Instituto de Economía Energética

Instituto de Economía Energética
(asociado a Fundación Bariloche)
ELEMENTOS DE TEORÍA ECONÓMICA DE LA
REGULACIÓN. Aplicación a las industrias
energéticas
Héctor Pistonesi
San Carlos de Bariloche 2001
1
I - INTRODUCCIÓN
Las experiencias de regulación en ciertas actividades productivas y/o en el
funcionamiento de los correspondientes mercados tiene una ya larga trayectoria en los
países del Norte, especialmente en aquellos de tradición anglosajona. En términos
generales, las acciones regulatorias se vincularon con la prevención de
comportamientos monopólicos (leyes antitrust) o con situaciones donde se presentaran
de modo muy marcado las llamadas “fallas de mercado”.
Uno de los tipos más destacados de entre tales situaciones se relacionaba con ciertas
actividades de servicios públicos (transporte, telecomunicaciones, electricidad, gas
natural, etc.) donde la presencia de rendimientos crecientes a escala daban lugar a
“monopolios naturales”. En tales casos la acción regulatoria estaba dirigida a dos
finalidades principales: por una parte se pretendía controlar el acceso a la actividad,
procurando así evitar una entrada excesiva que diera lugar a costos de abastecimiento
más elevados, y por otra a lograr la transferencia de las cuasirentas de monopolio a los
consumidores, mediante el control de los precios de oferta en el correspondiente
mercado.
Otro tipo relevante de “fallas de mercado” se ha vinculado tradicionalmente con
aquellas actividades que dan lugar a la existencia de externalidades de carácter
negativo o positivo. Se trata en este caso de ciertos efectos que los mecanismos
normales del mercado no están en condiciones de incorporar y que provocan
divergencias entre los costos (beneficios) privados y sociales. La respuesta regulatoria
(más tradicional) frente a la presencia de externalidades ha sido el uso de impuestos y
subsidios como mecanismo tendiente a “internalizar” en el funcionamiento del mercado
la presencia de aquellos efectos, tratando de este modo de cerrar la brecha entre
costos (beneficios) privados y sociales.
Finalizada la segunda guerra mundial, aun los economistas de inspiración liberal
admitían que, en el caso de las actividades de servicios públicos, las insuficiencias de
los mecanismos de mercado y de la libre iniciativa privada justificaba una intervención
más directa de la acción del Estado. Las necesidades propias de una rápida
reconstrucción en los países europeos y la promoción del desarrollo en las regiones del
Sur hicieron que la mayor parte de esas actividades quedaran en manos de empresas
públicas, con lo que el Estado pasó a controlar de manera directa la asignación de los
recursos en tales ámbitos.
El control sobre la renta de los recursos naturales mineros fue otra de las razones
importantes que impulsaron la intervención directa del Estado en las correspondientes
actividades. En esta tendencia propia de las transformaciones económicas, sociales y
políticas de la época de postguerra, se inscriben claramente las nacionalizaciones de
los recursos hidrocarburíferos y la creación de empresas estatales como instrumentos
para su manejo.
Todos estos hechos hicieron que en muchos casos las funciones empresarias y
regulatorias no tuvieran una clara separación dentro del aparato administrativo del
Estado. Adicionalmente, la racionalidad de la acción estatal en esos ámbitos de
actividad estaba guiada por un conjunto de objetivos y consideraciones mucho más
amplio que la mera búsqueda de la eficiencia microeconómica, tal como usualmente se
la concibe dentro de la teoría neoclásica.
Sin embargo, los preceptos normativos que guiaban, al menos teóricamente, la
asignación de los recursos y la fijación de los precios en aquellas actividades reguladas
o manejadas directamente por el Estado, estaban inspirados en la llamada Teoría
Económica del Bienestar, que ocupó la atención de los economistas en las décadas del
2
20 al 40 (1) y que recibió algunos aportes específicos, muy importantes para la
regulación de las empresas de servicios públicos, luego de la postguerra.(2)
La Teoría Económica del Bienestar toma como referencia al modelo competitivo de
equilibrio general y a la teoría del Óptimo de Pareto, que proveen la fundamentación a
la superioridad del libre juego de los mecanismos del mercado en la asignación de los
recursos. A partir de ese esquema de referencia, se trata de derivar preceptos
normativos para la intervención del Estado tendiente a remediar los apartamientos que
surgen en los comportamientos concretos a causa de las mencionadas “fallas del
mercado”. Con ello se pretende restablecer las condiciones para una asignación
eficiente de los recursos, incluyendo la búsqueda de soluciones de “segundo mejor”. (3)
Este paradigma teórico de la economía del bienestar, como el fundamento básico para
los preceptos normativos de la teoría económica de la regulación, mantuvo su vigencia
plena durante todo el cuarto de siglo siguiente a la postguerra, caracterizado por una
fuerte dinámica de crecimiento de la economía mundial. El “consenso keynesiano” en
el que se fundaba la concepción del Estado del Bienestar y que suponía una
intervención activa del Estado en el plano macroeconómico, tuvo igualmente su apogeo
en ese período, que ha dado en llamarse “La Edad de Oro del Crecimiento”.
La crisis que comienzan a experimentar las economías industrializadas de occidente
(especialmente los EEUU y el Reino Unido) hacia fines de la década del 60, fue dando
paso a una serie de profundas transformaciones en la organización de los procesos de
producción y en el funcionamiento de los mercados financieros en el plano mundial e
implicó la ruptura de aquel consenso, el desmonte más o menos progresivo del Estado
del Bienestar y la creciente preponderancia de las corrientes doctrinarias que
propugnaban por la liberalización y desregulación de los mercados. Según la visión de
estas corrientes de pensamiento las “Imperfecciones” del mercado resultaban
preferibles a las “fallas de la intervención estatal”.
En las actividades de servicios públicos habían comenzado a agotarse las fuertes
economías de escala que habían caracterizado a las inversiones en el período anterior.
En el caso de las industrias energéticas, los incrementos en los precios del petróleo se
agregaron a aquella tendencia para dar lugar a una fase de aumento de costos y de
precios. (4)
Por otra parte, en los EEUU comenzó a plantearse un serio cuestionamiento a las
modalidades tradicionales de regulación en las actividades de servicios públicos, que
(1)
(2)
(3)
(4)
Es en esta época que se sitúan los importantes trabajos de A.C. Pigou “The Economics of Welfare” (London,
Macmillan, 1920), de F..P. Ramsey “A contribution of the theory of taxation” (Economic Journal, vol. 37, marzo 1927)
y de H. Hotelling “ The economics os exhaustible resources “ (Journal of Political Economy, abril 1931) y “The
general welfare in relation to the problems of taxation and of railway and utility rates” (Econometrica, vol 6, julio
1938).
Entre los aportes más relevantes para la regulación de las empresas de servicios públicos se destacan los trabajos
de M. Boiteux “La tarification des demandes en pointe: application de la théorie de la vente au coût marginal” (Revue
Générale de l¨Electricité, 58, 1949) y “Sur la gestion des monopoles publiques astreints à l´equilibre budgétaire”
(Econometrica, vol. 24, enero 1956).
También pueden mencionarse los importantes trabajos de K.J.Arrow que aportaron una versión más rigurosa a los
teoremas de la teoría económica del bienestar: “An extension of the basic theorems of clasical welfare economics”
(in Proceedings of the Second Berkeley Symposium on Mathematical Statistics and Probability, J.Neyman (de),
Unyversity of California Press, 1951), “Uncertainty and welfare economics of medical care” (American Economic
Review, vol 53, diciembre 1963).
En esencia, los trabajos citados de M.Boteux y de otros autores que abordaron el tema de la regulación de los
precios de las empresas de servicios públicos en las décadas del 50 al 70, estuvieron destinados a la búsqueda de
este tipo de soluciones, en la línea del aporte fundacional de F.P.Ramsey (1927). A este respecto pueden citarse a
modo de ejemplo: W.J.Baumol, D.F.Bradford “Optimal departures from marginal cost pricing” (American Economic
Review, vol.60, junio 1970), M.S.Feldstein “Distributional equity and the optimal Structure of public prices” (American
Economic Review, vol.62, marzo 1972) y R.Rees “Second-Best rules for public entreprise pricing” (Economica,
vol.35, agosto 1968).
A. de Oliveira, G.MacKerron “El enfoque del Banco Mundial sobre la reforma estructural y la reforma la electricidad
en el Reino Unido”, Desarrollo y Energía, Vol. 2, Nº 3, marzo 1993.
3
suponían la existencia de barreras (institucionales) a la entrada y el control de precios
de los monopolios a través de la tasa de ganancia. En un contexto de crisis de
crecimiento, se argumentaba que esas modalidades de regulación tendían a promover
el sobreequipamento (efecto Averch-Johnson) (5) y con ello mayores costos para los
consumidores productivos y residenciales.
Al mismo tiempo, en el plano de la teoría microeconómica de la organización industrial,
comenzaron a surgir un conjunto de nuevos aportes que implicaban importantes
cambios de rumbo dentro de los preceptos normativos para la teoría económica de la
regulación. Esos aportes, que tuvieron lugar entre fines de los 70 y principios de los 80,
terminaron conformando un cuerpo teórico usualmente englobado dentro de la llamada
“Teoría de los Mercados Disputables”. (6)
Dicha teoría pretende constituirse en una generalización del modelo neoclásico de la
competencia perfecta al caso en que existan industrias donde se registran rendimientos
crecientes a escala y, por tanto, presentan estructuras monopólicas u oligópolicas. Si
los mercados de esas industrias fueran perfectamente disputables, entonces (a pesar
de la presencia de monopolios u oligopolios) estarían dadas las condiciones para que
el libre juego de los mecanismos de mercado conduzcan a la optimalidad paretiana en
la asignación de los recursos. La disputabilidad supone que la competencia efectiva en
el mercado es complementada por la competencia potencial: la amenaza del
competidor potencial disciplina el comportamiento de la o las empresas presentes en el
mercado.
De este modo, en el caso de las industrias que tengan las características de
monopolios u oligopolios naturales (atendiendo a sus funciones de costo) pero cuyos
mercados sean de naturaleza disputable, la eliminación de todo tipo de intervención
regulatoria del Estado resulta conveniente ya que los mecanismos del mercado habrán
de producir una solución superior.
Estos resultados, que son válidos dentro de condiciones bastante restrictivas, tuvieron
un impacto muy significativo sobre las modalidades de regulación de las actividades de
servicio público que se plasmaron con las reformas. Tales resultados sentaron las
bases teórico-empíricas para los procesos de desregulación de dichas actividades y de
los mercados correspondientes. Cuando se dieran aquellas condiciones, aunque sea
de forma aproximada, ya la presencia de rendimientos crecientes a escala podría ser
eliminada de la lista de las “fallas del mercado”, para las que la tradicional teoría de la
economía del bienestar recomendaba la acción regulatoria del Estado.
Por otra parte, las preocupaciones relativas a los impactos ambientales de las
actividades de producción y consumo fueron adquiriendo una relevancia creciente a
partir de los años 70. La casi totalidad de esos impactos presenta, dentro de la
concepción teórica predominante, las características de externalidades (negativas).
También en este caso, las corrientes de liberalización y desregulación han intentado
contraponer nuevos enfoques a las tradicionales normas prescriptivas de la teoría
económica del bienestar.
