer los precios de la electricidad.Ese indicador estaría formado por un ponderado de los costospresentes del sistema y por el promedio del costo incremental delargo plazo (CILP). Este indicador ponderado tiene la ventaja de quecontrarresta las variaciones puntuales del CILP, que podrían provocarseñales equivocadas de cambios de precios cuando la demanda esabundante con respecto a la oferta, o a la inversa, como ya seexplicó.

Las tarifas de generación eléctrica estarían explicadas por loscostos presentes y futuros del plan de expansión, con lo que seestima lo que realmente cuesta, y lo que probablemente costaría lageneración de electricidad, disminuyendo en parte, la causalidad decorto plazo de los costos históricos más la inversión corriente endichos precios. Este nuevo procedimiento de costeo tiene mayorracionalidad, porque los demandas adicionales futuras de laelectricidad, están ejerciendo influencia sobre formación de capitalque se ha hecho o se está haciendo en el período futuro.

La otra ventaja ya mencionada, es que las tarifas eléctricas estaríanproyectando hacia delante, ya que la satisfacción de requerimientoseléctricos no sólo debe ver los costos actuales, sino cuánto costaráel abastecimiento posterior, para determinar las inversionesrequeridas. Por otro lado, la fijación del precio se hace bajo unaperspectiva de largo plazo. De esta manera se operan con preciospromedios, que son más adecuados que los precios puntuales, porqueeliminan los vaivenes, explicados por años de mucha o poco inversiónde la infraestructura eléctrica.

En lo que corresponde al sector de hidrocarburos, con anterioridad seha dicho que por ser los montos de inversión relativamente pequeños,


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con respecto a los gastos totales de RECOPE, el CILP serviría de basesólo para recalcular los cargos sobre los precios correspondientes ala inversión, y ese cargo es relativamente pequeño si se compara conel costo de ventas de la empresa.

Pese a ello la empresa mencionada en ocasiones incurre en gastoscuantiosos de inversión, como por ejemplo cuando se construye unnuevo poliducto o se moderniza la refinería; por lo cual tienesentido definir un CILP petrolero que calcule costos unitarios deinversión en un período amplio de pronóstico. Esto permitiría que semejore el procedimiento de asignación de costos. Más adelante se veráque el cambio de costeo tiene pocas variaciones sobre los precios delos combustibles.

5.2 Compatibilidad con los objetivos de asignación de recursos

En el tanto en que al aplicar el criterio del margen, del costoincremental de largo plazo, u otro instrumento como medio tarifario,riñera con los otros objetivos de la política de precios de laenergía, las tarifas deberían adecuarse o generar recursos frescospara satisfacer esos objetivos, y si hubiera desequilibrios en laviabilidad financiera, la misma podría alcanzarse por medio detransferencias de fondos originados en costos externos de un sector einvertidos en otro sector que tenga zonas deprimidas económicamente,o mediante subsidios cruzados razonables entre diferentes tipos deusuarios energéticos.

En particular, si en el sector de hidrocarburos los precios alconsumidor son iguales, independientemente del punto de consumo, algosimilar podría proponerse en el caso de las tarifas de electricidad.

Para ello la ARESEP debería implementar un procedimiento para quepartiendo de una fecha determinada se pusiera en práctica unacercamiento planeado de precios de la electricidad a alcanzar en unperíodo de cinco años, coadyuvado por un fondo de recursos quepermitiera esa homogenización de precios.

En ese período, además el sistema eléctrico debería sanearseeliminando los subsidios innecesarios desde el punto de vista socialy productivo. Al terminar el plazo de cinco años, los precios de laelectricidad deberían ser relativamente iguales para las áreas másrurales del sistema eléctrico, incluyendo a las cooperativaseléctricas. Se asume que los subsidios en el sector residencial sonracionales hasta consumos iguales o menores de 200 kWh/mes.

Para transitar por este sendero, más adelante se define un sectorpredominantemente rural, tomando como ejemplo las áreas más ruralesde los cantones que atiende el ICE, de acuerdo al Censo de Población


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2000, y por las zonas geográficas atendidas por las Cooperativas deElectrificación Rural.

5.3 Los impactos diferenciales de las fuentes alternativas de financiamiento

Es posible considerar fuentes de financiamiento alternativas a lastarifas para obtener una parte de los fondos requeridos para lasinversiones de expansión. No pueden desconocerse los impactosdiferenciales de las alternativas de financiamiento sobre losagregados económicos (nivel de actividad, ocupación, distribución delingreso, balance de pagos, ritmo de inflación, entre otros). Estosefectos pueden magnificarse porque ellos pueden ser contradictorioscon los objetivos que se pretenden alcanzar por medio de la políticade precios de la energía.

Los diferentes resultados globales sobre las variables nacionaleseconómicas y energéticas, productivas y sociales de las distintasopciones de financiamiento de inversiones del sector energético,deben de ser cuantificados, evaluados a la luz de los objetivos delsector y recomendar planes de acción para el sector de energíapúblico, lo mismo que establecer las señales adecuadas para inducir alas empresas privadas del sector con el objeto de garantizar unasatisfacción de los objetivos de la política de precios.

5.4 Impactos de la adecuación de una política de precios de la energía

El diseño de una política de precios de las diferentes fuentes deenergía, supone siempre una reformulación de una estructura tarifariaheredada para adecuarla a las necesidades y objetivos de una nuevapolítica energética y social.

Las tarifas en los sistemas concretos, constituyen el resultado delproceso histórico de desarrollo económico y social, en el queinfluyen las variables exógenas del nivel internacional, y lasinteracciones del sistema socioeconómico con el subsistemaenergético. La estructura de precios y tarifas resultante de eseproceso, que puede o no responder a la racionalidad definida, resultade cualquier modo compatible con los niveles absolutos y relativos delos precios, correspondientes al resto del sistema socioeconómico,con determinada distribución del ingreso entre los diferentes grupossociales y con normas particulares de financiamiento del sistemaenergético.

En consecuencia, la reformulación de la política tarifaria o laadecuación de los niveles absolutos y relativos, a determinados


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principios prescriptivos, implica necesariamente una serie deimpactos, tanto en el plano macroeconómico como sobre las unidades deproducción y consumo que no pueden ser ignorados, si es que sepretende una racionalidad de conjunto.

Esta forma de concebir la reformulación de la política de precios ytarifas de la energía, tiende a aproximarse a la concepción deotorgar a la política de precios y tarifas un carácter mucho más

instrumental, en la medida en que incorpora criterios que surgen dela confrontación de las condiciones que caracterizan a los sistemassocioeconómicos concretos, con los objetivos de la políticaenergética y económico social.

Los principales impactos a ser considerados, se refieren a lasvariaciones en el nivel general de precios, a la distribución delingreso, al balance de pagos, a las industrias energointensivas, alpresupuesto del gobierno y a la conservación de los recursosnaturales energéticos.

VI. FIJACIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA

Este apartado tiene por objeto hacer una revisión sobre los aspectosteóricos más sustantivos empleados por ARESEP y que definen lostérminos bajo los cuales se enmarcan los cambios de los diferentesprecios de la energía.

También se pretende revisar los dos últimos procedimientos utilizadospor la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) paradefinir los precios de la energía en el caso del ICE y RECOPE, paraconocer en forma más clara cómo se definen los precios, y de serposible presentar nuevos planteamientos que conlleven al logro de losobjetivos de la política de precios propuesta en este documento.

6.1 Existencia de subsidios en los precios de la energía

La política de precios incluida en el IV Plan Nacional de Energía

2000-2015 vigente, establece que los precios de la energía deben deorientarse hacia los costos de producción de las empresas, por lotanto, se sigue que deberían corregirse los precios de la energía

para eliminar los subsidios que se consideren no necesarios desdeel punto de vista social y productivo, de conformidad con losobjetivos de la política de precios de la energía, en un plazo pordefinir.

En el caso de los hidrocarburos existen subsidios, cuyo monto varíaentre los productos. Con la excepción de las gasolinas y el diesel,


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el resto de los 10 productos gozaron de algún tipo de subsidio enel 2003. En el Cuadro No.1, se precisan los subsidios. Dado que noexiste ninguna ley para crear los subsidios, simplemente surgen dela fijación ordinaria de precios de ARESEP y de las siguientesfijaciones extraordinarias. Así, se ha definido que los productoscuyas utilidades netas son negativas corresponden a productossubsidiados.

Asimismo el cuadro muestra la ganancia o pérdida absoluta de cadauno de los combustibles distribuidos al por mayor por RECOPEdurante 2003. También se incluye una rentabilidad y/o pérdida

relativa por producto para presentar una medición alternativa a lascifras absolutas.

CUADRO NO.1Utilidad Neta y Rentabilidad de los Hidrocarburos

Colones por litro y razonesAño 2003

ProductoUtilidad neta

¢/litroRentabilidad

%

Gasolina Regular 22,26 0,1

Gasolina Súper 4,39 0,02

Diesel 6,35 0,04

Kerosene -80,91 -0,52

Jet Fuel -52,47 -0,46

Bunker -33,89 -0,47

Asfalto -11,2 -0,11

Emulsión -8,66 -0,1

GLP -14,21 -0,13

AvGas -36,52 -0,14

Gasóleo -18,61 -0,18

Nafta -17,06 -0,24

IFO-380 -11,68 0,00

Promedio -0,19 0,00Fuente: RECOPE, Departamento de Contabilidad

Como bien se aprecia en el Cuadro No.1, la mayoría de los productosde RECOPE recibieron subsidios cruzados durante el 2003. Pero con elinconveniente adicional de que los subsidios y los excedentes porlitro, se apartan de los propuestos por ARESEP, en su fijaciónordinaria de marzo del 2003, en buena parte esas diferenciasresponden a la operación de la fórmula automática de precios de loshidrocarburos.

Como se verá más adelante, la aplicación de la fórmula, aunada a lafijación ordinaria de precios por ARESEP, lleva a la aparición deresultados incongruentes a nivel de producto. Por ejemplo, laejemplo, a


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utilidad por litro de la gasolina regular es más alta que la de lagasolina super, cuando es de esperar que la última sea más demandadapor los consumidores de más altos ingresos que los de la regular.

El kerosene resulta con un subsidio muy alto (-¢80,91 por litro). Elcombustible jet, que es mayoritariamente para el turismo nacional yextranjero, obtuvo ¢52,47 de subsidio por litro, en este caso nosólo se está subsidiando a los turistas extranjeros y nacionales,sino que normalmente cubre a los estratos sociales de ingresosmedios y altos.

Por último, el GLP obtuvo en el 2003 un subsidio de ¢14,21 porlitro; el cual, en el caso del transporte automotor, representa unestímulo nocivo para RECOPE y el Estado, dado que conforme sesustituyan las gasolinas por ese combustible, la empresa pasa depercibir ganancias a pérdidas y el segundo ve reducidas la entradasde impuestos, en virtud de que el GLP paga menos impuesto único quelas gasolinas. La ventaja a su favor es que se disminuyen lasemisiones de gases contaminantes.

