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Instituto de Economía Energética


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Dt
xt

Demanda (De)


Capacidad Productiva

(xt)




t0 N t

(b)

Pt1 Pst


Ct

Precio del Sustituto

(Pst)(1)

Sobrecosto en N

CUt*

CIP de Producción

Pt (Ct)

P’t


t0 t* N t



  1. Determinado en condiciones de utilización y localización equivalentes.

El tiempo de agotamiento N se define en función de la evolución prevista comparada de la capacidad productiva (capacidad de recuperación de las reservas comprobadas previstas del recurso) y de la demanda (Figura 6 (a)).


Tratándose de recursos comercializables como el petróleo crudo, se plantean dos opciones para la estimación del valor económico (55). Una de ellas supone la determinación del costo económico del crudo en función de los precios de frontera (trayectoria P't en la Figura 6 (b)).
En tal caso la estimación de los costos económicos del petróleo requerirían tan solo la identificación clara de los precios de frontera (y de su evolución prevista hacia el futuro) y la estimación de los costos de internalización en términos de largo plazo, calculados en función de los precios de cuenta.
Sin embargo, la utilización de esta opción no permite incorporar en la estimación del costo económico del recurso la influencia de grado de escasez del mismo a nivel nacional, dejando al mismo tiempo de reflejar las condiciones económicas de la producción interna del crudo y provocando consecuencias significativas en la apropiación de la renta del recurso.
La otra opción está indicada por la trayectoria Pt y requiere de la estimación del costo de uso del recurso así como del resto de los costos referidos a las etapas de producción.
En lo que se refiere al costo del recurso, el mayor costo que los consumidores deberán afrontar a partir de la fecha de agotamiento (N), puede expresarse, en el tiempo N, como la diferencia (pSN - cN) (56). En consecuencia, en el año t, el costo de uso CUt del recurso se obtiene mediante la actualización a esa fecha del mayor costo futuro (a partir del agotamiento) y puede expresarse del siguiente modo:

33
Además de la incertidumbre que supone la previsión del precio pSN y la estimación del costo incremental de largo plazo de la producción a partir del recurso, se plantea un problema de circularidad en la determinación de N y de la evolución futura de la demanda (57) y las dificultades propias de la elección de la tasa de descuento i.


Es claro que la elección de uno u otro procedimiento para establecer el costo económico de los energéticos agotables-comercializables debería basarse en la consideración de la magnitud de las reservas disponibles de los recursos correspon­dientes.
Es así que, en el caso de una baja relación reservas/producción, la opción de la trayectoria p't parece aceptable ya que en horizonte muy próximo el precio de importación se convertirá en un costo efectivo. Pero, aún en este caso sería conveniente reflejar en los costos de oferta, el costo económico de la producción interna de acuerdo con la participación de esa producción en la oferta total.
Si en cambio, la relación reservas/producción tiene valores moderados o altos parece mucho más conveniente que el costo de oferta de largo plazo refleje los costos económicos de la producción interna, incluyendo el valor del costo de uso.

Es claro que si N se ubica en un horizonte muy alejado (alto nivel de la relación reservas/producción) el costo de uso puede ser despreciable y en tal caso el costo económico del energético correspondiente puede ser aproximado por los costos incrementales promedio de largo plazo correspondientes a las etapas de exploración y de desarrollo y explotación (58).


En el caso de los energéticos agotables-no comercializables el cálculo de los costos internos resulta ineludible y en la utilización del esquema indicado en la Figura 6 para el cálculo del costo de uso, pSN indicaría el costo del energético sustituto (generalmen­te comercializable) del recurso considerado en el tiempo N de agotamiento.
Si, tal como es frecuente, ese tipo de energéticos agotables (gas natural, carbones minerales no comercializables) se emplean en diferentes usos en distintos sectores de consumo (generación eléctrica, industria, hogares), para definir pS se recurre al sustituto principal en esos usos (generalmente el fuel oil) o, eventualmente, a un promedio ponderado de precios si hay más de un sustituto relevante.

d) La estimación de los costos de distribución
En el caso de los energéticos distribuidos por redes fijas el cálculo de los costos económicos plantea dificultades debido generalmente a la falta de información adecuada para el cálculo del CIPLP.
En efecto, dentro de los planes de desarrollo sectoriales de electricidad y gas natural no suelen especificarse la parte relativa a la distribución, tanto por lo que se refiere al detalle de la expansión de la infraestructura física como en lo que respecta a las inversiones correspondientes.
Como consecuencia de ello, algunos autores proponen recurrir a la estimación econométrica de los costos en base a la información histórica.
Sin embargo, el uso de este tipo de procedimientos no está exento de problemas: i) en la información económica histórica la información agregada sobre inversiones no tiene una correspondencia directa con la información física de expansión de la capacidad; ii) las condiciones tecnológicas del futuro no habrán de coincidir necesariamente con las del pasado; iii) alta colinealidad entre las variables explicativas de los costos (Vgr. incremento de demanda y número de usuarios).
El costo de distribución se compone de dos partes principales: el costo de inversión y de operación y mantenimiento de la capacidad de distribución y el costo de comer­ciali­zación ligado con la clientela. Es preferible estimar estos dos tipos de costo de manera separada, si es posible en base a muestras de sección transversal (por mercados o sub mercados-niveles de tensión-).
Para obviar el problema indicado en i), además de utilizar series de corte transversal parece recomendable utilizar estimaciones estadísticas sobre datos físicos de expansión.
En el caso de la distribución eléctrica esto podría plantearse simplificadamente de la manera siguiente (59):
34

donde Kj/S indica la densidad del equipamiento j (km de línea por área servida o número de subestaciones por área servida) y X/S la densidad de la carga máxima (Kw por km2 de área servida).


Ese modelo permite estimar el parámetro bj ligado con cada tipo de equipo.
Además, teniendo en cuenta que

35
y que


36
donde CI son los costos totales de inversión, rNj es el factor de recuperación de capital utilizado para calcular la anualidad correspondiente a las inversiones en el equipamiento de tipo j y πj el precio estandar del equipamiento j. Entonces, el costo incremental de largo plazo del equipamiento de distribución se obtendría por medio de la expresión:


37
Obsérvese que (rNj πj Kj / X) representa el costo medio del equipo de capital valorizado a nuevo; obsérvese que ( j rNj πj Kj / X) constituye un costo medio de capital. En el caso en que CMgLP (capital) = CMeLP (capital valorizado anuevo) se tendría que bj = 1, es decir, rendimientos constantes a escala. Sin embargo, la situación más frecuentes en los mercados de distribución eléctrica (y de gas natural) es la presencia de rendimientos crecientes, es decir, bj < 1.

Si los costos de operación y mantenimiento pudieran definirse como un porcentaje λj del costo de inversión rNj bj πj Kj (60), entonces el costo incremental de capacidad podrá expresarse de la siguiente forma:

38
Por lo que se refiere a los costos de comercialización, las variables explicativas fundamentales son el número de clientes, algún indicador de densidad media (consumo por usuario o número de usuarios por km de línea) y el nivel de prevale­ciente de salarios.


La dificultad que plantea la estimación de los costos de comercialización con este enfoque es que, a diferencia del caso de los costos de capacidad, pueden obtenerse costos que están alejados de las condiciones estándar de eficiencia productiva.



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