Esos enfoques se basan en la idea de la creación de los “mercados faltantes” que
permitieran incorporar aquellas externalidades a las transacciones normales de
(5)
(6)
H.Averch, L.L.Johnson “Behavior of the firm under regulatory constraint”, American Economic Review, Vol. 52,
diciembre 1962.
Ver W.J. Baumol, J.C.Panzar, R.D.Willig “Contestable markets and theory of industry structure” , Harcourt Brace
Javanovich, San Diego 1982; W.J.Baumol, E.E.Bailey, R.D.Willig, “Weak invisible hand teorems on the
sustentability of prices in a multiproduct natural monopoly”, American Economic Review, vol . 67, junio 1977;
W.J.Baumol, R.D.Willig, “Fixed cost, sunk cost, entry barriers, and sustainbility of monopoly”, The Quarterly Journal
of Economics, 95, agosto 1981 y W.J.Baumol “Contestable markets: an uprising in the theory of industry structure”,
American Economic Review, vol. 72, Nº 1, l982.
4
mercado. De acuerdo con esta concepción el origen de las externalidades radica
principalmente en la ausencia de derechos de propiedad bien definidos (sobre los
“activos ambientales” afectados) y en los costos que suponen las transacciones (de
mitigación). (7) Se trata entonces de promover la creación de instituciones que definan
aquellos derechos de propiedad (Vgr. permisos de emisión de gases) y atenúen los
costos de transacción. Dentro de tales condiciones, los mecanismos de mercado se
encargarían, de manera más eficaz que el Estado, de realizar la asignación de los
recursos. Pero, esta concepción enfrenta problemas de aplicación mucho más
complejos que los de la teoría de los mercados disputables. Sin embargo, algunas de
las soluciones que se derivan de esta línea doctrinaria han sido puestas en práctica,
obviando las dificultades teóricas que suponen (Vgr. los mercados de permisos de
emisión).
De cualquier modo es claro que desde mediados de la década del 70 se ha originado
una creciente modificación en los preceptos teórico-normativos que habían guiado
previamente a la intervención del Estado en las actividades económicas. Las nuevas
concepciones teóricas (de orientación neoliberal) y los preceptos normativos derivados
de ellas han sido utilizados para convalidar y dar operatividad a las transformaciones
estructurales que se registraron en la economía mundial y en los sistemas nacionales,
especialmente a partir de la década del 80.8
Para los países del Norte (y especialmente para los EEUU y el Reino Unido), esas
transformaciones estructurales en la organización funcional y espacial de los procesos
de producción, en el funcionamiento de los mercados financieros y en el rol asignado al
Estado, han conformado un proceso tendiente a superar la crisis de acumulación
desatada a fines de los años 60. La relocalización de los procesos productivos en el
espacio mundial, la acelerada concentración por absorción o asociación de las grandes
firmas multinacionales, la masiva incorporación de los adelantos tecnológicos, la
adopción de nuevas formas (más flexibles) de organización del trabajo y de
contratación y la internacionalización de los flujos financieros fueron parte de esa
transformación que pugnó hacia una creciente globalización de los mercados.
En esencia, el proceso de globalización de la economía mundial es el resultado de las
estrategias de los grandes conglomerados multinacionales (productivos y financieros)
tendientes a optimizar sus resultados (ampliación de sus porciones de mercados y de
sus masas de ganancia) sobre el espacio económico internacional. En función de ello
presionan en favor de la apertura de las economías nacionales, de ventajas
impositivas, de la desregulación de los mercados (incluyendo los mercados de trabajo),
de la privatización de las empresas públicas y de la explotación de los recursos
naturales que ofrezcan buenas oportunidades de negocio y de una redefinición del rol
del Estado hacia una menor injerencia en los procesos de acumulación y redistribución
del producto social (desarticulación del Estado del Bienestar)
Para los PVD y, en particular, para los países de América Latina, la adecuación a las
nuevas condiciones del contexto mundial constituye una condición ineludible para la
viabilidad de la prosecución del proceso de crecimiento. Es claro que las modalidades
en que se efectúa esa adecuación dependen de las particulares condiciones
económicas, sociales y políticas que registra la historia reciente de cada país. Sin
embargo hay algunos rasgos comunes en la orientación general de los procesos de
reforma: el condicionamiento impuesto por el endeudamiento externo, el fuerte
(7)
8
La base teórica de esta concepción del problema de las externalidades se encuentra esencialmente en el trabajo de
R.H.Coase, “The problem of social cost”, Journal of Law and Economics, 3, octubre 1960.
Chang H-J. “The economics and politics of regulation” Cambridge Journal of Econmics” 1997, 21, pags. 703-728,
presenta un análisis semejante al aquí expuesto en lo que se refiere al cambio en los enfoques que guiaron la
intervención estatal en la actividad económica.
5
deterioro del aparato del Estado y el predominio de las concepciones neoliberales en el
manejo de la Políticas Publicas.
Es en este contexto que se inscriben las reformas de las actividades de servicios
públicos en general y de las industrias energéticas en particular. En América Latina
esas transformaciones han dado lugar a una creciente preocupación por los problemas
de la regulación de esas actividades en sus diferentes aspectos: económicos,
institucionales, legales y políticos. Resulta especialmente curioso el hecho de que los
temas de regulación resulten de tanta actualidad justamente cuando la orientación
predominante en las políticas públicas muestra una marcada tendencia hacia la
“desregulación” de los mercados.
La explicación a esta aparente paradoja resulta relativamente clara cuando se tiene en
cuenta que el proceso de transformación en marcha está plasmando nuevas
modalidades de organización (productiva e institucional) y de coordinación de
actividades que hasta hace poco tiempo eran controladas directamente por el Estado a
través de empresas públicas.
La orientación general de los procesos de transformación implica por una parte la
creciente participación de actores privados y, por otra, un rol más preponderante de los
mecanismos de mercado. De este modo, se está produciendo un importante cambio en
las modalidades de coordinación desde formas donde existía un fuerte predominio de
las finalidades sociales y económicas globales y un control directo del Estado en la
asignación de los recursos, hacia formas donde habrá de predominar la racionalidad
privada (no necesariamente coincidente con la social global) y donde la asignación de
los recursos habrá de responder a esa racionalidad en el marco de una mayor
preponderancia de los mecanismos de mercado.
De este modo queda claro que en la anterior modalidad de coordinación, surgida de las
transformaciones económicas y sociales de postguerra y que permitió un importante
desarrollo de los sectores de servicios públicos que acompañó al proceso general de
desarrollo económico, social y político, la planificación estatal de la asignación de los
recursos y el control directo en la fijación de bienes y servicios hacían poco relevantes
las preocupaciones regulatorias ya que, al menos teóricamente, tales acciones estaban
guiadas en función de los objetivos globales de la sociedad. En ese contexto, eran
eventualmente los criterios normativos derivados de los teoremas de la teoría
económica del bienestar los que proporcionaban los criterios para plasmar esas
acciones, tal como ya se ha mencionado.
Las nuevas modalidades de coordinación de las actividades de servicio públicos
plantean dos tipos básicos de problemas que requieren de respuestas en términos de
esquemas regulatorios. En primer lugar, la racionalidad de las decisiones de los nuevos
actores privados no habrá de coincidir necesariamente con las finalidades sociales
globales a las que deben responder necesariamente actividades tan básicas como las
de los servicios públicos (Vgr. los requerimientos de cobertura, calidad y costo). Por
tanto, es necesario que existan ciertas disposiciones y mecanismos regulatorios que
impidan apartamientos significativos entre aquella racionalidad y esas finalidades
sociales básicas.
En segundo lugar, buena parte de las actividades de servicio público no tienen
naturalmente las características adecuadas para que actúen los mecanismos propios
de los mercados competitivos. En tales actividades, el “ámbito de acción del mercado”
debe ser construido por medio de la reorganización productiva y a través de
mecanismos institucionales y regulatorios. Es precisamente a este respecto que la
6
mencionada teoría de los mercados disputables pretende aportar sus soluciones
normativas. (9)
En suma resulta explicable que las nuevas modalidades de coordinación de las
actividades de servicios públicos planteen problemas mucho mas complejos de
ingeniería regulatoria (e institucional), sin que ello sea contradictorio con un mayor rol
de los mecanismos de mercado. La anterior concepción de remediar las “fallas del
mercado” por medio de la intervención directa del Estado en la coordinación de las
actividades ha sido reemplazada por el diseño institucional y regulatorio tendiente a
crear los ámbitos para la acción del mercado donde ello sea posible. Es claro que este
proceso parece mejor designado por “reforma regulatoria” que por “desregulación”. Sin
embargo también es claro que esa reforma regulatoria pretende dar una mayor
preponderancia a la acción del mercado y un rol mucho más limitado a la intervención
directa del Estado.
Más allá de la breve descripción de la evolución histórica de las concepciones sobre la
teoría microeconómica de la regulación (dentro de la propia tradición neoclásica) y de
los factores concretos del desarrollo del proceso de acumulación capitalista que
incidieron en aquella evolución, las consideraciones anteriores pretenden poner en
evidencia la enorme importancia que el análisis de los problemas y de los instrumentos
teóricos de la regulación tiene para adecuar el funcionamiento de las actividades de
servicios públicos a las necesidades de un desarrollo económico y social sustentable.
Es claro que los problemas regulatorios constituyen en lo concreto un conjunto
complejo de dimensiones analíticas de carácter tecnológico, económico,
socioinstitucional, legal y político. El objetivo central de estas notas es el de abarcar de
manera casi exclusiva a la dimensión económica o, más precisamente,
microeconómico-sectorial de los temas regulatorios, atendiendo especialmente a
aquellos que se consideran más relevantes para las industrias energéticas.
De este modo, el Capítulo II está destinado a discutir la naturaleza de las funciones
regulatorias y el rol de la regulación en el funcionamiento de los mercados. En el
Capítulo III se presenta un análisis de las características de las funciones de costo,
útiles para discutir la organización estructural de las industrias, y se examinan los
principios de regulación de los precios en base a las nociones de costo.
El Capítulo IV incluye una exposición de los elementos básicos de la teoría de los
mercados disputables y una evaluación de su utilidad para fundamentar los procesos
de desregulación o de re-regulación. Además se incluye una sección destinada a
exponer algunos ejemplos de la aplicación de esos elementos teóricos a diferentes
procesos de las cadenas energéticas.
En el Capítulo V se retoma la discusión de las modalidades de regulación de los
monopolios naturales y se examinan los desafíos que las conductas anticompetitivas o
las articulaciones empresarias con finalidades monopólicas plantean a los entes
reguladores.
(9)
Ver por ejemplo, W.J.Baumol “Contestable markets: an uprisingin the theory of industry structure”, American
Economic Review, vol 72, Nº1, l982 y E.E.Bailey , “Contestability and design of regulatory and antitrust policy”,
American Economic Review, Papers and Proceedings, vol.71, Nº 2, mayo 1981.
7
II - NATURALEZA DE LA REGULACIÓN: LOS ASPECTOS ECONÓMICOS (10)
1 – Naturaleza de las funciones regulatorias
Las cuestiones regulatorias abarcan un conjunto complejo de dimensiones
económicas, legales y políticas. Dentro de la literatura económica, los desarrollos
teóricos sobre regulación se han ocupado principalmente de establecer un cuerpo de
principios normativos tendientes a guiar la intervención del Estado en ciertas industrias
y mercados, con la finalidad de promover la eficiencia económica y/o de mejorar las
condiciones de bienestar. La dimensión legal se vincula con la constitución de los
marcos institucionales y el establecimiento de disposiciones generales y especificas
para el funcionamiento de tales actividades, así como con la definición de
procedimientos administrativos de control y fiscalización. Los aspectos políticos de la
regulación se relacionan esencialmente con la discusión de los objetivos que deben
guiar las acciones de intervención en actividades y mercados, que terminan
plasmándose en principios y disposiciones regulatorias.