Por otro lado, las maniobras de descarga de GLP de los tanquerosocupa más tiempo del Muelle de Moín que aquéllos con gasolina, conlo cual se reduce el tiempo disponible del muelle. También RECOPEdebe desarrollar infraestructura de almacenamiento del GLP que tieneun mayor costo.

El problema presentado sobre precios inadecuados a los productos esfue responsabilidad en parte, como se ha dicho, de la fórmulaautomática de precios, las otras cuotas de responsabilidad lecorresponde a la primera fijación de precios que realiza ARESEP aprincipio de cada año. Actualmente la responsabilidad atribuida a lafórmula automática de precios es mucho menor al disponerse de unafórmula de precios por producto.

6.2 Estructura de precios plantel de los hidrocarburos

Una valoración de los precios de los combustibles, acorde con loscostos de refinación, de importación y de otros costos operativos yde capital, es de imperiosa necesidad como una forma de lograr laeficiencia en la producción y el consumo, y como preparación a laincorporación del país dentro de la Unión Aduanera, para evitarconflictos comerciales con los otros países, motivados en lapresencia de subsidios en la producción que riñen con la competencialeal en el mercado de hidrocarburos.

El Cuadro No. 2 presenta la estructura de precios propuestos porRECOPE para el año 2003. En dicha estructura se solicitan anteARESEP los siguientes subsidios: ¢13,00 por litro para el diesel,


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¢30,00 para el bunker, ¢2,19 para el gas licuado y ¢10,40 para elasfalto PG-70.

No es conveniente que se mantengan subsidios sobre el diesel en elfuturo por tres razones razones. Primero porque ése es el productode mayor venta por parte de RECOPE y por tanto resulta difícilrecuperar dichos subsidios sobre otros productos. Segundo porque yase han tenido excedentes netos positivos para el mismo en el año2003 (ver Cuadro No. 1). Finalmente porque el porcentaje del dieseldestinado a l transporte público y termoelectricidad ha sido menor aun 20%.

Dado que el bunker es un producto residual del proceso derefinación, podría mantenerse lo fijado por ARESEP para que elsubsidio no pase de ¢20,0 colones por litro, considerando quetambién su venta es un porcentaje importante respecto del total deproductos. El subsidio propuesto para el gas es pequeño de ¢2,19 porlitro, pero sin embargo tampoco tiene razón de ser.

Al asfalto PG-70 se le propuso en el 2003 un subsidio de ¢10,40 porlitro, en este caso hubiera sido conveniente un rebalanceo deprecios de tal forma que se redujera el excedente sobre los asfaltosAC-20/AC-30 y se eliminara el subsidio al PG-70.


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CUADRO Nº. 2Estructura de Precios de los Combustibles que expende RECOPE a Precios Propuestos

5.394% AumentoAño 2003

Concepto Gasolinas Asfaltos

Regular Súper Diesel Kerosene Bunker LPGJetGeneral Av-Gas Gasoleo

AC-20/AC-30 PG-70

Emul.Asfál.

NaftaPesada

ActividadEmpresarialCosto Unitario deventas 200,270 204,160 172,080 105,530 98,700 109,300 126,940 242,020 74,460 98,260 98,260 71,350 84,510

Costos operativos 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540 9,540

Inversiones (1) 5,320 4,238 4,634 7,751 2,755 2,761 7,248 6,589 2,995 3,910 23,200 2,768 2,755

Servicio Deuda 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780 0,780

Total CostosActividadEmpresarial 215,910 218,718 187,034 123,601 111,775 122,381 144,508 258,929 87,775 112,490 131,780 84,438 97,585

Costos AjenosCargas notributarias (2) 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232 0,232

Canon ARESEP 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047 0,047

Aviación Civil 2,740 2,740

Total CostosAjenos 0,279 0,279 0,279 0,279 0,279 0,279 3,019 3,019 0,279 0,279 0,279 0,279 0,279

Costo PlantelResultante 216,189 218,997 187,314 123,881 112,055 122,660 147,527 261,948 88,055 112,769 132,059 84,717 97,865

Precio PlantelActual (*) 242,618 254,935 174,312 183,530 82,054 120,468 176,380 288,078 120,251 121,660 121,660 104,471 172,754

Utilidad opérdida 26,429 35,938 -13,002 59,649 -30,001 -2,192 28,853 26,130 32,196 8,891 -10,399 19,754 74,889OBSERVACIONES:(1) La asignación de las inversiones se realiza tomando en cuenta criterios técnicos, de forma tal que el monto total de las inversiones se distribuyeentre aquellos productos que se beneficiarán directamente de las mismas.

(2) Está compuesto por conceptos tales como: Aporte a Juegos Nacionales, C.N.E., MINAE, Aporte a Municipalidades y Otros (Impuesto Territorial,Concesiones de Aviación Civil).

(3) La estructura de precio para este producto es netamente informativa, ya que este precio no se fija mediante Estudio Ordinario, sino que tiene supropia fórmula, en función del mercado internacional, sin embargo, es necesario que se fije precio para venta a clientes nacionales, que hanmostrado interés en adquirir el producto.

Es pertinente la estructura de excedentes sobre las gasolinas, estoes, RECOPE propuso obtener un excedente mayor en la gasolinasuper(¢35,94/lt respecto a la regular (¢26,43/lt) en la propuesta deprecios de 2003, sin embargo los niveles absolutos de las mismasfueron elevados.

Con las observaciones anteriores, se podrían bajar los nivelesabsolutos de los precios de las gasolinas y de otros productos a losque se le proponían altos excedentes como: kerosene, jet general,av-gas y gasóleo, entre otros y subir los precios de loshidrocarburos deficitarios para RECOPE y mantener un subsidio albunker, por ser un producto residual. Esto nos haría máscompetitivos en gasolinas en el Istmo Centroamericano y los preciosde los combustibles serían más eficientes tanto desde el punto devista del consumo como de la producción.


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Seguidamente se comentará sobre la fijación de precios de loscombustibles por parte de ARESEP. El Cuadro No. 3 contiene laestructura de los precios sin impuestos de los hidrocarburos a marzode 2003, establecida por dicha institución en la fijación ordinariade ese año. Esto pone en evidencia que los orígenes de los subsidiosy los excedentes de los productos que vendió RECOPE en el 2003 seremontan a su fijación ordinaria de precios, sin embargo, ellosfueron afectados también por la forma en que se aplicaron losajustes extraordinarios por la fórmula general de ajuste de precios.

Claramente se nota que en el estudio ordinario de precios de ARESEPse busca que la gasolina regular (16,27%), la gasolina super(26,16%), las naftas (26,26% y 25,98%), el kerosene (11,62%), el av-gas (9,62%) subsidien, entre otros, al diesel (-13,76%), al bunker(-19,38), al jet(-19,77) y al gas licuado(-5,50), entre otros.

La estructura de las gasolinas es correcta, dado que se obtienen más

excedentes en la gasolina regular que en la super, por cuanto sepuede presumir que los usuarios de gasolina super son de mayoresingresos que los de la gasolina regular. Sin embargo, los niveles deexcedentes unitarios de dichas gasolinas fueron muy elevados, si seconsidera la reducción sustancial de excedentes y subsidios sobreproductos que se está recomendando en este estudio. Algo similarsucede con las naftas, el kerosene y el av-gas.

Nuevamente, conviene llevar el subsidio propuesto por ARESEP deldiesel casi a cero, mientas que al bunker se le debe asignar elsubsidio de casi ¢20/lt, por tratarse de un producto residual.Además, de esa fijación comentada conviene ajustar hacia arriba losprecios del jet y el gas licuado, toda vez que ocupan segmentos demercado importantes.

De la comparación de lo planeado por ARESEP en materia de utilidadesy déficits por producto, con los correspondientes a final de 2003,se nota que en cuanto a la gasolina regular lo propuesto estuvocercano a lo que se obtuvo en todo el año. Así, la utilidad porlitro del producto a marzo de 2003 fue superada por sólo poco más de¢5 por litro.


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CUADRO NO.3Estructura de precios de combustibles marzo de 2003

Sin impuesto único(Colones por litro)

PRODUCTOSCosto plantel

resultantePrecioplantelVigente

Utilidad opérdidaabsoluta

Utilidad opérdidaRelativa

Gasolina regular 124,38 144,61 20,23 16,27

Gasolina súper 120,82 152,43 31,61 26,16

Diesel 134,86 116,31 -18,55 -13,76

Keroseno 139,24 155,28 16,04 11,62

Búnker 89,06 71,804 -17,26 -19,38

Gas Licuado 106,84 100,96 -5,87 -5,50

Jet General 146,30 117,38 -28,91 -19,77

AV-Gas 173,39 190,07 16,68 9,62

Gasóleo/Diesel Pesado 113,71 101,57 -12,14 -10,68

Asfalto 108,23 102,60 -5,63 -5,21

Asfalto PG-70 104,25 102,60 -1,65 -1,58

Emulsión asfáltica 102,06 89,72 -12,34 -12,10

Nafta liviana 128,58 162,35 33,77 26,26

Nafta pesada 126,40 159,25 32,84 25,98

Ifo 180 78,63

Ifo 380 77,29Fuente: ARESEP, Dirección de Energía y Concesión de Obra Pública

Resulta muy diferente lo ocurrido con la gasolina super, en dondehubo una caída de algo más de ¢26 por litro del valor fijado enmarzo ¢31,61. Así, la rentabilidad relativa descendió de 26,16% asólo 2,20%. En este caso se presume que la fórmula de precios hayasido la causante de ese cambio o que los costos de dicha gasolina sehayan incrementado en forma sensible.

En este punto se puede comentar que los excedentes inicialesconsiderados por ARESEP, para las gasolinas fueron muy altos y queambos superávits tienen como objetivo subsidiar otros productos.

Con respecto al diesel lo planeado por ARESEP se reversó ya queinicialmente dicha entidad esperaba que se subsidiara a esteproducto en ¢18,56 por litro, la realidad fue que se obtuvo unsuperávit de ¢7,37 por unidad.


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CUADRO NO. 4

Producto Utilidad o pérdida(colones) Utilidad o pérdida relativa(%)

2003 Marzo 2003 2003 Marzo 2003

Gasolina regular 20,23 25,82 16,27 11,70

Gasolina super 31,61 5,09 26,16 2,20

Diesel -18,55 7,37 -13,76 4,70

Kerosene 16,04 -80,91 11,16 -52,00

Bunker -17,26 -33,89 -19,38 -46,00

Gas Licuado -5,88 -14,21 -5,50 -14,00

Jet Fuel -28,92 -52,47 -19,77 -46,00

Av-Gas 16,68 -36,52 9,62 -14,00

Diesel Pesado -12,15 -18,61 -10,68 -18,00

Asafalto -5,64 -11,20 -5,21 -11,00

Emunulsión asfáltica -12,35 -8,66 -12,10 -10,00

Nafta liviana 33,77 -17,06 26,26 -24,00

Nafta pesada 32,85 -17,06 25,98 -24,00

Ifo-380 N. D. -11,68 N. D. 17,10

Fuente: Cuadro No. 3 para Marzo 2003 y RECOPE 2003,Departamento de Contabilidad, Año 2003.

