Jorge Hernández, Abraham Sánchez y Allan Calderón

METODOLOGÍA GENERAL DEL TRABAJO

La tarifa utilizada por la ARESEP para el cálculo de las tarifas e todos los servicios públicos regulados se basan en la fijación de tarifas al costo. Tal como se describe en los apartados anteriores este tipo de fijación requiere una gran cantidad de consideraciones de “idoneidad” en la prestación del servicio, así como proyecciones de la demanda que deberán satisfacer las empresas

Para determinar las tarifas del servicio eléctrico, se proyectan los ingresos con base en las variables económicas que pueden afectar el crecimiento de la demanda de electricidad y principalmente los datos históricos del crecimiento de los abonados; el consumo y el precio promedio de cada sector de consumo, de cuyo producto se obtienen los ingresos por servicio y a los que se le agregan otros ingresos que las empresas eléctricas reciben por la prestación del servicio de energía eléctrico como los cargos por reconexión, multas y otros para completar los ingresos totales. Para tales efectos, se suelen contratar consultorías independientes, con expertos internacionales. Dichos cálculos requieren la formulación de modelos de proyección que deben tratar de considerar todas las variables relevantes que afectan la demanda de energía eléctrica, de modo que se pueda proyectar la demanda futura para una cantidad de años que permita a las empresas (especialmente las del sector eléctrico) desarrollar planes de inversión a largo plazo.

A los ingresos totales se le deducen los gastos, los cuales se estiman con los siguientes criterios: en el caso de las empresas distribuidoras el cálculo del costo de las compras de energía se realiza de acuerdo con la tarifa de establecida por el ICE para ventas en bloque y todos los restantes gastos se proyectan tomando como año base los datos del año anterior al de la fecha de presentación de la petición tarifaria.

Para la proyección de los gastos propios de operación de cada empresa se realiza un análisis de cada una de las cuentas, considerando el comportamiento de los años anteriores al año base, los efectos que tiene la inflación o la devaluación sobre cada rubro, los posibles incrementos salariales, las necesidades de crecimiento de la empresa, así como también las economías o reducciones por factores tecnológicos, de orden presupuestario o de otro tipo.

La deducción de los ingresos totales menos los gastos da como resultado la rentabilidad o utilidad de operación, monto que al dividirse entre la base tarifaria da como resultado la rentabilidad porcentual.

La base tarifaria utilizada en 1998, con muy pocas variaciones a la actualidad varía ligeramente según la empresa de que se trate, así por ejemplo para el caso del ICE se calcula como el activo fijo neto promedio revaluado, más el capital de explotación, constituido este último por 2/12 del ingreso de explotación (facturación por el suministro de energía eléctrica y otros ingresos menores como servicios de conexión). En el caso del ICE esta base tarifaria fue establecida en el Contrato de Préstamo 535/OC-CR con el BID (Programa de Desarrollo Eléctrico). Para el caso de las cooperativas de electrificación rural, la base tarifaria fue definida por la Junta Directiva del anterior SNE en su Sesión # 2045-81 (artículo # VI), la cual estableció que la base tarifaria estaría conformada por “el promedio anual de los siguientes renglones: activo fijo neto en operación más capital de trabajo menos deudas a largo plazo”, siendo el activo fijo neto la diferencia entre el Activo Fijo Bruto en Operación y la Depreciación Acumulada de este mismo activo, mientras que el “Capital de Trabajo” se define como “la suma reconocida a la empresa por la aplicación de recursos financieros que debe tener para satisfacer sus egresos de operación corrientes desde que entrega la energía eléctrica, hasta que el consumidor paga el recibo por el servicio suministrado. Este monto se debe estimar dividiendo el total de gastos anuales entre 360 días, multiplicando el cociente por el período medio de cobro, período que normalmente está entre 45 y 60 días, según se determine en cada caso.”.

Para obtener el activo fijo neto revaluado se hace un cálculo de las proporciones internas y externas que componen cada clase de activos que tienen las empresas eléctricas, al componente interno se le aplica un índice de inflación interna y al componente externo se le aplica otro índice que es el producto de la inflación de Estados Unidos por la devaluación del colón. Se agregan además las adiciones en inversiones del período analizado.

En términos teóricos se puede considerar que la rentabilidad porcentual que se obtiene es como mínimo real y no nominal, real por el efecto de revaluación que se aplica a los activos y mínima porque a través del tiempo se ha podido comprobar que por los conceptos económicos que se utilizan para el cálculo de los índices (que no resultan ser los más apropiados para la actividad eléctrica y no consideran otros efectos como los de obsolescencia tecnológicos), el costo de los activos resulta ser superior a un cálculo de costo de reposición de activos, de esta forma el cálculo del gasto por depreciación también resulta ser superior, disminuyendo la rentabilidad o utilidad de operación e incrementando el denominador del cálculo de la rentabilidad porcentual.