Asociados con estos aspectos de las cuestiones regulatorias, existen conjuntos de
funciones cuya naturaleza es claramente diferenciable, al menos en principio.
Por una parte, las funciones vinculadas a la política específica que, orientadas por las
directrices y líneas estratégicas de la misma, tienden a plasmar los marcos legales
fundamentales y la normativa reglamentaria de los mismos (decretos y resoluciones).
Dentro de esos marcos legales y disposiciones reglamentarias se incluye la definición
de las características institucionales y las misiones atribuidas a los Entes de
Fiscalización y Control, quienes tienen a su cargo otro de los conjuntos de funciones
vinculados con la regulación.
La definición de dicho cuerpo normativo involucra necesariamente a los órganos
legislativo y ejecutivo del Estado. Dentro del Poder Ejecutivo las funciones políticas
vinculadas a la regulación de una determinada actividad de servicio público estará
normalmente a cargo de un ministerio o secretaría especializados en ese campo (por
ejemplo, si se tratara de electricidad o de gas natural, ese organismo especializado
será el Ministerio o la Secretaría de Energía).
Normalmente, será también ese órgano político (o su equivalente en el ámbito federal)
el que tenga a su cargo la potestad concedente sobre el uso de los recursos naturales
de dominio social (por ejemplo los recursos energéticos fósiles) o sobre los monopolios
naturales en el ámbito de los servicio públicos (por ejemplo, transporte y distribución de
electricidad y gas natural) . Por tanto, tendrá a su cargo la misión de establecer las
características de los contratos de concesión, que también deberán responder a las
orientaciones de la política establecida para la actividad objeto de regulación.
Las funciones de fiscalización y control tienen esencialmente la misión de vigilar el
adecuado cumplimiento de la normativa establecida en el plano político, incluyendo
aquellas contenidas en los contratos de concesión, por parte de todos los actores
involucrados operativamente el las correspondientes actividades y de dirimir los
conflictos que entre ellos puedan surgir.
Tales funciones tienen una naturaleza más asimilables a las del poder judicial, en tanto
la entidad de fiscalización y control tiene a su cargo la misión de interpretar y hacer
cumplir la normativa regulatoria, aplicar sanciones y dirimir conflictos. Sus resoluciones
deberán estar vinculadas esencialmente con esas funciones. Incluso las posibles
apelaciones a tales resoluciones o sanciones pueden ser normalmente apeladas por la
(10)
El contenido de esta sección está inspirado en algunas de sus partes en el libro de D.F. Spulber, “Regulation and
markets”, MIT Press, Massachusetts, 1989.
8
vía administrativa o estrictamente judicial, pudiendo llegar en última instancia a la
propia Corte Suprema de la Nación.
A fin de evitar problemas de confusión del rol político con aquel de fiscalización y
control, es aconsejable que el diseño institucional los diferencie de modo claro. En tal
sentido, es de especial importancia que la entidad de fiscalización y control sea
independiente del poder político. Para ello resulta deseable que el nombramiento de
los principales funcionarios de la entidad de fiscalización y control resulte de criterios
ajenos al poder político o a las influencias de los actores involucrados en las
actividades reguladas y tenga al mismo tiempo autarquía financiera.
En algunas actividades reguladas (por ejemplo, las vinculadas con la cadena
productiva eléctrica), además de los dos conjuntos de funciones regulatorias
mencionados previamente, existen también cierto tipo de funciones de coordinación y
administración, a las que puede darse el carácter de regulaciones operativas. Por
supuesto, esas funciones deben adecuarse necesariamente a la normativa regulatoria
establecidas por el órgano político pertinente. Pero, tales funciones pueden ser
desempeñadas por un organismo especializado.
Tal como se ha expresado, el objetivo de estas notas está centrado en la exposición y
análisis de los aspectos económicos de la regulación y solo se hará referencia a
aquellas otras importantes dimensiones del tema solo en la medida en que ello sea
absolutamente necesario para la exposición que aquí se plantea.
Los trabajos teóricos y empíricos sobre los aspectos económicos de la regulación se
han focalizado tradicionalmente en el control de precios y en las condiciones de
entrada en ramas de actividad como las vinculadas con la electricidad (generación,
transmisión distribución), gas natural (transporte y distribución), el transporte
(ferroviario, aéreo), comunicaciones, finanzas (seguros, bancos).
La atención principal estuvo centrada en los criterios de fijación de precios en
presencia de rendimientos crecientes a escala, presentes en todas esas actividades.
Se trataba asimismo de establecer niveles de precios que aseguraran una cierta tasa
de retorno sobre el capital invertido, manteniendo el incentivo para la minimización de
costos. También se buscaba establecer principios para la discriminación de precios en
ciertas industrias (electricidad, comunicaciones) con el objetivo de reflejar la
responsabilidad de los consumidores en los costos, según que ubicaran su demanda
en los períodos de punta o de valle.
Tal como se ha expresado en la introducción a estas notas, la regulación era concebida
en esencia como la sustitución de los mecanismos de mercado (de funcionamiento
imperfecto) por la acción del Estado tendiente a asegurar un mejor desempeño de
ciertas industrias, atendiendo especialmente a las cuestiones previamente
mencionadas. (11)
Este tipo de enfoque es lo que actualmente se visualiza como el “viejo estilo” de la
regulación. Aunque las “fallas del mercado” (presencia de rendimientos crecientes a
escala, externalidades, bienes públicos, etc) constituyen sin duda una condición
necesaria para la intervención regulatoria, de acuerdo con las visiones más recientes,
la presencia de las mismas no siempre es condición suficiente para dicha intervención.
(11)
Por ejemplo, A.E.Kahn (“The economics of regulation: principles and institutions”, Wiley, New York, 1970) expresa
que los principales aspectos de la intervención regulatoria del Estado en las actividades de la empresas eléctricas
se refieren a “.. control de entrada, fijación de precios, establecimiento de patrones de calidad y condiciones del
servicio y la imposición de la obligación de atender a todas las demandas bajo condiciones razonables..”
9
Por otra parte, según algunos autores, las “fallas de regulación” pueden constituir una
alternativa más costosa que las “imperfecciones” del mercado. (12) Sin embargo, hay
que tener en cuenta que el gobierno puede diseñar su intervención regulatoria para
alcanzar un conjunto más amplio de objetivos, que excede largamente a la simple
búsqueda de la eficiencia microeconómica (concebida usualmente en términos
estáticos): redistribución del ingreso, promoción de ciertas industrias o regiones,
incentivar el uso de recursos nacionales, etc.
Las nuevas concepciones sobre los temas regulatorios introducen dos tipos de
modificaciones principales: por una parte existe un cambio de enfoque con relación al
rol y a las modalidades de la regulación en las actividades que tradicionalmente venían
siendo reguladas (este cambio se vincula especialmente con la literatura sobre
mercados disputables); por otra parte, se han ampliado los límites del campo de
estudio de la regulación, especialmente por lo que se refiere a los temas ligados con la
calidad ambiental (13), pero también con respecto a la seguridad en el trabajo y a la
calidad en los productos.
2 - La regulación y las transacciones de mercado
Es claro que la regulación afecta, de manera directa o indirecta, a las transacciones
que se realizan en los mercados de las industrias que son objeto de algún tipo de
intervención regulatoria. A continuación se presentan algunos ejemplos que ponen en
evidencia los impactos de las medidas regulatorias sobre las transacciones del
mercado.
a. Controles de precios
Los controles de precios interfieren claramente en la libre negociación de compradores
y vendedores y, por tanto, en el equilibrio que se tendría en el mercado en ausencia de
dicha intervención. El establecimiento de precios mínimos puede crear incentivos para
el exceso de oferta. Por el contrario las políticas de precios máximos reduce la función
de racionamiento que desempeña el mecanismo de precios y puede dar lugar a un
exceso de demanda, a una reducción de la oferta, a la aparición de los “mercados
negros”, al deterioro en la calidad de los productos y a la aparición de colas para el
aprovisionamiento. Por supuesto, el grado de intensidad de estos fenómenos se
vincula con el apartamiento de los niveles establecidos por la regulación respecto de
las expectativas de los actores de oferta y demanda.
Las estructuras tarifarias aplicada a las empresas de servicios públicos implican casi
necesariamente la existencia de subsidios cruzados entre diferentes tipos de
consumidores y/o transferencias entre empresas y clientes. Aquellos subsidios pueden
resultar de intencionalidades explícitas de la regulación o de la imposibilidad de realizar
una precisa discriminación de la responsabilidad de los diferentes tipos de
consumidores en los costos fijos y variables del servicio (la tarificación eléctrica provee
un ejemplo claro respecto de esto último). La literatura de filiación neoclásica plantea
que la existencia de subsidios que provoquen apartamientos significativos respecto de
los criterios basados en el principio del costo marginal habrá de significar pérdidas de
eficiencia asignativa.(14)
(12)
(13)
(14)
Véase por ejemplo R.A.Posner “Economic analysis of law”, Little, Boston, 1977. Por ejemplo, A.E.Kahn (0p.cit.)
expresa en la introducción que “..Society´s choices are always between or among imperfect systems, but that,
wherever it seems likely effective, even very imperfect competition is preferable to regulation”.
Sobre este tema (regulación y política ambiental) se ha desarrollado una extensa literatura. Véase por ejemplo
W.J. Baumol, W.E.Outes, “The theory of environmental policy: Externalities, public outlays and the quality of life”,
Prentice-Hall, 1975.
Este tema será retomado y discutido más adelante
10
b. Restricciones a la entrada a las actividades
Las restricciones impuestas al libre ingreso de potenciales oferentes a determinado tipo
de actividades limita las posibilidades de elección de los consumidores, obligándolos a
contratar su compra con las empresas presentes en el mercado.
c. Obligación de abastecer
La imposición de la obligación de abastecer a una determinada área de mercado
restringe la libertad de contratación de la empresa, especialmente cuando
simultáneamente existen controles sobre los precios de oferta. Sin embargo,
tratándose de una actividades de servicio público, este tipo de intervención en las
transacciones de mercado resulta esencial para garantizar a la población la provisión
de servicios básicos. A partir de las reformas introducidas en los sistemas energéticos
en el ámbito de América Latina, este principio de intervención regulatoria ha sido
cambiado en algunos países por “obligación de abastecer dentro de condiciones
razonables”. Esto implica un debilitamiento de la fuerza coercitiva de ese principio en
favor de una mayor libertad de acción de las empresas proveedoras de los servicios y
en detrimento de los intereses de los usuarios.
d. Control de las características de los productos
Las características de los productos, al igual que sus precios, constituye una parte
central de los contratos de transacción entre oferentes y demandantes. Los límites
impuestos sobre la calidad, cantidad, durabilidad o seguridad de los productos
restringen el rango de los bienes a ser comercializados en el mercado. Sin embargo es
claro que este tipo de intervención en los mercados resulta en muchos casos
indispensable para la preservación de la salud y el bienestar de la población,
especialmente cuando los productos presentan especificaciones técnicas complejas.