Utilidad o pérdida absoluta y relativa de los combustiblesa marzo del 2003 y al final del 2003

Colones por litro y porcentajes

La conclusión en este punto, es que no tiene sentido seguirsubsidiando al diesel, dado que durante 2003 el producto experimentóun superávit, además de que como es el producto con mayor segmentode mercado en el país, resulta costoso compensar ese subsidio conun superávit en otro producto y finalmente, la participación deldiesel en el transporte público fue cercano al 15% y en lageneración eléctrica se situó cerca del 7,5%, evidentemente sonotros sectores productivos los que se están beneficiando de lossubsidios.

El Cuadro No. 4 muestra los excedentes y los subsidios planeadospara cada producto en términos absolutos y porcentuales. En adelantese destacan los casos más relevantes de ellos.

El kerosene si bien es un producto de poca demanda, se obtuvo lamayor dispersión entre la utilidad planeada en marzo del 2003(¢16,04) y la pérdida real por litro (-¢80,91). Definitivamente,

parece un subsidio excesivo para este producto. La utilidad relativadescendió de 11,62% a –52,0%. La meta sería buscar un equilibrioentre los costos y los ingresos unitarios.

En cuanto al bunker, la pérdida inicial esperada se convirtió aldoble al finalizar el 2003. La pérdida relativa aumentó desde–19,38% en marzo a -46,0% en diciembre de 2003. Evidentemente, loscambios son en su mayoría atribuibles a la anterior fórmula deprecios automática de los combustibles.

La pérdida inicial en gas licuado, que tiene uno de los segmentos demercado amplios, se incrementó de -¢5,87 a -¢14,21 por litro y la


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pérdida relativa se impulsa desde –5,50% a –14%. En el peor de loscasos, RECOPE está subsidiando el servicio en que obtiene ganancias(gasolinas) por otro que le deja pérdidas. Si hay que abonarle a la

situación comentada el incentivo a la reducción de emisiones de

gases contaminantes, dado que el GLP es más amigable con el ambiente

que las gasolinas.

El jet fuel, especialmente por lo amplio del segmento de mercado,debe recibir atención especial. El subsidio inicial de ¢28,92 por

litro planeado en marzo de 2003 llega ser de ¢52,47 por litro

durante todo el año 2003. De esta manera la pérdida relativa para

RECOPE se elevó desde -19,77% a -46%. Lo ideal es reducir este

subsidio, para ir creando el ambiente propicio para preparar la

entrada en la Unión Aduanera y limpiar de subsidios los precios de

los combustibles. Partimos del supuesto que el principal factor para

la llegada de turistas a Costa Rica ser un destino natural.

Con lo dicho hasta aquí, cabe preguntarse ¿a qué se debieron lasdiferencias tan marcadas entre las utilidades por producto planeadas

en el mes de marzo de 2003 por ARESEP y las utilidades realesobtenidas para todo ese año por RECOPE?

Es un hecho que una parte sustancial de las diferencias entre lasutilidades planeadas y reales por hidrocarburo están explicadas por

la fórmula de precios automática, ya que la misma no recogía todoslos costos en que se incurre en la refinación, transporte y

distribución a granel de los combustibles. Esto se explica porque el

propósito de ella, era considerar sólo los rubros más

significativos de los costos de producción. Esto es cierto, pero

¿cómo se pueden explicar las diferencias absolutas y relativas

notorias en los excedentes y/o pérdidas del kerosene, del jet y de

la gasolina super?

Se sabía que las variaciones de costos capturadas por la fórmula de

precios actual recupera cerca de un 90% de los costos de loshidrocarburos, puesto que los valores porcentuales de ventas de

RECOPE se ubican alrededor de ese valor. Por lo tanto, las sospechas

se dirigían a los cambios que se estaban generando en los preciosrelativos de los productos en el mercado externo.

En este sentido, la fórmula automática que induce a variaciones

porcentuales iguales para todos los productos nacionales, estaba

introduciendo ruido sobre los niveles planeados por ARESEP, sobre la

ganancia o pérdida por combustible.

Necesariamente, diferencias tan grandes entre las utilidades o

pérdidas por producto en el año 2003, entre lo fijado en marzo y lo

real, debe ser localizado en el costo de lo vendido, ya que este


36

concepto representa el 92% del precio de los productos.Precisamente, los ajustes extraordinarios de precios están

relacionados con este costo de ventas.

Lo anterior nos lleva a las siguientes conclusiones: es necesarioeliminar, reasignar y reducir los excedentes que se fijan a losproductos vendidos por RECOPE en el medio nacional, con el objeto deque los precios plantel reflejen más fehacientemente los costosunitarios de producción.

Como medio de preservar una comparación de precios entre losproductos nacionales y extranjeros más transparente, se requiere queexistan procedimientos de cálculo de precios más precisos porproducto, para implementar adecuadamente los ajustes extraordinariosde precios por parte de ARESEP. Esto ya se está haciendoactualmente, puesto que cada modificación de precio responde a lasvariaciones en el mercado internacional por producto. Sin embargo,es necesario reducir los plazos de revisión de los precios ycalcularlos más apegados a los costos de producción.

De las conclusiones supracitadas: la reducción racional de subsidios

es muy importantes para tener una asignación de precios de loscombustibles eficiente desde el punto de vista de consumo y costosde producción; esto permite preparar la entrada de RECOPE a la UniónAduanera con los países centroamericanos. No es posible ingresar aese mercado, si los precios de los productos no revelan a cabalidadlos costos, la persistencia de los subsidios daría pie a que se digaque se recurre a competencia desleal.

6.3 Metodologías de fijación de precios en el sector eléctrico

En el sector eléctrico los subsidios se esparcen entre variasempresas. Los costos diferenciados de demanda (residencial, general,alumbrado público, industrial, alta tensión), no responden a unacontabilidad de costos; por lo cual se dificulta la confrontación

de los costos y los ingresos por sectores usuarios. Los subsidios,especialmente los del sector residencial, se han ido reduciendo pormedio de las fijaciones tarifarias de ARESEP.

Se presume que todavía quedan algunos subsidios de los llamadossocial y productivamente no necesarios, producto de las prácticastradicionales de preciación, los cuales se tratarán de estimar en losucesivo, con información proveniente de las empresas eléctricas.

El sector eléctrico es el que ha estado sujeto por mayor tiempo ala regulación de tarifas en el sector energía, ya que la misma sepractica en nuestro país desde el año 1928.


37

Conforme a las definiciones del apartado anterior, las basestarifarias en el sector eléctrico varían según la actividad y launidad productiva. Así, por ejemplo, en el caso de las empresas dedistribución del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), existendiferencias en el cálculo de aquéllas acordes con la naturaleza decada una de ellas.

En el caso de la distribución eléctrica del ICE, la base tarifariase calcula como la suma del activo fijo neto promedio revaluado enoperación, más el capital de explotación (2/12 del ingreso deexplotación, facturación por el suministro de energía eléctrica yotros ingresos menores percibidos por servicios de conexión).

Por otro lado, en los casos de las empresas cooperativas deelectrificación rural, la base tarifaria fue definida en la sesión

de Junta Directiva Nº 2045 del Servicio Nacional de Electricidad(SNE), en los siguientes términos:

“Es el promedio anual de los siguientes renglones: activo fijo netoen operación más capital de trabajo menos deudas a largo plazo. Elcapital de trabajo se define como la suma reconocida a la Empresapor la aplicación de recursos financieros que debe tener parasatisfacer sus egresos de operación corrientes desde que entrega laenergía eléctrica, hasta que el consumidor paga el recibo por elservicio suministrado. Este monto se debe estimar dividiendo eltotal de gastos anuales entre 360 días, multiplicando el cocientepor el período medio de cobro, el que se ubica entre los 45 y 60días”.

Seguidamente, se presenta un resumen sobre las metodologías parafijar los precios de cada fuente energética tanto en el sectoreléctrico como en el de hidrocarburos, extraído del documentodenominado Políticas y Metodologías Tarifarias de la AutoridadReguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) y de otros trabajosafines, 2003.

Todas las metodologías empleadas en los documentos de base, partende que la tarificación en ambos sectores deberán de acogerse alprincipio del servicio al costo. En este sentido, la ley Nº 7593establece que las tarifas y los precios de los bienes y serviciosque fije ARESEP se basarán en ese principio, contemplando para elloúnicamente los costos necesarios para prestar el servicio, de talforma que permita el desarrollo competitivo de las actividades yque garanticen el adecuado desarrollo de la actividad.

Es importante señalar que, el concepto de servicio al costo es muyamplio, dado que el mismo se refiere a lo que le cuesta a laempresa proveer el servicio, al costo evitado del ICE que viene a


38

ser lo que esta institución se ahorra o deja de gastar por nogenerar servicios adicionales. Además, ese costo puede sercuantificado según estimaciones del costo evitado por parte delICE, o en su defecto, por medio de fórmulas que consideranparámetros relativos a las condiciones económicas nacionales yexternas, tal y como se hace en algunos proyectos de generaciónprivada.

Por otro lado, se agrega que las tarifas deben tomar en cuenta parasu definición otros aspectos como: equidad social, sostenibilidadambiental, conservación de energía y eficiencia económica. Loscostos externos sobre sostenibilidad ambiental no han sidoconsiderados todavía en su totalidad en el sector de electricidad,

a pesar de que ARESEP, la DSE y otras instituciones públicas

nacionales y CEPAL de México, han participado en seminarios yreuniones con el objeto de estudiar e implementar tales cargos.

En la práctica, lo que implica la metodología tarifaria de servicioal costo es la igualación de los ingresos con los costos de laactividad, donde éstos últimos, a diferencia de los costoscontables, incluyen una utilidad acorde con el capital invertido.

Los gastos comprenden además de los de operación y mantenimiento,

la depreciación (al costo y revaluado), los gastos administrativoso institucionales y cualquier otro egreso asociado al suministroefectivo del servicio público de que se trate, siempre y cuando seaun gasto efectivamente realizado, tomando en cuenta las estructurasproductivas modelo para la actividad respectiva.

En términos formales se definen los ingresos y los gastos enequilibrio como sigue:

I = GOMA + R * (AFNOR + KT) (1)En donde:I = Ingresos totalesGOMA = Gastos de operación, mantenimiento y administración

AFNOR = Activo fijo neto en operación revaluado (Promedio)

KT = Capital de trabajoR = Tasa de rentabilidadBT = Base tarifaria = AFNOR + KTINO = Ingreso neto de operación = I – GOMA

Entonces:

R = INO/BT

Fuente: ARESEP


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Puede notarse que la valoración de los ingresos y egresos seexpresan en valores actuales, incluyendo el activo fijo. Sinembargo, salvo el rédito para el desarrollo, en la fórmula no seconsideran los costos ni las inversiones futuras para establecerlos precios de la electricidad, a pesar que buena parte de ellosserán dados después del período actual.