Estos pocos ejemplos ilustran sobre la forma de interacción entre la regulación y los
mecanismos del mercado y sugieren los elementos esenciales para la definición de la
naturaleza de la regulación.
Definición: La regulación constituye un conjunto de normas de carácter general y
específico y de acciones o procedimientos, emanados de estamentos políticos y
administrativos del Estado, que interfieren directa o indirectamente en las decisiones de
los actores de oferta y demanda, alterando el libre juego de los mecanismos de
mercado.
3 - Las barreras a la entrada
Las barreras a la entrada a una determinada actividad pueden otorgar a las empresas
ya establecidas un fuerte poder de mercado. Las imperfecciones de mercado
originadas en la existencia de barreras a la entrada pueden constituir un motivo para la
intervención del Estado para remover esas barreras o para mitigar las consecuencias
de las mismas sobre la asignación de los recursos.
A fin de examinar las modalidades de la intervención regulatoria es necesario conocer
la naturaleza de dichas barreras a la entrada. G.J. Stigler (15) define las barreras a la
entrada de la siguiente manera:
(15)
G.J. Stigler, “The organization of industry”, Irwin, l968.
11
Definición: Una barrera a la entrada a un mercado es una componente del costo de
producción para un entrante potencial que no debe ser asumida por parte de las firmas
ya establecidas.
Sin embargo, otros autores (16) incluyen un espectro más amplio dentro de la categoría
de barreras a la entrada: economías de escala, diferenciación de productos y ventajas
absolutas de costos. También pueden existir barreras de carácter institucional que no
se basan necesariamente en ventajas de costos. A continuación se examinan
brevemente algunos de estos tipos de barreras con la finalidad de examinar el rol de la
intervención regulatoria en cada caso.
a . Los costos hundidos
Dentro de ese tipo de costos se destacan aquellos que tienen, para el competidor
potencial de las firmas establecidas en el mercado, el carácter de costos
irrecuperables. Se trata generalmente de costos específicos de la actividad, requeridos
para que el potencial entrante pueda establecerse en el mercado y que, por tanto,
tienen la naturaleza de costos hundidos. Los costos hundidos se originan en
erogaciones que el competidor potencial no está en condiciones de recuperar, al
menos dentro de un horizonte de corto plazo, ante un fracaso en su incursión en el
mercado considerado.
Ese tipo de costos son visualizados por los entrantes potenciales como costos
incrementales que constituyen una fuente de fuertes riesgos. Para las firmas
establecidas en el mercado, esos costos ya han sido erogados y por tanto no deben
ser considerados dentro de sus decisiones presentes o futuras.
De este modo, la presencia de costos hundidos constituye una barrera a la entrada
que, dentro de ciertas condiciones, puede dar lugar a la existencia de cuasirentas
monopólicas. En consecuencia, la presencia de ese tipo de costos puede requerir una
intervención regulatoria tendiente a evitar el comportamiento abusivo derivado del
poder de mercado de las firmas establecidas.
Por otra parte, los costos hundidos implican generalmente una falta de flexibilidad para
adaptarse a condiciones cambiantes o a evoluciones no previstas del mercado. Una
respuesta del mercado ante la presencia de costos hundidos puede ser el
establecimiento de contratos de largo plazo, que permite distribuir los riesgos
emergentes entre las partes. En este caso, la regulación puede mitigar los riesgos de la
negociación por medio de contratos públicamente administrados.
En suma, la intervención regulatoria en presencia de barreras a la entrada, derivadas
de la existencia de costos hundidos, puede tener como finalidades principales la
remoción de los efectos de tales costos sobre el funcionamiento de los mecanismos de
mercado y/o atenuar las consecuencias de esas barreras cuando los mecanismos
competitivos no pueden operar. Este tema será retomado en el Capítulo III.
b. Las concesiones y otras barreras institucionales
Ciertas barreras a la entrada pueden ser establecidas por el propio poder público a
través de mecanismos institucionales. Las patentes y el otorgamiento de concesiones
son claros ejemplos de este tipo de barreras. El uso de concesiones para cierto tipo de
actividades (electricidad, transporte, comunicaciones, etc.) ha sido tradicionalmente
(16)
Ver por ejemplo J.S. Bain, “Barriers to new competition”, Harvard University Press, 1956.
12
fundamentado por la existencia de monopolios naturales. Adicionalmente, las
concesiones pueden justificarse por la necesidad de garantizar las habilidades
requeridas para la prestación de determinado tipo de servicios.
En principio, parecería un contrasentido recomendar la intervención regulatoria con
relación a la existencia de barreras a la entrada creadas a partir del propio poder
público. Sin embargo, debe tomarse en cuenta que una concesión implica la garantía
de ciertos derechos o privilegios para el concesionario (por ejemplo, la exclusividad
para abastecer un mercado), así como un conjunto de obligaciones que deben ser
establecidas contractualmente. Las cláusulas contractuales pueden tomar la forma de
normas regulatorias referidas a algunos o a todos los aspectos de las actividades
desarrolladas por la firma concesionaria.
En consecuencia, la concesión no constituye necesariamente un sustituto de la
regulación sino que puede proporcionar la base legal para las acciones regulatorias
(por ejemplo la regulación de los precios o tarifas de oferta).
Es claro que las barreras a la entrada instituidas mediante concesiones limitan la
competencia en el mercado, sea ésta efectiva o potencial. Sin embargo, ese tipo de
competencia, que en algunos caso puede resultar inviable o incluso inconveniente,
puede ser reemplazada por una competencia por el mercado. Este último tipo de
competencia puede introducirse mediante un diseño adecuado del proceso licitatorio
conducente al establecimiento de la concesión.
c. Las economías de escala
El modelo de equilibrio general y la teoría del óptimo de Pareto, que constituyen la
base de referencia para los principios normativos de la Economía del Bienestar en el
enfoque tradicional, no admiten la existencia de rendimientos crecientes a escala. Ese
tipo de rendimientos son incompatibles con el modelo de competencia perfecta.
La existencia de rendimientos a escala en las actividades uniproducto o de
complementariedades de costos en las industrias multiproductos dan lugar a
economías de costos que hacen más conveniente consolidar la producción en una
única empresa en la medida que configuren las condiciones suficientes para un
monopolio natural. Tales condiciones serán examinadas con algún detalle en el
capítulo siguiente; aquí se pretende explorar tan solo el rol general de la regulación
ante la existencia de ese tipo de situaciones.
Tal como se ha expresado en la introducción a estas notas, la existencia de
monopolios naturales ha sido tradicionalmente el fundamento esgrimido (dentro de la
Teoría Económica del Bienestar) para la regulación en actividades como las de
electricidad, telecomunicaciones, transportes, etc. La acción regulatoria estaba dirigida
imponer restricciones a la entrada, a fin de evitar los perjuicios de una “entrada
excesiva” (17), y a capturar las ganancias derivadas de las economías de escala y a
mitigar las rentas monopólicas, mediante controles de precios.
Existe una extensa literatura dedicada a discutir los principios normativos dirigidos a
establecer los criterios para regular los precios a aplicar a los monopolios naturales. En
una sección posterior de este capítulo se realizará una presentación de los aspectos
esenciales de tales principios normativos.
(17)
Si las características de la función de costo de la industria son tales que la estructura de producción más eficiente
es el monopolio (monopolio natural), la entrada de otros oferentes habrá de implicar necesariamente costos de
abastecimiento más elevados (ver Capítulo III).
13
4 - Las externalidades
Dentro de la teoría económica neoclásica las externalidades son concebidas como
“productos” que se derivan de las actividades de producción o consumo y que se
transfieren a otros actores económicos sin que medie transacción alguna en el
mercado. Esos “productos”, tales como la polución ambiental, son externos a las
transacciones normales del mercado pero pueden implicar costos (beneficios) o
pérdidas (mejoras) de bienestar para ciertos actores o para la sociedad en su conjunto.
De acuerdo con este enfoque, las externalidades podrían definirse de la siguiente
manera: (18)
Definición : Una externalidad constituye un conjunto de “productos” ofertados por un
determinado agente (de producción o consumo) a otros actores económicos en
ausencia de cualquier tipo de transacción de mercado.
Esta definición pretende remarcar el hecho de la no existencia de negociación alguna
entre el oferente y el o los receptores. Esa ausencia de transacciones entre agentes
económicos hace que los mecanismos de mercado sean incapaces de orientar la
asignación de tales “productos”, del mismo modo que lo hacen con las otras
mercancias y recursos productivos, de acuerdo con el modelo teórico neoclásico de
equilibrio general.
Consecuentemente, en presencia de externalidades los mecanismos de mercados no
habrán de conducir a una asignación eficiente de los recursos, aun cuando estén
dadas todas las demás condiciones requeridas para alcanzar una situación de óptimo
de Pareto. Las externalidades provocan una divergencia entre los costos (beneficios)
privados y los costos (beneficios) sociales.
Un claro ejemplo de ello podría ser el siguiente: una empresa contamina las aguas de
un río como consecuencia de su actividad productiva; aguas abajo, ese río es utilizado
para la provisión de agua a un centro urbano, requiriéndole a la comunidad (Municipio)
un costoso proceso de potabilización a fin de eliminar los efectos de aquella acción de
contaminación. Tal como puede observarse, no existe entre la empresa contaminadora
y la comunidad afectada ningún tipo de transacción que se vincule con la acción de
contaminación; de este modo, la mencionada empresa no incorpora a sus costos
privados de producción la pérdida de calidad del agua pero, esa pérdida forma
necesariamente parte de los costos sociales (que en última instancia deben pagar los
integrantes de la comunidad del centro urbano bajo la forma de costos de
repotabilización) de dicha actividad productiva.
Si se supone que la empresa contaminadora maximiza su beneficio ofertando una
cantidad X0 del producto A en un mercado de competencia perfecta, resulta claro que
si por alguna razón debiera asumir los costos de evitar o reparar la acción de
contaminación ofertaría una menor cantidad que X0 ya que su costo marginal sería
mayor.
En efecto, sea
(1)
C(X) = a + X2
la función de costos de la empresa en el caso en su acción de contaminación sea
simplemente una externalidad, y sea P = $ 100 el precio de mercado del bien
(18)
D.F. Spulber (1989), op.cit.
14
producido por la empresa. En tal caso el Costo Marginal de producción sería CMg =
2X, y el nivel de producción que le reportaría el máximo beneficio X0 = 50
Si se admite además que el valor de la externalidad (negativa) producida por la
empresa fuera de $ 20 por unidad de producción y que se aplica a dicha empresa un
impuesto equivalente a dicho valor, la nueva función de costo total será
(2)
C(X) = a + X2 + 20X
con lo que el CMg = 2X + 20 y la cantidad de producción que le reportaría el máximo
beneficio sería X1 = 40 < X0.
Obsérvese que, si la valuación de la externalidad fuera correcta (o equivaliera
exactamente al costo requerido para devolver al agua el grado de pureza previo la
contaminación de la empresa), la recaudación de aquel impuesto alcanzaría
exactamente para subsidiar al municipio afectado por el total del costo de
descontaminación.
Tal como puede deducirse del ejemplo, la intervención reguladora bajo la forma de un
impuesto permitió la equiparación de los costos privados y sociales, logrando así una
mejora en la asignación de los recursos. Esa acción reguladora permitió “internalizar”
los efectos de la externalidad producida por la mencionada empresa. A su vez, el
monto recaudado con dicho impuesto permitió compensar a la comunidad afectada por
medio de un subsidio equivalente al costo ocasionado por la contaminación.