Por otro lado, cuando se trata de empresas públicas cuyos períodosde amortización de la infraestructura son tan amplios y cuyo montoa invertir es muy elevado, el consumidor debería dar un mayoraporte para cooperar con las inversiones de largo plazo, obviamentegarantizando que las entidades de servicio lleven a cabo una buenagestión.

La falta adecuada de contribución por parte de los usuarios setraduce en que estas empresas públicas tengan necesidad de recurrira cuantiosos endeudamientos externos, los cuales implican elevadospagos por intereses y diferencias cambiarias, que al final decuenta, son los mismos usuarios quienes deben pagarlos.

El Cuadro No. 5 presenta un resumen de los egresos proyectados delICE para el trienio 2002-2003 con las tarifas vigentes a marzo de2004. Se aprecia que los costos y gastos de operación representanmás de un 70% de los gastos totales, pero en general laserogaciones son menos concentrados que lo que ocurre con RECOPE,como se verá más adelante.

CUADRO NO. 5ICE: Gastos totales proyectados en el servicio eléctrico

(Millones de colones)

Concepto Año Participación (%)2002 2003 2002 2003

Operación ymantenimiento 35862,6 36369,4 23,1 21,4

Combustibles ylubricantes 4605,2 8230,0 3,0 4,8

Compra ageneradores privados 30209,8 32570,0 19,5 19,2

Arrendamientosoperativos 1718,9 5935,0 1,1 3,5

Depreciación 26953,4 33551,5 17,4 19,8

Institucionales 9847,5 5399,2 6,3 3,2

Otros gastos 4464,1 4312,6 2,9 2,5

Costos y gastos deoperación 113661,6 126367,7 73,2 74,4

Gastos financieros 12438,1 12222,4 8,0 7,2

Fluctuacionescambiarias 29097,9 31273,2 18,7 18,4

Gastos totales 155197,6 169863,3 100,0 100,0Fuente: ICE, Estudio Tari fari o , 2003.


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Para lograr el propósito de que las tarifas de generación

consideren los costos de inversión a futuro, ARESEP podría utilizarcomo base para el cálculo de las tarifas, el promedio los costos

incrementales de largo plazo de los planes de expansión del sistema

eléctrico nacional, calculados en dólares corrientes. De esta forma

las tarifas de generación estarían proyectándose hacia el futuro,

es decir estarían relacionadas con los costos de abastecimiento

futuro.

Se recurre a un promedio decenal de los costos incrementales delargo plazo (CILP) para evitar los avisos inconsistentes que señaladichos indicadores cuando hay un exceso o defecto de demandarespecto a la oferta, por ejemplo. En este caso, el precio tiende adisminuir (aumentar) cuando según el modelo de la oferta y demandanormales, el precio debería ascender (descender). Esto surge porque

a veces el sistema eléctrico no está en equilibrio. Por tal razón

las tarifas de largo plazo estarían basadas en los costos

incrementales de largo plazo, empleándose en caso otros ajustes

adicionales para definir las tarifas.

En el caso recomendado, las tarifas quedarían indexadas al dólar lo

cual resulta conveniente, porque las instituciones públicas delsector eléctrico manejan recursos externos que deben ser cancelados

a mediano y largo plazo, aparte de que se suavizan en el tiempo los

cambios de tarifas por ajuste ordinario.

6.3.1. Tarificación ordinaria en el sector eléctrico

En el sistema eléctrico existe la tarificación ordinaria, la cuales practicada por lo general una vez al año por ARESEP. En elsistema de fijación de precios ordinario, esta institución

considera todos los factores de costo de cada una de las empresas

eléctricas, incluyendo un rédito para el desarrollo.

La otra fijación de tarifas se da cuando ARESEP cambia las del ICE

y varía sus tarifas de venta de electricidad en bloque y las otras

empresas distribuidoras requieren cambiar sus tarifas pararesarcirse del aumento inicial del ICE.

6.3.2. Tarificación extraordinaria en el sector eléctrico

La fijación de precios de la electricidad denominada

extraordinaria, la cual opera mediante fórmulas, empleandoindicadores económicos nacionales (índices de precios alconsumidor, tipo de cambio, entre otros) podría ser una fuente

adicional de recursos para el sistema eléctrico.


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La ventaja de las tarificaciones extraordinarias es que enviarían

una señal de costo más adecuada a los abonados eléctricos,especialmente cuando los períodos de revisión de los precios esextenso (un año y a veces más); por lo que las empresas asumen loscostos y las pérdidas en el poder adquisitivo del dinero.

Finalmente, el consumidor no experimentaría cambios muy fuertes enlas fijaciones ordinarias de precios, dado que aquéllos se atenúan

con las extraordinarias. La experiencia obtenida en el sector dehidrocarburos ha sido muy valiosa y oportuna, para evitar eldeterioro financiero de RECOPE.

6.3.3 Tarifación propuesta para la generación eléctrica.

Existe una experiencia bastante amplia por parte del ICE en laestimación del costo incremental de largo plazo (CILP) de lageneración eléctrica, a través de los cálculos que se han hecho enlos planes de expansión.

El costo incremental de largo plazo es un valor promedio de losincrementos de costos totales sobre los incrementos de demandaeléctrica anuales, el cual se acostumbra valorar en dólares

corrientes y constantes. El Cuadro No. 5 muestra los valores delCILP por MWh, según los valores tarifarios solicitados por el ICE ylas tarifas aprobadas por ARESEP para los proyectos de generación

privada de revisión anual.

El Cuadro No. 6 indica a simple vista que hay una correlación

bastante alta entre el costo incremental de largo plazo (CILP)

nominal calculado por el ICE, y la tarifa nominal establecida porARESEP para la venta de electricidad por los generadores privados adicha empresa eléctrica, dado que en la mayoría de los casos lasvariaciones de las tarifas van en la mismo sentido. Esa experienciade ambas instituciones es una fortaleza para que las tarifas degeneración se basen en parte en el costo incremental de largo plazo(CILP.


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CUADRO NO. 6Costo incremental de largo plazo del ICE y tarifas

de generación privada de ARESEPDólares por MWh

ICE ARESEPCosto incremental de largo plazo Tarifas generación privada

Añoaplicación $nominal fecha $const $nominal fecha $const

tarifa1991 49,0 Dic-90 64,7 49,0 Dic-90 64,7

1992 47,0 Dic-91 60,2 49,0 Dic-91 62,8

1993 55,8 Dic-92 69,5 55,8 Dic-92 69,5

1994 57,1 Dic-93 69,2 63,0 Dic-93 76,4

1995 60,6 Dic-94 71,5 66,8 Dic-94 78,8

1996 60,6 Dic-95 69,8 66,8 Dic-95 76,9

1997 54,0 Dic-96 60,2 64,0 Dic-96 71,3

1998 54,0 Dic-97 59,2 58,4 Dic-97 64,0

1999 50,5 Dic-98 54,4 55,6 Dic-98 59,9

2000 51,7 Dic-99 54,3 55,9 Dic-99 58,7

2001 53,3 Dic-00 54,1 61,8 Dic-00 62,8

2002 54,2 Dic-00 55,0 60,6 Dic-01 60,6

2003 56,5 Dic-01 56,5 60,6 Dic-02 ND2004 60,0 May-04 58.8 60,6 Dic-03 ND

Fuente: ICE, Proceso Producción Integrada, 2004, ARESEP

También se han agregado las tarifas en dólares constantes del añobase 1991, esto por supuesto excluye la inflación de Estados Unidosen las tarifas.

6.4 Los precios plantel de hidrocarburos

En cuanto a los derivados del petróleo en materia de fijación deprecios, se ha seguido lo que establece la Ley 7593 de ARESEP. Eneste sentido, los ingresos deben reflejar el costo económico delservicio en sentido global, sin embargo existen subsidios cruzadosen algunos productos.

Como regla general se ha mantenido la política de precio único entodo el territorio nacional, tanto al nivel de plantel de RECOPE,como de las estaciones de servicio; y los envasadores,distribuidores y minoristas de GLP. Aquí en materia de precios haprevalecido la solidaridad del costarricense, dado que laspoblaciones del país más alejados de la refinería, disfrutan de losmismos precios.


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A pesar de que los combustibles fósiles tienen niveles de impuestosmuy elevados, algunos casi doblan el del precio internacional deimportación, en cuanto a los hidrocarburos, al menos las gasolinasy el diesel se han mantenido competitivos a nivel del áreacentroamericana, pero perdiendo parte de esa ventaja en el 2005. Laventaja inicial se había logrado porque el país dispone de unarefinería, que produce cuando compite internacionalmente, además

cuenta con un poliducto que atraviesa el país de océano a océano,

que abarata el costo de transporte de los principales productos yporque RECOPE había adquirido sus importaciones de crudo yderivados del petróleo a los precios más bajos de Centroamérica.

Hoy el nivel de operación de la refinería comparado con las otrascentroamericanas, que la competencia en precios de las gasolinasnacionales se reduce.

En el sector hidrocarburos existen también dos modalidades defijación de precios que se aplican a todos los productoscomercializados en el país. La primera es la fijación ordinaria queconsideran todos los factores de costos que pueden variar losprecios de los hidrocarburos y la segunda es la fijaciónextraordinaria que sólo considera los factores de costos más

importantes que inciden sobre los precios.

6.4.1 Fijación ordinaria de precios de hidrocarburos

El artículo 31 de la Ley No.7593 de ARESEP señala: "Para fijarprecios, tarifas y tasas de los servicios públicos, la AutoridadReguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo paracada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, latecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que setrate y el tamaño de las empresas prestatarias..." y, en virtud deéste, existe un modelo aprobado por la ARESEP que sirve para lafijación de los precios de los productos vendidos por RECOPE.

Dicho modelo hace una revisión de aspectos tales como: a)estimación de la demanda de hidrocarburos, b) costo de ventas, c)gastos de operación, d) inversiones, e) cargas tributarias ycostos ajenos y f) servicio de la deuda. Con base en dicharevisión se plantea el flujo de caja de la empresa para un periododeterminado, el estado de origen y aplicación de fondos y elcorrespondiente incremento (o disminución) necesario en losingresos para atender las aplicaciones de fondos. Posteriormentedicho porcentaje se distribuye entre los diferentes productosregulados por la ARESEP, para lo cual se utiliza una estructura deprecios por producto, misma que puede expresarse de la siguientemanera:


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mmmm TctycacaePP ''8 (2)

mmmmm sdiggcupcae +++= (3)

Donde:

PPm: precio plantel del producto m.caem: costos de la actividad empresarial correspondientes al

producto m.ctycam: carga tributaria y costos ajenos del producto m.Tm: impuesto único correspondiente al producto m.

cupm: costo unitario promedio.ggm: gastos gerenciales.im: inversiones.sdm: servicio de la deuda.