Este tipo de enfoque de regulación tendiente a remediar o mitigar las “fallas del
mercado” ocasionadas por las externalidades (impuestos y subsidios) es propio del
enfoque tradicional de la Teoría Económica del Bienestar (19). Dentro de los enfoques
más recientes se pretende evitar esa intervención reguladora mediante un rol más
abarcativo de los mecanismos de mercado: la creación de los mercados faltantes para
los “productos“ vinculados con las externalidades (Vgr. las emisiones de CO 2 ). Tal
como se ha expresado en la introducción, de acuerdo con Coase (1960), las razones
principales de la ausencia de transacciones de mercado vinculadas con las
externalidades son la falta de derechos de propiedad bien definidos y la existencia de
costos de transacción; si tales dificultades pudieran ser removidas los “productos”
vinculados con las externalidades podrían transarse en mercados previamente
faltantes.
El modelo neoclásico de equilibrio general parte como es sabido (aunque no
suficientemente explicitado en los libros de texto) de un conjunto de datos que no
forman parte del objeto de estudio de la teoría: las preferencias de los consumidores,
las tecnologías disponibles, la dotación de los recursos productivos (factores de
producción) y la distribución de los derechos de propiedad sobre tales recursos (es
decir las dotaciones iniciales en manos de los componentes de la sociedad). La clara
definición de esos derechos de propiedad resulta esencial para la existencia de los
mercados de bienes y recursos; aquellos recursos cuya propiedad no está especificada
no pueden ser pasibles de transacción en un mercado ya que ningún actor se podría
convertir en un legítimo vendedor de los mismos.
De este modo aquellos recursos o elementos del medio ambiente natural que forman
parte del “patrimonio común” de una comunidad (local o universal) no podrán formar
parte de las transacciones convencionales de mercado entre los miembros de esa
comunidad sin que previamente se haya establecido los correspondientes derechos de
propiedad, al margen de todos los problemas que pueda suponer la valuación
(19)
A.C. Pigou (1920), op. cit.
15
económica de tales recursos o elementos. Salvo que se realice una clara apropiación
de esos elementos del patrimonio común entre los miembros de la comunidad, los
mismos solo podrían ser gestionados de manera comunitaria y ello daría lugar de
todos modos a problemas de distribución de costos y beneficios de esa gestión entre
los miembros de la comunidad.
Los derechos de propiedad deben ser exhaustivos y excluyentes para que los
mercados de esos derechos puedan funcionar de manera de inducir una asignación
eficiente de los recursos (en el sentido de la teoría microeconómica neoclásica). Esto
resulta claro si se considera la concesión de derechos de explotación sobre un recurso
sin que se puedan establecer los límites precisos del ámbito de explotación para cada
uno de los concesionarios (como sería por ejemplo el caso de la captura en la actividad
de pesca). No habría en tal caso incentivo económico alguno para realizar una
explotación racional del recurso y el resultado más probable sería el despilfarro.
Escapa al alcance de estas notas la discusión acerca de los problemas que plantea el
intento de definir derechos de propiedad en el caso de los recursos de patrimonio
común. Sin embargo es claro que, por una parte, existe una gran cantidad de tales
recursos cuya propiedad no puede ser definida de manera exhaustiva y exclusiva
(recursos marinos, atmósfera, aguas -de ríos, océanos, acuíferos-, frecuencias de
radio, etc.). La administración comunitaria de tales recursos habrá de requerir una
importante intervención pública de nivel local, nacional o internacional y esa
intervención habrá de tomar necesariamente la forma de instrumentos de tipo
regulatorio.
Por otra, aun si se admitiera que existe la posibilidad de realizar una distribución
exhaustiva y exclusiva de los derechos de propiedad, con el objetivo de generar los
mercados donde se transen tales derechos, se requeriría de todos modos un enorme
esfuerzo de intervención para realizar dicha tarea y con posterioridad, mecanismos
regulatorios que reduzcan los costos de transacción que podrían impedir el
funcionamiento de los mercados.
III - FUNCIONES DE COSTO Y REGULACIÓN DE PRECIOS
Tal como se ha expresado en el capítulo anterior, uno de los principales aspectos en
los que tradicionalmente focalizó su atención la literatura sobre regulación económica
ha sido la deducción de principios normativos para la fijación de precios en industrias
de servicio públicos, caracterizados generalmente por la presencia de rendimientos
crecientes a escala.
Era precisamente esa característica de las tecnologías prevalecientes en tales
industrias, que da lugar a costos medios decrecientes en el largo plazo y, por tanto, a la
existencia de monopolios naturales, lo que daba fundamento a la necesidad de
intervención regulatoria, especialmente en lo que se refiere al control de los precios de
oferta.
Al discutir en el próximo capítulo la Teoría de los Mercados Disputables se verá que,
dentro de las versiones más modernas de la teoría neoclásica de la regulación, la
presencia de rendimientos crecientes a escala ya no se percibe como una condición
suficiente para la intervención regulatoria. Dentro de ciertas condiciones, los
monopolios u oligopolios existentes en las industrias de servicios públicos pueden, de
acuerdo con esa visión, ser disciplinados directamente por los mecanismos del
mercado, dando lugar a resultados superiores a los del control regulatorio.
16
Por otra parte esos nuevos aportes han mostrado la importancia de las características
de las funciones de costos de las industrias para examinar las formas más eficientes de
organización estructural de las mismas y para discutir la conveniencia o no de ciertos
tipos de intervención regulatoria. Es por ello que la primera sección del presente
capítulo se dedica a una presentación de las características más relevantes las
funciones de costo que habrán de servir tanto para las secciones posteriores de este
capítulo (donde se analizaran los principios de regulación de precios en base a criterios
de costo), como para alimentar la discusión acerca de la disputabilidad de los
mercados y la sustentabilidad de los monopolios naturales, que se presenta en el
capítulo siguiente.
1 - Las características de las funciones de costo
En el análisis de las funciones de costo se considerarán sucesivamente los caso de
industrias que producen un único producto y de aquellas que producen y ofrecen
simultáneamente un conjunto múltiple de bienes. Este segundo caso no se refiere a
aquellas actividades que presentan necesariamente la característica de producción
conjunta (tal como ocurre con la actividad de refinación de petróleo), sino a las
industrias donde las empresas pueden optar por especializarse en la elaboración de un
único producto o por diversificar su producción abarcando una cierta gama de bienes
de la industria (por ejemplo, en el caso del transporte ferroviario una empresa puede
especializarse en servicios de carga o puede realizar simultáneamente transporte de
pasajeros y de cargas).
1.1 - Funciones de costo en las industrias uniproducto
Sea
(1)
C = C(X)
la función de costo total de largo plazo (20) típica de una industria uniproducto, siendo la
misma continua y diferenciable; en tal caso, los costos medios y marginales pueden
definirse de manera usual: CMe = C(X)/X y CMg = C(X)/X.
a. La elasticidad de la función de costo y los rendimientos a escala
(20)
Recuérdese que una función de costo total de lago plazo puede expresarse del siguiente modo:
(*)
C = f(X, k) + g(k)
donde X indica el nivel de producción y k la escala de producción. Para cada valor constante de k se tendrá una
función de costo total de corto plazo. La función (*) puede ser expresada solamente en función de X a partir de
la evolvente de la familia de curvas representadas por (*) cuando k varía de manera continua. La obtención de
dicha evolvente implica que para cada valor de X se selecciona el valor de k que da lugar al menor nivel de
costo total. Es decir que si se define
F(C, X, k) = C - f(X, k) - g(k) = 0
y se iguala a cero la derivada parcial
(**)
Fk(C, X, K) = F(C, X, K)/k = 0
la evolvente puede obtenerse eliminando la variable k a partir de (*) y (**) y, despejando C, se obtiene la función
de costo total de largo plazo
(***)
C = C(X)
Entonces el costo medio de largo plazo puede definirse a partir de (***) como C(X)/X o tomando la evolvente de
las curvas de costo medio de corto plazo; ambos procedimientos son equivalentes.
17
En el caso de las industrias uniproducto el tipo de rendimientos a escala pueden
establecerse atendiendo al valor de la elasticidad de la función de costo total con
relación a la cantidad producida; es decir
(2)
Ec( x ), x 
dC( X ) X
CMg

dX C( X ) CMe
Entonces si se define el indicador
(3)
S
1
CMe

Ec( x ), x CMg
resulta claro que: S > 1 indica la presencia de rendimientos crecientes a escala (a una
variación relativa en al cantidad producida le corresponde una variación menos que
proporcional en el costo total : Ec(x),x < 1); S = 1 indica rendimientos constantes a
escala y S < 1 rendimientos decrecientes a escala.
b. Los rendimientos crecientes y las funciones de costo subaditivas
La subaditividad de las funciones de costos es una característica muy importante para
caracterizar la estructura de una industria y que está estrechamente vinculada a los
rendimientos crecientes y al concepto de monopolio natural.
Definición : Una función de costo total C = C(X) es subaditiva en B  B = (X : X  R+, X
 X0)  (conjunto de niveles de producción) sí y solo sí, para todo X B se
verifica que C(X) > i C(Xi), siendo i Xi = X
A partir de la definición precedente, se desprende que la existencia de rendimientos
crecientes a escala constituye una condición suficiente para la subaditividad de la
función de costos; sin embargo esa condición no resulta necesaria, tal como se
mostrará seguidamente.
En efecto, si C = C(X) presenta rendimientos crecientes a escala, puede afirmarse que
para todo número real  tal que 0 <  < 1 se verifica que iC(X) < C( X); sean
entonces i (i =1,2,…,n) números reales tales que 0 < i < 1 para todo i, i i = 1 y Xi =
i X, luego
i C(X) < C(i X) = C(Xi)
para todo i = 1,2,…..,n
y, sumando sobre i la expresión anterior se deduce que
i C(XI ) > i i C(X) = C(X) i i = C(X)
con lo que queda demostrado que C = C(X) es una función de costos subaditiva.
Para demostrar que la presencia de rendimientos crecientes a escala no constituye una
condición necesaria para que una función de costos sea subaditiva basta con un con
un ejemplo. Sea entonces la siguiente función de costos totales
18
F1 + a X
(4)
si X  X*
C(X) =
F1 + F2 + a X
con
si X > X*
F1 > F2
Puede mostrarse fácilmente que la función (4) es subaditiva; en efecto, sean i (i
=1,2,…,n) números reales tales que 0 < i < 1 para todo i, i i = 1 y Xi = i X ,
entonces si X  X*,
C(X) = F1 + a X
y
C(Xi) = F1 + a Xi
para todo i = 1,2,…..,n
i C(Xi) = n F1 + a X
luego,
y, en consecuencia, es C(X) < i C(Xi), con lo que la función (4) es subaditiva para
todo X  X*.
Si por el contrario, es X > X*, habrá k (0  k  n) de las producciones Xi tales que Xi >
X* , mientras que n-k de las mismas serán tales que Xi  X*; entonces se tendrá que
C(X) = F1 + F2 + a X < n F1 + k F2 + a X = i C(Xi)
con lo cual, C(X) es subaditiva para todo nivel de producción. Por otra parte, como es
sabido, si C(X) exhibiera rendimientos crecientes a escala para todo X, debería ocurrir
que el CMe sea decreciente en todo el campo de variación de X. Sin embargo en el
caso de la función de costo total (4), la curva de CMe tendría una forma semejante al
que se representa en la Gráfica 1.