De las ecuaciones 2 y 3 se sigue que la definición de los precios delos hidrocarburos incluyen partidas de costos del estado deresultados de RECOPE (costo unitario promedio, gastos gerenciales),del estado de origen y aplicación de fondos (inversiones, serviciode la deuda) y cargas tributarias y costos ajenos (impuesto único,

otros impuestos y costos ajenos). De esta forma se cumple que losprecios de los combustibles están definidos de acuerdo al principiode servicio al costo.

Como se aprecia del Cuadro No. 7 el trienio 2005-2007 será unperíodo de alta inversión por parte de RECOPE. La concentración deobras de infraestructura es tal que en dicho lapso absorbe casi un80% de los fondos invertidos y a invertir durante 2003-2010.

CUADRO NO. 7Costa Rica: Refinadora Costarricense de Petróleo

Plan de Inversiones(Cifras enmillones de dólares)

Descripción 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TotalAmpliación ymodernización de laRefinería

5,1 5,2 29,8 61,3 40,2 0,7 0,7 0,7 143,7

Obras de mejoramiento delpoliducto y planteles (2)

5,8 3,6 91,0 29,5 17,9 7,4 0,9 0,9 175,0

Ampliación Capacidad dealmacenamiento (1) 5,3 13,0 21,1 18,8 7,0 5,1 13,5 11,6 95,4

Edificaciones 0,2 0,7 2,8 4,9 3,9 0,0 0,0 0,0 12,5

Maquinaria y equipooperacional y de apoyo 6,2 3,8 4,2 2,2 1,5 1,6 1,5 1,6 22,7

Total 22,7 26,4 148,8 116,7 70,6 14,8 16,6 14,8 431,2

FUENTE: Elaborado en base a datos del área de Planificación de RECOPE. (1) Incluye entre otrosproyectos el plan de expansión de tancaje 2003 al 2010. (2) Incluye entre otros proyectos la terminalpetrolera en el Pacífico; la nueva terminal portuaria en Moín. (3) tipo de cambio = 377,36.


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Para considerar el efecto de las inversiones en los precios de loshidrocarburos, se contempla el valor medio simple de la formación decapital, definido como el valor total de las inversiones en unperíodo histórico y futuro entre el total de las ventas en barriles.En el caso presente ese período es 2003-2010.

El Cuadro No. 8 muestra esos cálculos, y por supuesto, por el hechode que se están empleando, inversiones y barriles de combustibles,el costo medio de las inversiones de largo plazo tendrá un valorpositivo.

El cuadro mencionado es elocuente, mientras que en el año 2005 seesperaba que las inversiones de RECOPE fueron del orden deUS$0,009166 por barril vendido de combustibles, en el 2010 sólo seplanea que sean de US$0,000727 del año 2003. A precios de febrero de2005, la cuota por barril sería del orden de ¢4,393, lo cual resulta

de aplicar el crecimiento de precios y el tipo de cambio respectivo.

Con este ejercicio se ha llegado a determinar, que si bien se puedecalcular en mejor medida el precio de los combustibles, tomando encuenta períodos más largos para amortizar tales erogaciones, losresultados son poco sensibles en términos prácticos, dado el granpeso que ejercen el crudo y los derivados de petróleo en losprecios. Como principio, el procedimiento para calcular los precioses más sano y quizá en el futuro cuando el mercado se amplíe aCentroamérica, la fórmula pudiese ser de interés.

CUADRO NO. 8

Siguiendo con el ejemplo, los US$0,003098 es lo que se cargaría enel precio por barril, durante el período 2005. Cuando se agrega unaño más a la serie de inversiones, el cálculo se incrementa a un año

más y se obtendría el promedio 2004-2011 para calcular el costomedio en el 2006. La idea es ir generar un cargo por inversiones de

Año Invesiones Ventas Costo medio

miles US$ miles barriles US$/barril

2003 22,7 14 985 0,001515

2004 26,4 15 335 0,001722

2005 148,8 16 234 0,009166

2006 116,7 17 165 0,006799

2007 70,6 17 421 0,004053

2008 14,8 18 542 0,000798

2009 16,6 19 210 0,000864

2010 14,8 20 349 0,000727Total 431,4 139 241 0,003098

Fuente: Elaboración propia con información de RECOPE.

RECOPE: Costo medio de inversionesde largo plazo


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largo plazo en dólares, que luego es trasladado a colones en el añocorriente.

Utilizando las otras partidas de las ecuaciones 2 y 3, se pasaría adefinir completamente los precios plantel de cada combustible. Porsupuesto que es necesario fraccionar la serie de inversiones entrelos distintos productos vendidos por RECOPE para afectar a cada unode ellos por separado.

Esta definición de los precios de los hidrocarburos, tiene laventaja de que ellos están en términos de los costos presentes yfuturos de la empresa. El uso de la media de inversiones de largoplazo posee la propiedad de que todos los costos de inversión están

promediados por las demandas de combustibles en el período deplaneación. Este tratamiento es muy adecuado cuando se toman encuenta proyectos de inversión tan grandes como la construcción delnuevo poliducto y la modernización de la refinería, puesto que laafectación de las inversiones sobre los precios se lleva a cabo envarios años, equilibrándose las altas inversiones con las bajas.

Es importante que los costos unitarios promedios se definan de estamanera, porque los costos de las futuras demandas de hidrocarburos

están relacionados en algunos casos con los costos presentes, que asu vez forman parte de proyectos que se prolongan en el tiempo. Porotro lado, si se consideran los costos de inversión de mediano ylargo plazo, se obtienen niveles de producción más acordes con lainfraestructura de largo plazo, dado que cuando se incrementan las

inversiones, al inicio la escala de planta es grande para lasoperaciones normales de la empresa, al considerar las ventas deproductos de largo plazo y los incrementos de inversiones, hay unmayor equilibrio entre la escala de planta y la demanda deproductos.

Por supuesto que para que el ejercicio tenga sentido, debe de haberuna especificación adecuada de las necesidades de inversión y de lasdemandas de largo plazo de los combustibles.

Los precios plantel de los productos quedarían indexados por mediodel costo de ventas y por los costos de inversión, los cuales secalcularían en dólares y se traduciría a colones al tipo de cambiooficial. Nuevamente, en el caso eléctrico se recomienda obtener unpromedio de los costos unitarios promedios, con el objeto de obtener

valores estables para ese promedio.

Es conveniente anotar que, el impacto de CILP en los precios ensector de hidrocarburos es menos impactante que en el eléctrico,

dado que aquí las inversiones tienen un papel más preponderante enlos costos de producción.


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En el caso de RECOPE, el rubro más importante sobre los precios seubica en el costo unitario promedio. En esta partida se localizanlas compras de crudo y derivados del petróleo, los que inciden enforma importante en la actualización de los precios de loscombustibles. Para dar una idea de la importancia del costo deventas que genera el costo unitario promedio, se muestran losestados de ganancias y pérdidas resumidos de RECOPE estimados para2002 y 2003, que se exhiben en el Cuadro No. 9.

Concepto 2002 2003 2002 2003

Ventas brutas 311 934 389 273 100 100

Ventas servicios 19 21 0,00 0,00

Costo de ventas 281 877 360 236 90,36 92,54

Utilidad bruta ventas 30 076 29 058 9,64 7,46

Gastos de operación 22 334 24 455 7,16 6,28

Utilidad de operación 7 742 4 603 2,48 1,18

Otros ingresos 1 561 1 718 0,50 0,44

Otros egresos 813 2 063 0,26 0,53

Utilidad antes Inp.Renta 8 490 4 258 29,94 0,01

Fuente: Recope, Departamento de Contabilidad

(Millones de colones)

Año Participación (%)

Cuadro No. 9

RECOPE: Resumen de los estados depérdidas y ganancias 2002 y 2003

Nótese que el costo de ventas es responsable de más de un 90% delvalor de las ventas brutas de RECOPE. Por esta razón los otroscomponentes del precio ejercen una influencia moderada sobre losprecios de los combustibles.

6.5 Fuentes alternas de energía

Una política energética para fomentar la producción y el uso de lasfuentes de energía nuevas y renovables contribuiríasignificativamente a lograr un ambiente más sano y seguro y, juntocon el desarrollo de fuentes autóctonas, reduciría la dependenciaenergética del país respecto de las fuentes externas, coadyuvaría almejoramiento del desarrollo regional y en general fomentaría alcrecimiento económico en forma sostenible, el empleo y laredistribución de la riqueza.

Dado que las tecnologías no contaminantes son una de las claves dela futura prosperidad económica y coadyuvante al cambio climático,

es importante recurrir a medidas e incentivos económicos y/o ainstrumentos fiscales, que tengan en cuenta las externalidades, enparticular, las ambientales.


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Esta iniciativa mejoraría la situación comparativa de la energía

procedente de fuentes renovables, frente a las otras de caráctertradicional, en lo que respecta a la competencia en precio, calidadde las fuentes y ambiente.

Las fuentes de energía renovables se convierten en un elementoimportante en su contribución del sector energético y social porlas siguientes razones:

- Promueven un crecimiento económico sostenible, ya que las fuentesrenovables de energía contribuyen a la reducción de los gases deefecto invernadero, a la lucha contra el cambio climático y apromover el desarrollo económico, empleando recursos abundantes y deprimera calidad en el país.

- Contribuyen a aumentar la seguridad del abastecimiento energético,por la disminución de la dependencia de fuentes foráneas.

- Proporcionan la generación de fuentes renovables de energía quebrinda una sólida base a la industria, lo que les permite competircon éxito en el mercado mundial.

- Permiten la creación de empleo y desarrollo regionales, dada lacompetitividad de las fuentes renovables en el mercado energético.El desarrollo regional se produce por la alta dispersión de lasfuentes renovables en el territorio nacional:

- Fomentan el fortalecimiento de la estructura socio-económica delas regiones periféricas y aisladas, contribuyendo a la cohesióneconómica y social.

El objetivo primordial en la política de precios en materia defuentes renovables nacionales, es mejorar su competitividad naturalcon la energía tradicional, por medio de que éstas últimas paguenlos verdaderos costos sociales, con ello el precio relativo de lasfuentes renovables respecto a las tradicionales disminuiría y habría

más posibilidades de competencia. Nótese que no se está hablando deningún subsidio, simplemente las energías tradicionales deberían

pagar sus costos, incluyendo los costos sociales como lacontaminación.

Como sugerencia de actuación en dicho ámbito, los distribuidores deenergía podrían, mediante tarifas especiales que reflejen los costosde generación, transmisión, los costos externos y los costos deacceso a la red eléctrica, generar electricidad en condicionescompetitivas, en términos de costo y calidad, para los consumidoresdirectos e indirectos.