Gráfico 1
CMe
a
X*
X
Es decir que C(X) no presenta rendimientos crecientes a escala para todo nivel de
producción.
19
En otros casos, las funciones de costo pueden presentar subaditividad solo en ciertos
rangos de producción. Tal es el caso de la siguiente función de costos:
(4’)
C(X) = F + a X2
F>0, a>0
Obsérvese que, en tal caso, la función de costo medio (CMe) tiene la forma indicada en
el Gráfico 1’
Gráfico 1’
CMe
2
F /a
2
2F / a
X
En esa función de costo, la condición de subaditividad se verifica en el rango de
producción (0, 2F / a ) y en el intervalo ( F / a , 2F / a ) existen rendimientos
decrecientes.
En suma se tiene que:


Rendimientos Crecientes
a Escala
Función de Costos
Subaditiva
c. El monopolio natural
Tradicionalmente, la noción de monopolio natural estuvo asociada a la existencia de
rendimientos crecientes a escala de carácter muy marcado. Sin embargo, tal como se
mostrado precedentemente, pueden existir casos en que, aun en ausencia de tal tipo
de rendimientos, la producción concentrada en una sola empresa resulta menos
costosa que el fraccionamiento de la misma en varias empresas de menos tamaño. En
consecuencia, los rendimientos crecientes constituyen una condición suficiente pero no
necesaria para la existencia de monopolio natural.
Definición : una industria está caracterizada por la existencia de monopolio natural
para todo nivel de producción X  B  B = ( X : X  R+ , X  X0)  sí y solo sí
la función de costos de esa industria C = C(X) es subaditiva en B.
20
d. Las economías de secuencia
Normalmente, la producción de los bienes finales constituye la última etapa de una
secuencia de procesos productivos vinculados por relaciones de tipo insumo-producto.
Esa secuencia de procesos productivos es lo que usualmente se denomina “cadena
productiva”. Una cadena productiva constituye un subsistema productivo que define
sobre la base de un producto o un insumo principal (la producción de electricidad es un
ejemplo del primer tipo, mientras que la industria del petróleo es un caso del segundo
tipo).
Es claro que desde el punto de vista técnico resulta posible que los procesos
productivos que integran una determinada cadena estén integrados (verticalmente)
dentro de las empresas presentes en ese subsistema o que existan empresas
especializadas en los diferentes procesos. Sin embargo, desde el punto de vista
económico una de esas alternativa puede resultar más conveniente que la otra. En tal
sentido, las características de las funciones de costo pueden aportar elementos para
discernir acerca de la alternativa de estructura más conveniente. Tales características
se vinculan en este caso con la existencia o no de las economías de secuencia .
Considérese entonces que X representa la cantidad producida de un determinado bien
B y que Y simboliza el nivel de producción del insumo principal A para la elaboración
de aquel bien y sean CA=CA(Y) la función de costo total de la producción aislada del
insumo, CB = CB(X;Y) la correspondiente a la producción aislada del producto y CAB =
CAB(X) la función de costo total de producir el producto B de modo integrado con la
elaboración del insumo A, entonces puede definirse la existencia de las economías de
secuencia de la siguiente manera:
Definición : los procesos productivos de A y B presentan economías de secuencia sí y
solo sí se verifica que
CAB (X) < CA (Y) + CB (X;Y)
Para todo nivel de X.
Entonces, por definición, que cuando los procesos que integran una cadena productiva
presentan economía de secuencia, la integración vertical de los mismos dentro de las
empresas presentes en la actividad constituye la estructura más eficiente de
producción, atendiendo al mismo tiempo a que las escalas de producción de dichas
empresas sean también las de menor costo.
1.2 - Las funciones de costo en las industrias multiproducto
En la realidad concreta, las industrias multiproducto son mucho más frecuentes que
las que solo elaboran un solo producto final. Esto es particularmente cierto en las
actividades de servicios públicos que han sido tradicionalmente reguladas y/o en
manos de empresas estatales (Electricidad, Transporte, Comunicaciones, etc.).
Entonces, atendiendo a lo ya expuesto con relación a la importancia de las
características de las funciones de costo para el diseño del tipo de intervención
regulatoria, se presentan a continuación los principales elementos que permiten
discernir acerca de cuáles son las estructuras más adecuadas en el caso de este tipo
de industrias.
A los fines de presentar los conceptos referidos a las funciones de costo en el caso de
las industrias multiproducto será necesario introducir un conjunto de notaciones. Las
21
funciones de costo tendrán en estos casos una forma del tipo de la que se indica en la
expresión (5).
(5)
C = C(X1, X2,……., Xn)
donde Xi  0 representa el nivel de producción del producto i (i = 1,2,….,n); esa función
de costo puede expresarse también bajo la forma vectorial (que será utilizada en
algunos casos para facilitar la exposición) del siguiente modo
(5´)
C = C(X)
donde X = (X1, X2, ….. , Xn); pero, con esta notación es necesario precisar de qué
modo se indica cuando una o más de las Xi son nulas. Sea entonces N = 1,2, …., n
el conjunto de todos los bienes producidos por la industria y se M  N un subconjunto
de N, tal que solo los bienes que pertenecen a M presentan un nivel de producción
distinto de cero. Entonces, esa situación se indicará del siguiente modo
(5´´)
C = C(XM)
En consecuencia, cuando la función de costo se escribe bajo la forma (5´) se entiende
que todas las Xi > 0.
Como caso extremo, se introduce también el concepto de función de costo total de un
producto aislado que corresponde al caso en que solo una de las Xi es distinta de cero;
así por ejemplo, el costo aislado del producto k se representará bajo la forma indicada
en la expresión (6).
(6)
C(K) = C(0,0,…,0, Xk, 0, …. , 0)
siendo Xk > 0
a. Costos medios de rayo, costos incrementales medios y costos marginales
La definición de los costos marginales en una industria multiproducto se definen de
modo semejante al caso de las industrias uniproducto:
(7)
Ci = Cmgi =  C(X)/  Xi
para cada i =1,2, ….. ,n
Es decir, se trata en este caso del cociente entre el incremento infinitesimal del costo
total y el correspondiente de la producción del producto i, suponiendo constante la
producción de todos los demás.
En cambio resulta imposible definir el costo medio de manera semejante al caso de las
industrias uniproducto ya que generalmente no puede expresarse los niveles de
producción de los n bienes por medio de una única magnitud escalar. En consecuencia
es necesario definir otras nociones diferentes pero lo más próximas posible al
tradicional concepto de costo medio. Una de tales nociones es la de Costo Medio de
Rayo (CMeR) que implica suponer que la producción de todos los bines de la industria
se incrementa en la misma proporción  a partir de niveles dados; es decir
(8)
CMeR = C( X0) / 
con X0 = (X10, X20, ….. ,Xn0) y   R+
Es claro que el valor del costo medio de rayo es fuertemente dependiente de la
composición de la producción X0 ya que ella define la dirección del rayo sobre el cual
22
se calcula ese costo. De cualquier modo, esta noción de costo medio resulta útil para la
definición de cierto tipo de economías de escala, tal como se mostrará más adelante.
Otra noción próxima a la tradicional de costo medio es la de Costo Incremental Medio
del producto i (CIMei). A diferencia del CMeR, el costo incremental medio se refiere a
cada producto y no al conjunto de los mismos. El costo incremental medio de un
producto se define por medio de la siguiente expresión:
(9)
CIMei = C(X1, X2,…, Xi,…,Xn) - C(X1, X2,…, Xi -1, 0, Xi+1,…,Xn) / Xi
para cada i =1,2,…,n
Esta noción proporciona el valor del costo (incremental) medio de un producto cuando
todos los demás bienes están siendo ya producidos y se mantiene constante su nivel
de producción. Tal como se mostrará más adelante, esta noción de costo permite
definir la noción de economías de escala específicas de cada producto.
b. Las economías de alcance
En una industria multiproducto, puede ocurrir que el costo total de producir
simultáneamente más de un producto (eventualmente dos conjuntos de productos) es
menor que la suma de los correspondientes costos aislados (suma de los costos de la
producción separada de ambos conjuntos). En ese tipo de situaciones existirán
estímulos para una diversificación horizontal en la producción de la industria. En tales
caso se dice que la función de costos presenta economías de alcance. Sean entonces
M  N y Q  N, dos subconjuntos de N tales que M  Q =, entonces la existencia
de economías de alcance puede definirse de la siguiente manera:
Definición : La función de costos C = C (X1, X2,……., Xn), Xi  0, presenta economías
de alcance si para dos subconjuntos no vacíos M y Q de N, tales que M 
Q = se verifica que
C(XMQ) < C(XM) + C(XQ).
En muchos casos la presencia de las economías de alcance está relacionada con
instalaciones o servicios que pueden ser aprovechados simultáneamente en la
producción de más de un producto, dando así lugar a economías de costo frente a la
alternativa de la producción aislada de esos mismos bienes (en idénticos niveles). De
cualquier modo, este concepto de economías de costos de producción presenta
especial interés para determinar la estructura más adecuada para organizar la
producción de la industria considerada.
En tal sentido es importante recordar que la concentración de la prestación de
diferentes tipos de servicios públicos (distribución de electricidad, gas natural,
teléfonos, servicios de TV por cable, comunicaciones por medios electrónicos, etc.) es
una tendencia predominante en la realidad concreta a nivel mundial de los últimos
años. No cabe duda que la presencia de economías de alcance desempeña un rol muy
significativo dentro de ese proceso.
Pero, al mismo tiempo, ese tipo de hechos plantea importantes desafíos a la regulación
de precios en las actividades donde ese tipo de intervención resulta pertinente. La
existencia de economías de alcance, especialmente cuando las mismas están
relacionadas con las componentes fijas de la función de costos, plantea serias
dificultades de asignación cuando los costos son utilizados como criterio para la
determinación de los niveles relativos de los precios de los bienes y/o servicios que se
producen de manera simultánea por una misma empresa regulada. Este tema será
retomado en otra sección de este mismo capítulo.
23
A partir de la definición de economías de alcance es posible definir un indicador cuyo
valor permite evaluar su grado de intensidad:
Sa = k C(k) - C(X) / C(X)
(10)
Donde C(k) = C(0,0,…,0, Xk, 0, …. , 0), (Xk > 0 ), es el costo de producir aisladamente el
producto k. A partir de (10) se deduce que sí (y solo sí) Sa > 0 la función de costos C
(X) presenta economías de alcance. Por otra parte el valor de Sa debe ser menor que
uno ya que en caso contrario se tendrían costos incrementales negativos.(21)
c. Rendimientos a escala en las industrias multiproducto
En el caso de las industrias multiproducto pueden definirse diferentes nociones de
rendimientos a escala: i) Rendimientos a Escala de Rayo, ii) Rendimientos a Escala
Específicos de Producto y iii) Rendimientos a Escala Globales. A continuación se
presentan las definiciones y se discutirá el significado de cada una de esas nociones.