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6.6 Proyectos de autoconsumo y venta de excedentes

Comprendería proyectos eléctricos menores que producen la energíapara autoconsumo y pueden vender la electricidad excedentaria

directamente a clientes finales o a la red eléctrica, siempre ycuando la capacidad no exceda los 20 MW . Es decir, estos proyectospodrían ser útiles para brindar servicios de electricidad a las

localidades aisladas a la red eléctrica y a esta misma. Estosproyectos de generación de electricidad podrían incluir a losingenios, a la biomasa, a los fotovoltaicos y eólicos, entre otros.

Según criterio de conocedores en la materia, se presume que puedehaber unos 1000 sitios hidráulicos que reúnen condiciones para serexplotados en el país. Se estima que los costos de producción porkilovatio-hora están en el rango de US$0,05 y US$0,08 en la etapa depago de la deuda, concluido el préstamo después de 15 años, el costo

desciende a US$0,01 por kWh. Las caídas de agua oscilan entre los 10

y 25 metros. Todos son proyectos a filo de agua.

En estos casos es muy importante disponer de recursos financierosfrescos que puedan ser generados para invertir en estos pequeñosproyectos, para hacerlos factibles durante el período de pago de los

empréstitos.

6.7 Ventas de electricidad a las empresas del Sistema Eléctrico Nacional

Comprende unidades de producción que se ubican entre los 100 kW y1000 kW de los cuales se presume que en Costa Rica pueden haber unos

100 sitios. Por su tamaño podrían vender su producción a las

empresas de distribución eléctrica del SEN

Este grupo de empresas que producirían electricidad a partir de lasfuentes renovables, harían sus ventas al ICE, a la Compañía Nacional

de Fuerza y Luz (CNFL), La Junta Administradora de los ServiciosEléctricos de Cartago (JASEC), la Empresa de Servicios Públicos deHeredia (ESPH), la Cooperativa de Electrificación de Alfaro Ruíz

(COOPEALFARO), la Cooperativa de Electrificación de Guanacaste

(COOPEGUANACASTE), la Cooperativa de Electrificación de San Carlos

(COOPELESCA), la Cooperativa de Electrificación de Los Santos

(CCOPESANTOS) y a cualquiera otra empresa de distribución eléctrica

que se instale en el futuro en el país.

6.8 Tarifa de venta de energía eléctrica a largo plazo

Entre los requisitos fundamentales para incentivar a los generadores

de electricidad, a partir de fuentes renovables en pequeña escala


50

están: definir un precio de electricidad de venta a largo plazo,

calculado con base en los costos de generación del sistema eléctrico

nacional, disponer de un mercado seguro para colocar el fluidoeléctrico generado, definir los parámetros de calidad de la energía

entregada y los puntos de recepción de la electricidad y recursosfinancieros para financiar los proyectos.

Para el grupo de empresas vendedoras de electricidad, elestablecimiento de una tarifa competitiva a nivel del Sistema

Eléctrico Nacional (SEN), para la compra de su energía esfundamental, porque ellas tendrían una señal de precio de venta dela electricidad confiable. Esta condición es deseable tanto para

quienes adquirirían la energía como para quienes la venderían.

Dado que se parte del supuesto de que el sistema eléctrico será cada

vez más competitivo y solidario, con los consumidores de más bajos

ingresos, se asume que los subsidios para la venta de electricidad

en bloque a las empresas JASEC Y ESPH por parte del ICE seestudiaría la conveniencia de eliminarlos, entre otras cosas para no

desincentivar artificialmente, el surgimiento de proyectos degeneración de electricidad en los mercados eléctricos de lasprovincias de Heredia y Cartago.

Además, ARESEP tiene experiencia en la aplicación de una tarifa a

los generadores de electricidad privados, basada en las leyes 7200 y

7508, las cuales valoran la energía vendida según el costo evitado

del ICE.

Esta tarifa se revisa normalmente una vez al año. Este costo sería

un buen instrumento para definir las tarifas de venta de laelectricidad generada, por las fuentes renovables que entregarían la

energía a las empresas eléctricas, porque el concepto moderno depreciación de la energía, establece que las tarifas a cobrar deben

estar definidos en función de los costos incrementales presentes yfuturos de las empresas eléctricas, puesto que la demanda deelectricidad proyectada se satisfacerá en buena parte con costos dela energía más adelante.

Por ahora pueden considerarse dos posibilidades para calcular dicha

tarifa de largo plazo: que los mismos generadores privados localculen, lo cual parece difícil por los requerimientos deinformación que están fuera de su control o, que ARESEP lleve a cabo

el estudio con información del ICE.

Como se trataría de un conjunto de empresas que venden la energía

eléctrica al ICE u otras empresas del SEN, conviene eliminar

duplicidades en la disponibilidad y manejo de la información. Por

tal razón, lo conveniente es que dicho estudio lo realice ARESEP,


51

dado que ella es la encargada de definir las tarifas, además conocemuy bien el sistema eléctrico del ICE, y su Ley Orgánica la facultapara solicitar los datos necesarios de dicha institución, puesto queel objetivo es definir las tarifas de venta que serían aplicadas aesta última institución y al resto de las empresas eléctricas queoperan en el mercado nacional.

Por otro lado, el ICE sostiene que en el costo incremental de largoplazo (CILP) presenta problemas para enviar señales adecuadas paradefinir las tarifas eléctricas, bajo algunas circunstanciasespeciales. Por ejemplo, el CILP indica aumentos tarifarios cuandohay excedentes de energía, esto sucede porque el sistema eléctrico

esta fuera de equilibrio, sobrecapacitado o por debajo de sucapacidad óptima.

En vista de que el sistemas eléctrico no siempre está en equilibrio,respecto a la utilización de su capacidad instalada, conviene queARESEP tome el costo incremental promedio de largo plazo del Plan deExpansión del SEN, como uno de los elementos importantes como basepara calcular las tarifas de venta de electricidad a las empresaseléctricas, efectuando los ajustes necesarios en las tarifasconsiderando también el estado presente de sistema eléctriconacional.

Si bien es cierto que estos costos incrementales de largo plazopueden sufrir variaciones en los distintos períodos de tiempo, locierto es que si se obtiene un promedio de ellos durante losperíodos atípicos del Plan de Expansión Eléctrico, el valor obtenidodebe ser más estable que el promedio general, ayudado porque elmercado eléctrico tiende a ser relativamente estable.

El cuadro No. 10 muestra el costo incremental promedio de largoplazo para el Plan de Expansión Eléctrico 2006-2025, el cual es de$0,0767 por kWh. Las diferencias respecto al promedio sepresentarían dentro de los límites de ese período.

Es conveniente basar en una proporción importante de la tarifa deventa a las empresas eléctricas, por parte de las empresasgeneradoras pequeñas de electricidad con fuentes renovables deenergía, en el promedio de los costos incrementales (CILP) del Plande Expansión Eléctrica, porque así se obtendría, incluyendo losotros componentes temporales de costo, una señal tarifaria que estáexplicada en una porción alta por costos futuros del sistemaeléctrico.

Dado que el ICE ha calculado anualmente el promedio de estos CILPpara el Plan de Expansión Eléctrico, ARESEP puede tomarlos como


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insumo para analizarlos y emplearlos como uno de los elementosimportantes para fijar las tarifas de los nuevos pequeñosgeneradores.

Lo cierto es que una tarifa como la propuesta, tiene la ventaja queda una señal de largo plazo, con lo que se consideran los costos deoperación, o de corto plazo, del sistema eléctrico, internalizandotambién en la tarifa los cambios en la capacidad de generación.

Es una señal de largo plazo en el sentido de que, la tarifa escuantificada como un promedio durante plazos de al menos 20 años en

el futuro. Por esta razón, puede decirse que dicha práctica estaríaen armonía con el Plan Nacional de Energía, ya que los precios y lastarifas de estos proyectos eléctricos pequeños estarían basados entodos los costos marginalistas futuros.


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CUADRO NO.10Cálculo del Costo Incremental de Largo Plazo (Cilp) Escenario de Demanda Base

Abril- 2005Plan de Expansión 2005 Abril

– Demanda Incremento Pujol + Costos de Costos de Costos de Total Total Incremento C I L PEnergía Demanda Alquiler Inversión + Combustible+ Falla Costos Costos Costos (con costos

Explotación Explotación Anuales Anuales Anuales totales

Fijos Variables Ajustados Ajustados ajustados)

(GWh) (GWh) (mill. $) (mill. $) (mill. $) (mill. $) (mill. $) (mill. $) (mill. $) ($/kWh)

Solver

2005 8154

2006 8594 440 6,05 31,89 41,44 0,91 80,28 77,58

2007 9033 439 13,25 56,60 61,03 1,28 132,16 120,21 42,63

2008 9498 465 19,49 60,83 75,90 1,83 158,05 161,49 41,27

2009 9989 491 97,65 90,34 1,51 189,49 202,01 40,52

2010 10506 517 163,82 76,02 0,19 240,02 242,39 40,38

2011 11050 544 186,15 82,23 1,27 269,66 283,23 40,84

2012 11624 574 198,99 109,18 0,05 308,21 325,15 41,91

2013 12234 610 240,97 136,88 0,89 378,74 368,74 43,59

2014 12887 653 276,12 161,66 0,00 437,78 414,61 45,87

2015 13575 688 280,17 187,39 1,09 468,65 463,38 48,77

2016 14303 728 452,61 85,69 0,00 538,31 515,64 52,26

2017 15071 768 452,61 122,24 0,00 574,85 572,01 56,37

2018 15882 811 452,61 166,41 0,00 619,02 633,09 61,08

2019 16738 856 452,61 226,74 0,13 679,48 699,49 66,40

2020 17643 905 470,57 287,64 9,09 767,30 771,82 72,33

2021 18599 956 538,33 330,25 4,01 872,58 850,68 78,86

2022 19608 1009 623,76 290,20 0,28 914,25 936,68 86,00

2023 20675 1067 647,69 373,89 3,84 1025,41 1030,42 93,75

2024 21803 1128 671,62 470,90 4,71 1147,22 1132,52 102,10

2025 22994 1191 730,03 509,15 4,08 1243,26 1243,58 111,06

VPN (12 %) 2009-2025 4879,1 0,0 2207,9 1139,1 8,8 3355,93 378,50 0,07757Notas: Costos variables y costos de falla: Base 5 MMV 2009

Precios de mercado a diciembre 2004, precios de combustible Mayo2005

Costos totales anuales ajustados mediante polinomio de tercer grado para cálculo del CILP

Fuente: ICE

6.9 Microcentrales eléctricas

En cuanto a la generación de hidroelectricidad con fuentesrenovables, los proyectos pequeños tienen costos de generación

elevados especialmente en los períodos que los mismos deben pagarpor el uso de los fondos. Así, por ejemplo, en el caso demicrocentrales, con producciones hasta de 1 MWh, los costos deinstalación oscilan entre US$3 000 y US$5 300 por kW, valores


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que son claramente superiores a los de los proyectos hidroeléctricosgrandes, cuyo valor ronda los US$ 2000/kW.

Sin embargo, el valor de la electricidad tiende a variar conrespecto al tiempo, y como tal los proyectos pequeños podríancontribuir a satisfacer parte de la demanda, mientras que losemprendimientos grandes podrían ahorrar electricidad potencial pormedio de embalses para ser usados en el verano, cuando laelectricidad es más cara.

En el caso de proyectos aislados a la red eléctrica como los panelessolares fotovoltaicos, habría que evaluar si los costos en queincurren los generadores de electricidad pequeños, más una parte delos costos evitados a las empresas eléctricas por llevar el fluidoeléctrico in situ, son menores que extendiendo la red eléctrica. Sila respuesta es afirmativa, la provisión de electricidad medianteproyectos aislados es el medio recomendable.

Otro aspecto importante de analizar es si los costos unitarios degeneración de los proyectos pequeños a partir de fuentes nacionalesson viables económica y financieramente, es decir, si ellos soncompetitivos con los costos marginales de los proyectos del ICE.

El término marginal se refiere básicamente a la energía que comprael ICE y la de sus propios proyectos que exhiben los costosunitarios de producción más elevados, ya que hacia ese nicho esdonde deben de orientarse los esfuerzos de los pequeños productoresde electricidad.

Un primer acercamiento a ello se hará valorando los costos promediospor fuente energética del ICE. Esto significa que los costospromedios de generación, se obtienen a partir de los costosunitarios de los proyectos nuevos, pero también de una serie deellos que son muy antiguos, cuyas inversiones ya están casidepreciadas. Es lógico que la competitividad de los proyectoshidroeléctricos pequeños esté dada contra los proyectos nuevos quetenga el ICE.

Los costos de generación de los proyectos del ICE se obtienen de lassiguientes fuentes: geotermia, hidroelectricidad, térmico eólico ylas fuentes complementarias. Por supuesto que tratándose del ICE losproyectos son grandes. Pero aún así, los proyectos futuros aunquesean grandes determinan el escenario factible de costos para lasfuentes renovables de energía, dado que el requisito fundamentalpara las mismas debe ser la competencia en precio y calidad de lasfuentes. Por tanto, los proyectos de energía deben sereconómicamente rentables.


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En el Cuadro No. 11, con la excepción del precio propuesto (US$6,1)para la generación de electricidad con fuentes renovables en el2004, todos los costos de generación según fuente le correspondenal ICE. Los costos de la generación complementaria responden a laimportación de electricidad y a la generación privada.

CUADRO NO. 11Costos totales unitarios de generación de electricidad del ICE

y precio propuesto para la electricidad vendidapor los proyectos de fuentes renovablesCentavos de Dólares / kilovatio-hora

Proyectos Cent US$ / kWh

Hidroeléctricos 3,00

Geotérmicos 5,22

Eólicos 4,11

Térmico 25,24

Generación complementaria 7,47

Precio propuesto 6,1Fuente: ICE y DSE precio promedio

El precio propuesto es un estimado que se hizo con las tarifas derevisión anual para los generadores privados por parte de ARESEP.La tarifa se referiría en este caso al valor de venta de laelectricidad de las fuentes renovables, con equipamientos hasta 20MW y que venderían su producción a las empresas distribuidoras delSEN. Como puede apreciarse en el Cuadro No. 11 el precio sugeridopara la electricidad en mención, es sólo inferior a los costos degeneración térmicos (US$ 25,24) y a la generación complementaria(US$ 7,47).

De los precios mostrados, y salvo otros parámetros de calidad y

conveniencia que se le exigen a la oferta vendida de energía, elcorrespondiente a la generación complementaria debería ser el valormáximo al que el ICE debería de adquirir la energía de losgeneradores nuevos de electricidad procedente de fuentes renovables.

Esto es así, porque dejando de lado la generación térmica, que esactualmente en especial en el verano, el costo alternativo para elICE de comprar electricidad es de (US$ 7,47) por kilovatio-hora.Bajo condiciones similares, y si el ICE comprara la energía a unprecio superior se le estaría induciendo a producir en condicionesde ineficiencia económica, sin embargo, esto en el futuro dependería

de la oferta y la demanda de energía.

6.10 Costos de generación por fuente

Seguidamente se muestran los costos unitarios de generación

hidroeléctrica, geotérmica, térmica derivada de combustibles y lacomplementaria, constituida por la electricidad adquirida de losgeneradores privados y de la importación, para el período 1999-2002.


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Fuente: ICE

En orden de magnitud, el costo de generación unitario del ICE de lahidroelectricidad es el más bajo, seguido de la geotermia, lageneración complementaria y la generación térmica. Si bien es cierto

la hidroelectricidad tiende a ser barata también es cierto que elICE tiene muchos proyectos antiguos.

Se entiende que los costos de generación por fuente del ICE aquímostrados, son sólo una referencia para los proyectos de generaciónde las fuentes renovables, dado que el ICE opera proyectos de escala

muy superior a los de las fuentes alternas de electricidad delproyecto. Sin embargo, dado que se espera que mucha de la producción

generada por ellas sea vendida a las empresas de distribucióneléctricas nacionales, el costo de producción de la generacióncomplementaria se convierta en uno de los parámetros de costosmáximos a buscar para proyectos alternos de energía nuevos.

6.11 Costos de generación hidroeléctrica

Por supuesto que como aquí se incluyen todas las plantashidroeléctricas, hay un grado alto de variación en los costosunitarios de generación por planta. Así por ejemplo, según datos del

ICE, los costos unitarios de generación hidroeléctrica están en elrango de ¢4,51 y ¢32,45 por kWh, los cuales en dólares de 2002corresponden a US$0,013 y US$0,089, respectivamente. Nótese que elque el


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último valor es superior al precio promedio de largo plazo de ARESEP

(US$0,061) para las fuentes alternas cuya escala de planta oscila

entre 1 y 20 MW.

6.12 Costos de generación geotérmica

El ICE posee tres proyectos de generación empleando este tipo de

fuente. Ellos son: Miravalles I, Miravalles II y Boca de Pozo. Las

cifras de costos de generación unitarios es mayor que en el caso de

los proyectos hidroeléctricos, en parte porque las fechas de

inversión y entrada en operación de los proyectos están más cercanas

en el tiempo.

Sólo el proyecto Boca de Pozo tiene un costo de generación superior

al precio promedio de largo plazo (US$0,061) para las ventas de

electricidad a las empresas de distribución nacionales.

CUADRO NO. 12Costos de generación por proyecto

Centavos de US$/kWh

Miravalles I Boca de Pozo Miravalles II5,7 6,08 4,65

Fuente: ICE

6.13 Costos de generación eólicos

En el cuadro siguiente se muestra el costo de generación en colones

y dólares por kWh en la planta Tejona del ICE.

CUADRO NO. 13Costo de generación en Tejona

Costo unitario según costo totalEn colones por kWh 14,80En centavos de dólar por kWh 4,11

Se nota que el costo de generación es de US$4,11 centavos por

kilovatio-hora es inferior a la tasa promedio de venta de largo

plazo(US$6,01) para las empresas de fuentes nacionales. Sin embargo

hay que considerar que la energía del viento no provee electricidad

firme y se requieren sistemas complementarios para superar dicho

inconveniente, lo cual elevaría el valor de esa tarifa.

Dentro de los incentivos a las fuentes renovables de energía, se

mencionan las siguientes:


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1. Que ARESEP defina una tarifa de venta de electricidad de largoplazo para las fuentes renovables, tomando en cuenta, entre otrosfactores, el promedio del costo incremental de largo plazo del Plande Expansión del Sistema Eléctrico Nacional vigente. Esta tarifapodría ser revisada anualmente en el mes de noviembre y entrar envigencia el 2 de enero de cada año.

2. Exenciones totales de impuestos a las instalaciones que producenenergía a partir de fuentes renovables cuyas capacidades instaladasse encuentren entre menos de 1 MW hasta 20 MW.Aplicar los beneficios fiscales y las exoneraciones de impuestos detoda clase, que puedan pesar sobre los bienes y servicios para laconstrucción, administración y operación general de los proyectoseléctricos pequeños. Los beneficios para las fuentes renovables deenergía deberían ser igual a los concedidos por el Estado a lasempresas de servicios eléctricos, a las empresas de serviciospúblicos municipales y a las empresas acogidas a las leyes 7200 y7508.Cuando el traspaso de los bienes exonerados quiera hacerse apersonas o empresas que no están cubiertas por este nuevo régimen,el mismo deberá efectuarse previo cumplimiento de lo que estipula elartículo 19 del Arancel de Aduanas (Ley No. 1738), y deberá contarcon las autorizaciones del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE)y de Hacienda.Los artículos que hayan sido importados con franquicia podrántrasladarse libremente cuando hayan cumplido los períodos en queagotan su depreciación, de conformidad con lo que se establece alrespecto en la Ley de la Renta y su Reglamento, previa aprobacióndel MINAE y Ministerio de Hacienda, quienes verificarán en susrespectivos registros, si se ha cumplido con los períodos antescitados.

3. Impuesto especial para formar un fondo para promocionar lasfuentes renovales de energía.

Como parte del presente trabajo, se definirá una fuente de fondosalimentada por la equiparación de la tarifa de compra en bloque porparte de JASEC y ESPH con las tarifas respectivas de ICEDistribución y de la CNFL, los costos externos no pagados por lasemisiones de carbono y por la eliminación de los subsidios en lacompra de electricidad para usuarios que consumen más de 200 kWh,los cuales se consideran no razonables. Estos flujos de ingresospara el fondo se estiman más adelante.

Con los flujos de ingresos, los cuales se capturan a través deimpuestos se asignan recursos para proyectos forestales para quefijen carbono y se disminuyan tales emisiones y finalmente parte de


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los fondos generados se dedicarían a financiar proyectos deinvestigación y producción de fuentes renovables de energía.

6.14 Modificaciones esperadas en tarifas de la energía

Es importante en este punto hacer una mención de los cambios queserían deseables en las metodologías de fijación de tarifas que yaestán explícitas en ley orgánica de ARESEP y de conformidad con loque se expone más adelante. Entre ellas tenemos las siguientes:

6.14.1 Costos ambientales en las tarifas eléctricas

Es importante internalizar los costos externos en electricidad yterminar de incluir tales costos en la producción y consumo dehidrocarburos, porque son costos generados por los productores yconsumidores de energía, y cuanto más se consume, mayores son loscostos soportados por la población, directa o indirectamente, por lo

cual hay una generación desigual de emisiones, en contra de los que

consumen menos, lo cual va en detrimento del principio de equidad.

El sector petrolero ya lo ha hecho en forma parcial. En este caso es

necesario saber si las recaudaciones tributarias, por este conceptoson suficientes para cubrir los costos ambientales por emisión degases de efecto invernadero. Con el ejemplo ilustrado más adelantese puede decir que dichos impuestos no son suficientes paracompensar el daño.