Rendimientos a escala de rayo
El caso de las industrias uniproducto se definió un indicador de rendimientos a escala
de la siguiente manera: S = 1/ EC(X) , X = CMe/CMg (Ver expresión (3)). Para definir un
indicador para los rendimientos a escala de rayo en el caso de las industrias
multiproducto se utiliza un procedimiento semejante. En efecto, sea C(X) = C( X0)
donde X0 = (X10, X20, ….. ,Xn0) es un vector de producción con niveles constantes; así
definida C(X) representa una función de costo total de rayo ya que traduce la evolución
del costo total para una composición constante de la producción, es decir sobre un rayo
de la hipersuperficie de la función general de costos totales. De acuerdo con esa
definición del costo total de rayo, las variaciones de los niveles de producción (con
composición constante) dependen únicamente del valor del escalar  (  0): entonces
puede calcularse la elasticidad del costo total con respecto al valor de  :
EC(X),  = d C(X) / C(X) d  /  = i Xi0 CMgi  / C(X) 
En consecuencia, recordando la definición del costo medio de rayo (expresión (8)),
puede definirse el indicador
(11)
SR = 1 / EC(X),  = CMeR / i Xi0 CMgi = C(X) / i Xi CMgi
Entonces habrá rendimientos a escala de rayo crecientes (decrecientes) sí y solo sí es
SR > 1 (SR < 1); tales rendimientos serán constantes en el caso en que SR = 1.
Obsérvese que, al igual que en el caso de las industrias uniproducto, la existencia de
rendimientos crecientes sobre un rayo de la función de costos (SR > 1) implica que los
costos medios de rayo (CMeR) son decrecientes con los niveles de producción (con
composición constante) y que los ingresos que se derivarían de la producción valuada
a los costos marginales de producción crecen menos que los costos totales de
producción.
A pesar de constituir una extensión directa de los resultados obtenidos en el caso de
las industrias uniproducto, el concepto de economías de escala sobre un rayo
(21)
Esto puede verse fácilmente en el caso de dos productos. En efecto, si Sa1 se tendría que
C(X1, 0) + C(0, X2 ) - C(X1, X2) / C(X1, X2)  1  0  C(X1, X2) - C(X1, 0) +  C(X1, X2) - C(0, X2 ).
24
presentan el serio inconveniente se tener que suponer constante la composición de la
producción. En las industrias multiproducto, los cambios de producción van
acompañados normalmente por variaciones en la composición de la producción.

Rendimientos a escala específicos de producto
Admitiendo la posibilidad de variaciones en la composición de la producción, es posible
avanzar en la caracterización de una función de costos multiproducto introduciendo las
nociones de rendimientos a escala específicas de cada producto. Se trata de examinar
el comportamiento de la función de costos cuando se incrementa el nivel de producción
de uno de los bienes, manteniendo constante la producción de los restantes.
Se puede verificar fácilmente que los rendimientos a escala específicos de un producto
i están estrechamente vinculados con el comportamiento de la correspondiente función
de costo incremental medio (CIMei). En efecto, en la situación mencionada, las
variaciones del costo total C(X) = C(X10, X20,….,Xi ,….,Xn0) dependen únicamente de
las variaciones de Xi (la producción del bien i-ésimo) y, en consecuencia, los
rendimientos a escala habrán de depender del signo de las variaciones del CIMei
cuando cambia el nivel de producción X i :
siendo
C(X) = C(X10, X20,….,Xi ,….,Xn0)
dC(X) = [ C(X)/ Xi] dXi
(Xk0 constantes)
ya que dXk0 = 0
entonces,
para todo k  i
luego dC(X) / dXi = Cmgi y por tanto EC(X) , X i = [dC(X)/ C(X)]/[ dXi /Xi] = Cmgi [Xi/ C(X)]
pero, si C(X0-i) = C(X10, X20,….,Xi-10, 0, Xi+10 ,….,Xn0) es el costo total de producir
todos los demás bienes en las cantidades dadas y nada del bien i-ésimo, es claro que
EC(X) , X i = Cmgi [Xi/ C(X)] < Cmgi { Xi/[ C(X) - C(X0-i)]} = Cmgi /{[ C(X) - C(X0-i)] /Xi} = Cmgi / CIMei
entonces, puesto que CIMei >Cmgi
(creciente o constante), resulta que
(CIMei Cmgi) si el CIMei es decreciente
EC(X) , X i < 1 si CIMei decreciente
constante
y
EC(X) , X i  1 si CIMei creciente o
Como consecuencia de todo lo expresado, puede definirse un indicador del tipo usual
para los rendimientos a escala específicos de cada producto por medio de la expresión
(12)
Si = CIMei / Cmgi
De este modo, los rendimientos a escala específicos del producto i-ésimo serán
crecientes, constantes o decrecientes según que sea respectivamente Si>1, Si=1 o
Si<1.
Tanto la noción rendimientos de rayo como aquella de rendimientos específicos de
cada producto aportan indicaciones valiosas sobre el comportamiento de una función
de costos. Por ejemplo si se considera una empresa telefónica que atiende
simultáneamente el mercado de llamadas locales como aquellas de larga distancia, se
25
tendría un caso claro de una actividad multiproducto (las llamadas locales y las de
larga distancia constituyen dos servicios diferentes); en tal caso, SR estará indicando el
tipo de rendimientos que se tendrían si los dos tipos de servicios de expanden en la
misma proporción, mientras que Si (i =1,2) los rendimientos a escala si solo se
incrementara uno de los dos tipos de servicio mientras que el otro permanece en
niveles estables.
Sin embargo, ambos conceptos proveen tan solo una caracterización parcial o local de
la superficie de costos. Una noción de rendimientos más comprehensiva es aquella de
rendimientos a escala globales que, según se verá en la siguiente sección, incluye de
algún modo a todas las nociones de rendimientos a escala definidos previamente.

Rendimientos a escala globales
Utilizando la expresión (11), admitiendo que las cantidades producidas de los
diferentes bienes pueden cambiar en diferentes proporciones, es posible definir un
indicador de los rendimientos a escala globales en el caso de una industria que
produce dos productos. Es decir,
(13)
SG = C(X) / i Xi CMgi = C(X1, X2) / [X1 CMg1 + X2 CMg2]
En consecuencia, si SG>1 habrá rendimientos a escala crecientes y si SG1, esos
rendimientos serán decrecientes o constantes.
Multiplicando en la expresión (13) numerador y denominador por 2C(X1,X2)-[C(X1,0)+
C(X1, X2)] se tiene que
SG =C(X1,X2){2
C(X1,X2)-[C(X1,0)+C(0,X2)]}/[X1CMg1 + X2CMg2]{ 2C(X1,X2)-[C(X1,0)+ C(0, X2)]}
haciendo wi = Xi CMgi/[X1 Cmg1+ X2 CMg2] y reordenando términos se obtiene
SG=
{[C( X 1, X 2)  C(0, X 2)] / X 1CMg1}w1  {[C( X 1, X 2)  C( X 1,0)] / X 2CMg 2}w2
1  [C( X 1,0)  C0, X 2)  C( X 1, X 2)] / C( X 1, X 2)
entonces, teniendo en cuenta que, en la relación anterior, las dos expresiones
encerradas entre llaves en el numerador son respectivamente S1= CIMe1/ CMg1 y S2=
CIMe2/CMg2 y que la expresión que aparece restando en el denominador es el
indicador Sa de economías de alcance, se tiene entonces que
(14)
SG = [ w1 S1 + w2 S2] / [1 - Sa]
donde, w1 y w2 son ponderadores que representan aproximadamente la proporción de
los costos variables de producción de cada bien respecto de los costos variables
totales.
Según se desprende de (14), la existencia simultánea de rendimientos crecientes a
nivel de cada producto (S1>1, S2>1) y de economías de alcance (Sa>0) asegura que
los rendimientos globales sean crecientes. Sin embargo, aunque los rendimientos
específicos de producto fuesen constantes o incluso decrecientes (Si1, i =1,2), podría
haber rendimientos globales crecientes si las economías de alcance son
suficientemente intensas, es decir Sa>>0.
26
Normalmente, las economías de alcance se vinculan con la existencia de costos fijos o
de infraestructura comunes a la producción de ambos bienes o servicios de modo tal
que la producción simultánea de los mismos resulta menos costosa que su producción
separada. En el ejemplo de la empresa telefónica es claro que el equipamiento y las
instalaciones, así como los costos fijos de facturación y cobranza pueden ser
aprovechados para los dos tipos de servicios (llamadas locales y de larga distancia).
Lo expresado previamente muestra con claridad la importancia de las economías de
alcance ya que ellas no solo inciden en la conveniencia de promover la diversificación
horizontal sobre la producción de cierto conjunto de bienes o servicios, sino que
también tienen una influencia decisiva sobre los rendimientos a escala globales de una
actividad multiproducto.
 Economías de escala y alcance y la subaditividad de costos
A diferencia de las industrias uniproducto, en el caso multiproducto los rendimientos a
escala globales no constituyen por sí solos una condición suficiente para la
subaditividad de la función de costos y, por tanto, para el monopolio natural. Sin
embargo, la existencia simultánea de rendimientos crecientes específicos de cada
producto y de economías de alcance, para todos los niveles de producción, constituye
una condición suficiente para dicha subaditividad (22), es decir, para el monopolio
natural. Recuérdese que SG>1 no requiere dicha simultaneidad; ello podía ocurrir aun
sí Si1, cuando las economías de alcance fuesen suficientemente fuertes. En suma
puede afirmarse lo siguiente:
(15)SG>1 no Subaditividad pero { Si>1 y Sa>0,  i , X>0}  Subaditividad
1.3. Las características de las funciones de costos y la estructura de una industria
Es claro que claro que todas las nociones de economías de escala, así como las de
economías de secuencia y alcance que pueden caracterizar a la función de costo de
una cierta actividad (uni o multiproducto) permiten definir, a través de su conocimiento
empírico, cuál es la estructura mas eficiente para organizar institucionalmente (en
términos de número y tamaño de las unidades productivas) esa actividad.
Así por ejemplo, si se considera la actividad de abastecimiento eléctrico en un
determinado país, las características tecnológicas de la función de costos de esa
actividad y el tamaño total del mercado a abastecer, resultan de suma importancia para
determinar o no la conveniencia de abandonar el monopolio estatal previamente
prevaleciente (estructura muy frecuente en la mayor parte de los países de América
Latina y el Caribe) por una estructura segmentada verticalmente y con una atomización
en la generación o, al menos, la apertura a la entrada de generadores independientes.
Por supuesto, el tamaño absoluto del mercado es un dato complementario
indispensable ya que el mismo determina el rango de niveles de producción a los
cuales hay que analizar las características de la o las funciones de costos.
Según se verá en una sección posterior (Capítulo IV), los avances tecnológicos que se
han ido incorporando a la generación térmica de electricidad (Turbinas de Gas y Ciclos
Combinados) han dado lugar a una importante atenuación de los marcados
(22)
E.E.Bayley, A.F.Friedlaender “Market structure and multiproduct industries” .
27
rendimientos crecientes a escala que venía mostrando la función de costos de largo
plazo de esa actividad hasta principios o mediados de los años 70. Este hecho
tecnológico, junto con una series de otros cambios registrados en el contexto
económico mundial, facilitó e impulso la introducción de ciertos cambios institucionales
y regulatorios que suelen englobarse bajo la denominación de reforma.
Mas allá de cualquier consideración relativa a la evaluación de tales reformas, tema
que escapa al alcance de estas notas, lo cierto es que ese cambio en las
características de la función de producción pudo significar, según los casos, un cambio
en lo que se refiere a la estructura más adecuada para organizar la industria eléctrica
dentro de las nuevas condiciones tecnológicas.