Una contabilización de los costos externos del sector eléctrico esimportante como procedimiento de valoración, porque la tecnología de

generación térmica, actualmente subestima sus costos de producción y

de esta forma la misma gana terreno sobre la de fuentes renovablesde energía. Por último, es necesario detectar quienes generan loscostos externos para que los contaminadores directamente paguen lafactura.

6.14.2 Ajuste automático los precios de los hidrocarburos

Dado que en la actualidad las variaciones extraordinarias en losprecios de los hidrocarburos se hacen aplicando cambios particulares

a todos los derivados del petróleo, dependientes del comportamientode los precios internacionales, sólo hace falta que ARESEP haga unestudio de todos los precios de los combustibles para arribar aprecios de equilibrio, de tal manera que los precios relativos enbase al precio de una fuente, por ejemplo el diesel, seanrelativamente comparables con los precios relativos de Costa delGolfo de Estados Unidos, con los correspondientes a los mercados deacopio de RECOPE y con los de Centroamérica.


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6.14.3 Eliminación parcial de los subsidios a las tarifas eléctricas

Eliminar los subsidios a los abonados de los sectores de consumo deelectricidad cuyos consumos son mayores de 200 kWh/mes.

6.14.4 Readecuación de los subsidios a las compras eléctricas en bloque

Mantener el subsidio sobre las compras de electricidad en bloquehechas por el ICE a las Cooperativas de Electrificación y las de ICEDistribución que atiende los cantones más rurales a nivel nacional,Las ventas en bloque al resto de las distribuidoras de electricidadse proponen se hagan con las tarifas de media tensión del ICE.

VII: EXTERNALIDADES DE LA ENERGIA

Muchas de las externalidades tienen que ver con el ambiente, quesegún David Pearce (1976) el mismo cumple al menos cuatro funcionesque son valoradas positivamente por la sociedad:

a. Forma parte de la función de producción de gran cantidad de bieneseconómicos (procesos productivos que consumen agua, aire, entreotros). El ambiente y los recursos naturales en general forman labase sobre la que se apoyan muchos procesos productivos.

b. El ambiente actúa como un receptor de residuos y deshechos detodas clases, producto tanto de la actividad productiva comoconsumidora de la sociedad. Dichos productos se transforman ensustancias inocuas o incluso beneficiosas como los fertilizantesorgánicos.

c. Proporciona bienes naturales (paisajes, parques, entornosnaturales), cuyos servicios son demandados por la sociedad, formandoparte de la función de utilidad de las economías domésticas.

d. Finalmente, constituye un sistema integrado que proporciona losmedios para sostener toda clase de vida.

Queda pendiente una tarea y es ¿cómo valorar esas funciones?, esdecir ¿cómo considerar monetariamente aquéllos recursos que no pasanpor un mercado?. Esto es fundamental para considerar las economíasexternas que se generan en el ambiente.

Dentro del presente trabajo se procura evaluar parte de lasexternalidades que están dentro del numeral b, concretamente lo


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relacionado con las emisiones de CO2, el gas más importante delefecto invernadero, en lo que corresponde al sector hidrocarburoscomo al eléctrico.

Se define como externalidades generadas por una actividad productivao consumidora, a aquellos costos que no son incluidos como tales enla producción o consumo, y que por lo tanto reducen artificialmentelos costos de los productos, que se transan en el mercado y queestimulan el uso de bienes y servicios sujetos a la externalidad. Deesta manera, las actividades energéticas y consumistas podrían estarhaciendo incurrir a otros agentes del país en costos económicos yambientales.

El Gráfico No. 2 muestra los efectos de las externalidades sobre laasignación óptima de recursos, la cual no puede ser logradaestrictamente por el mercado a menos que haya intervención por partedel Estado. Se asume inicialmente que la oferta (costo privado ypúblico) y la demanda de un bien energético, determinan su precio ylas cantidades transadas por año.

Gráfico No.2Precio social de los combustibles

Costo social

Oferta(costo privado)P1Po

Costos externos Demanda

X1 Xo

Se nota que el precio y la cantidad demandada de equilibrio, enausencia de externalidades, son Po y Xo. Sin embargo cuando laactividad energética incurre en costos externos para llevar a cabo suactividad productiva (contaminación, erosión de suelos, vertido dedesechos sólidos a los ríos, entre otros); la producción del productoenergético es mayor al que desea la sociedad, dado que a la ofertapública y privada deben de adicionarse los costos externos. Esta


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nueva oferta se representa por el Coste Social, como se aprecia en elgráfico No.2.

En este gráfico se indica el monto de los costos externos unitarios,definidos por las diferencias verticales entre la curva de costosocial y de la oferta (costo privado y publico). Considerando loscostos sociales (privados y públicos + costos externos) y la demandadel bien, para la comunidad se obtiene que la asignación óptima derecursos productivos conlleva a que se produzca X1 unidades del bienal precio P1. Esto significa que, en el primer caso la empresa oempresas se están excediendo en producir la cantidad (X0 – X1), porno considerarse los costos externos en que incurre la empresa oempresas para generar su producción. En suma, el mercado estáasignando mal los recursos de la economía por la omisión de loscostos externos.

Una política de precios de la energía debe tomar en cuenta esasexternalidades, para que los precios y tarifas vigentes para cadaactividad energética tenga los verdaderos precios de los serviciosofrecidos a los clientes.

El sector energético costarricense, en lo que compete principalmentea la producción y consumo de hidrocarburos, es generador deexternalidades, que resultan entre otras por las emisiones de gasescontaminantes que afectan al calentamiento global de la tierra y elcambio climático y la incidencia de algunas enfermedadesrespiratorias.

En algunos casos las empresas del sector ya revierten a la sociedadparte de esos costos, a través de acciones concretas como en elmanejo de cuencas hidrográficas, cauces de ríos, efectos socialessobre las comunidades en las cuales se ubican los proyectos, laprotección del ambiente, dedicación de parte del impuesto único sobrelos combustibles al ambiente, entre otras.

En la actualidad ARESEP, en algunos casos, considera dentro de lastarifas de las empresas concesionarias de energía, los gastos en queellas incurren para internalizar parte de los costos externos, dadoque dicha institución iguala los ingresos con los costos permitidosdel servicio. Sin embargo esta no es una práctica general.

Contabilizar e interiorizar los costos externos que imponen lasactividades humanas y productivas, requiere por lo menos realizar dostipos de acciones. La primera es la medición de los niveles deexternalidades tanto en el consumo como en la producción.


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La segunda tiene que ver con valorar el efecto de los costos externosen las actividades consumidoras y productivas, dentro de lo cual elvalor unitario de la externalidad es fundamental.

Existen varias metodologías para valorar esos costos, entre ellos loscostos marginales de evitar la externalidad negativa, lo mismo queconsultarle a los clientes cuanto estarían de acuerdo en pagar porevitar la molestia, valorar el daño de acuerdo al costo de salubridady en el caso del CO2, usar precios internacionales para la toneladamétrica, entre otros.

Esto permite asignar las responsabilidades al generador de los costosexternos, ya sean las empresas en su proceso productivo o lasunidades familiares que consumen los bienes que producen costosexternos.

Por problemas técnicos para medir las economías y deseconomíasexternas, aparte de la insuficiencia de recursos presupuestales paramedirlas, en este trabajo se recomiendan correcciones parciales a losprecios del mercado de la energía, los que están en consonancia conlos objetivos de la política de precios, con la sostenibilidadambiental y en los cuales es viable aplicar una técnica existenteconfiable para medir y valorar las externalidades.

También se hará un análisis de tipo global que contemple sólo lossectores de electricidad e hidrocarburos, tomando en cuenta en amboscasos las emisiones de CO2 a la atmósfera, considerando que este esel principal gas de efecto invernadero, que influye en gran medidasobre el calentamiento global de la tierra y el cambio climático.

7.1 Cambio climático

La mayor parte de la evidencia científica señala una influenciahumana en el clima mundial. Esta influencia se manifiesta a travésdel calentamiento global, debido a la creciente concentración de losgases de efecto invernadero, desde tiempos anteriores a laindustrialización experimentada en la segunda parte del siglo XX.

En la Cumbre de la Tierra, que se llevó a cabo en Río de Janeiro(Brasil, 1992), se puso de evidencia el vínculo entre el ambiente yel desarrollo económico, recalcando el uso sostenible de los recursosnaturales como elemento esencial de cualquier estrategia dedesarrollo.

El grupo Intergubernamental de Expertos en Cambio Climático (IPCC)afirma que para estabilizar el continuo incremento de gases de efectoinvernadero (GEI), como resultado de la actividad humana, senecesitan grandes cambios en los patrones actuales de producción y


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consumo de energía. Esto se debe a que de seguir la concentración dedióxido de carbono en la atmósfera, se multiplicaría el actual portres en el año 2100.

La amenaza del cambio climático es principalmente un problemaenergético. Los sistemas energéticos actuales se basan en la

combustión de combustibles fósiles, que están constituidosaproximadamente por el 75% de la generación global de electricidad a

escala mundial (carbón mineral, hidrocarburos y gas natural).

La combustión de los combustibles fósiles, provoca tres cuartaspartes de las emisiones antropogenéticas de gases de efectoinvernadero. Estas emisiones anuales se acumulan, aumentando susconcentraciones en la atmósfera.

El impacto adverso del consumo y producción de energía puedemitigarse, reduciendo el consumo o sustituyendo la generación concombustibles fósiles por el uso de energía renovable, o mediante la

implementación de proyectos de manejo de bosques naturales o dereforestación, entre otros.

Existen básicamente dos opciones para mitigar la generación de GEI:el primero es el uso eficiente de energía, en especial por parte delconsumidor, a través de cambios en los patrones de consumo,orientados hacia un consumo racional sin desperdicios. Dos de losinstrumentos adecuados para esta opción, es valorar los costosexternos para que formen parte del precio de los productos queinducen la contaminación. Una segunda es incentivar el uso deequipos eficientes, que se complementa con la primera.

Una segunda opción es invertir los fondos que se recaudan porconcepto de los valores de los GEI, y se inviertan en proyectosforestales para el manejo y la reforestación de bosques, que permitacapturar carbono y que contribuyan a generar efectos positivos en lafertilización, disminución de la erosión de los suelos, esto esespecialmente importante por el alto grado de deforestación que viveel país.

Otra forma de invertir los fondos capturados de las emisiones, esempleando los recursos del fondo en proyectos de generación deenergía, que requieran intensivamente los recursos renovables, dadoque el ambiente es lo que hay que sanear. Hasta podría pensarse quelos recursos recuperados por el fondo, se dediquen a reducir lastarifas eléctricas de los grupos de empresas y abonados domésticos deingresos menores, cuyos consumos de electricidad fueran iguales omenores a 200 kWh. Esta medida iría en consonancia con el principiode equidad de la política de precios, que incidiría directamente enuna reducción de los niveles de pobreza.


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polÍtica de precios de la energÍa · vii: externalidades de la energia ... cálculo del costo...

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