Es posible que en mercados eléctricos de gran tamaño, la apertura al ingreso de
generadores independientes pueda ser, dentro de ciertas condiciones, beneficioso en
términos de disminuir el costo de abastecimiento. Si en cambio se trata de mercados
de tamaño reducido (por ejemplo, una demanda de potencia de entre 500 y 3000 MW),
las funciones de costos de largo plazo pueden todavía mostrar rendimientos a escala
significativamente crecientes como para justificar la no conveniencia de una apertura
total del mercado y la posible presencia de economías de secuencia y de alcance,
parecieran recomendar el mantenimiento del monopolio estatal verticalmente integrado.
Otro ejemplo se relaciona con la tendencia, que se observa mundialmente, de aglutinar
en una sola empresa o grupo económico la prestación de diversos tipos de servicios
públicos, especialmente aquellos que se abastecen por redes (electricidad, gas natural,
telefonía, agua potable, cables de TV). Es claro que uno de los factores que impulsan
esta tendencia hacia nuevas formas de organización institucional del abastecimiento de
esos servicios es la fuerte presencia de economías de alcance.
Dentro de la teoría microeconómica se define el concepto de eficiencia productiva,
relativo al ámbito de la empresa, como aquella situación en la que se obtiene un
máximo nivel de producción a partir de un conjunto de recursos dados o el mínimo de
costo para cierto nivel de producción. Es decir que la eficiencia productiva se refiere a
la relación recursos-producto dentro de una empresa.
Por otra parte, dentro de la teoría microeconómica neoclásica se define la eficiencia
asignativa, como aquella asignación de recursos entre actividades productivas que es
compatible con una situación de óptimo de Pareto. Ese concepto de eficiencia, que
corresponde al ámbito de la economía como un todo, constituye la referencia normativa
para la teoría de la regulación y la política económica de esa filiación doctrinaria.
De acuerdo con las consideraciones previas es posible definir una tercera noción de
eficiencia: Eficiencia estructural de una industria.
Definición : La estructura (número, tamaño y grado de integración vertical y horizontal
de las empresas) de una industria se dice eficiente si no existe otra estructura que
pueda dar lugar a un menor costo de abastecimiento de los bienes que la misma
produce.
Como puede verse, este concepto de eficiencia se refiere claramente al ámbito de las
industrias o cadenas productivas de bienes y o servicios.
2 - Regulación de precios con criterios de costo
El objetivo principal de esta sección es discutir los criterios de regulación de precios de
servicios públicos en presencia de rendimientos crecientes a escala o, mejor aun, ante
28
la existencia de subaditividad de la función de costos. Tal como se ha expresado en
tales situaciones la estructura de mercado más eficiente (menores costos de
producción) es el monopolio natural. En tal caso se requiere de intervención regulatoria
para impedir que el productor se apropie de las cuasirentas de monopolio en
detrimento del bienestar de la comunidad.
Sin embargo, antes de entrar de lleno a ese tema se presentarán algunas
consideraciones relativas a la determinación de precios basados en criterios de costo y
la noción de precios subsidiados, que han de ser útiles para la discusión de la
disputabilidad de los mercados y la sustentabilidad del monopolio, temas que se tratan
en el próximo capítulo.
2.1 - Precios libres de subsidios (23)
A fin de simplificar la nomenclatura de exposición se considerará la función de costos
para una actividad o industria que produce dos bienes, es decir, C(X1,X2). En tal caso,
es claro que un vector de precios (P1, P2) tal que P1X1 + P2X2 = C(X1,X2) no asegura
que los mismos estén exentos de la existencia de subsidios. Es claro que aunque esa
condición se cumpla (de modo tal que la empresa productora recupere todos los castos
por medio de sus ingresos), puede ocurrir que uno de los dos bienes sea subsidiado a
costa de un mayor precio para el otro. Es por ello que, para asegurar la ausencia de
subsidios se requiere además de otro tipo de condiciones. Esas condiciones se
vinculan con el test de los costos incrementales. Ese test puede formalizarse a través
de la siguiente desigualdad:
(16)
Pi Xi  C(X1,X2) - C(k)
ik
i, k =1,2
donde C(k) representa el costo de producción aislada del bien k-ésimo, es decir, C(1)
=C(X1,0) y C(2) = C(0,X2). Entonces, puede enunciarse la siguiente definición
Definición : Un vector de precios (P1, P2) está libre de subsidios sí y solo sí se verifica
que P1X1 + P2X2 = C(X1,X2) y Pi Xi  C(X1,X2) - C(k) , con i  k (i, k =1,2).
Obsérvese que si se reemplaza la segunda condición, por ejemplo para el producto 1,
en la primera se tendría que
C(X1,X2) - C(2) + P2X2  C(X1,X2)

P2X2  C(2) = C(0,X2)
e idénticamente para el producto 1. Esto está indicando que, en general, el precio P2
del producto 2, requerido para cubrir los costos en el caso en que se lo produzca
conjuntamente con el producto 1 es menor que el que hace falta para cubrir el costo de
su producción aislada, haciendo de este modo que los consumidores resulten
beneficiados por la producción conjunta.
Así, por ejemplo, si una empresa realiza conjuntamente los servicios de distribución de
electricidad y de gas natural y sus ingresos cubren exactamente los costos totales de
abastecimiento conjunto de ambos servicios, la condición impuesta por el test de los
costos incrementales evitaría que los clientes de cada servicio subsidien a los usuarios
del otro servicio. Pero, al mismo tiempo, si la producción conjunta de ambos servicios
presenta economías de alcance (como es probable debido a ciertos costos que son
comunes: medición, facturación, cobranza), los consumidores aprovecharían de la
presencia de tales economías bajo la forma de precios más bajos, comparativamente al
(23)
D.F. Spulber op. cit. Capítulo 3
29
caso en que ambos servicios fuesen abastecidos por separado, con precios que
cubrieran los costos de la producción aislada.
2.2 - Criterios de distribución de costos comunes
Cuando se desea regular los precios en función de criterios de costo en las industrias
multiproducto, suele presentarse el problema de la asignación de los costos comunes
entre los precios de los diferentes productos. Existen muchos criterios realizar esa
asignación y se puede demostrar que, dentro de ciertas condiciones, los precios
determinados en base a ellos están libres de subsidios. A fin de mostrarlo, sea una
función de costos del siguiente tipo:
(17)
C(X1,X2) = F + V(X1,X2)
con F>0
y
V(0, 0) = 0
Si los costos variables correspondieran a una tecnología estrictamente separable, es
decir, V(X1,X2) = V(X1,0) + V(0,X2), entonces el problema se reduciría al de asignación
de los costos fijos F entre los dos bienes. En cambio, la función V(X 1,X2) exhibe una
complementariedad débil, el proceso de asignación reconoce dos etapas. En la primera
se realiza la distribución de los costos variable de manera de evitar subsidios cruzados;
es decir que, atendiendo a la definición expuesta en la sección anterior, hay que
determinar un vector (1, 2) tal que 1X1+2X2 = V(X1,X2) , 1X1 V(X1,0) y 2X2
V(0,X2). Es claro que si V(X1,X2) se caracteriza por una tecnología de producción
separable, las dos desigualdades anteriores se cumplirían como igualdades.
El segundo paso corresponde a la distribución de los costos fijos. Sean entonces f 1 y f2
tales que 0 fi  1 (i = 1,2) y f1+ f2 =1 y sean los precios (P1, P2) definidos del siguiente
modo:
(18)
Pi Xi = fi F+ i Xi
 i (i = 1,2)
entonces puede comprobarse que para todo par de ponderadores f 1, f2 que cumpla con
las condiciones indicadas, se verifica que el vector de precios (P1, P2) esta libre de
subsidios, de acuerdo con la definición dada en la sección precedente. En efecto,
P1 X1 = f1 F+ 1 X1  V(X1,X2) - V(0,X2)
y
P2 X2 = f2 F+ 2 X2  V(X1,X2) - V(X1, 0)
y
C(X1,X2) - C(X1,0) = V(X1,X2) - V(X1, 0)
pero
C(X1,X2) - C(0,X2) = V(X1,X2) - V(0,X2)
entonces resulta que
P1 X1  C(X1,X2) - C(0,X2)
P2 X2  C(X1,X2) - C(X1,0)
y
lo que confirma que los precios definidos de acuerdo con la expresión (18) están libres
de subsidios ya que además se verifica que
P1 X1 + P2 X2 = f1 F+ 1 X1 + f2 F+ 2 X2 = (f1 + f2)F + [1X1+2X2] = F +V(X1,X2) = C(X1,X2)
En la medida en que los i (i = 1,2) estén libres de subsidio, pueden elegirse
diferentes criterios para definir los ponderadores f i ; a continuación se detallan algunos
de los más usuales.
a) Criterio basado en la proporción de la producción de cada bien
30
En este caso, los fi se definen del siguiente modo:
(19)
fip = Xi / [X1+X2]
(i = 1,2)
Por supuesto, la aplicación de este criterio solo es viable en la medida en que las
cantidades producidas de los diferentes productos admiten la posibilidad de su
expresión en alguna unidad homogénea.
En tal caso los precios quedarían definidos a partir de
Pi = F / [X1+X2] + i
(i = 1,2)
b) Criterio basado en el ingreso relativo
De acuerdo con este criterio las fi de la manera siguiente:
(20)
fiY = Pi Xi / [P1 X1 + P2 X2]
(i = 1,2)
en cuyo caso, los precios libres de subsidios serían:
Pi = i [F +V(X1,X2)] / V(X1,X2)
(i = 1,2)
Este criterio presenta respecto del anterior la ventaja de no requerir una unidad física
de expresión común, que no siempre es posible, y por otra parte tiene le mérito de
tomar en cuenta el valor económico de los bienes en el mercado.
c) Criterio de distribución en base a los costos propios
Este criterio supone fijar
(21)
fiV = i Xi / V(X1,X2)
es decir, realizar la distribución de los costos fijos en base a la proporción de los costos
variables que, en el supuesto de una baja complementariedad técnica en la parte
variable de los costos, equivale a hacerlo en proporción al porcentaje de costos propios
de cada producto.
Este criterio de distribución de costos fijos implica que
Pi = F i / [1X1+2X2] + i = i [F +V(X1,X2)] / V(X1,X2)
(i = 1,2)
Llamativamente, este criterio da para los precios un resultado coincidente con el
correspondiente a la asignación en función de la proporción de ingresos.
2.3 - La regulación de precios en presencia de monopolio natural
Tal como se ha expresado en la Sección 1 de este capítulo, si una cadena productiva
determinada actividad o una actividad de la misma se caracteriza por tener una función
subaditiva de costos, la estructura más eficiente de abastecimiento (menores costos de
producción) es el monopolio natural. En tal caso, se requiere de la intervención del
Estado tendiente a proteger los intereses de los consumidores, en particular para
regular el precio de venta del bien o servicio considerado. En esta sección se discutirá
de manera simplificada los criterios para la regulación de precios de una actividad de
servicio público caracterizada por la presencia de un monopolio natural.
31
A los fines de precisar el marco teórico de referencia dentro del que se aborda el
problema, supóngase que ese monopolio se encuentra inmerso en una situación en la
cual todos los demás mercados de bienes y recursos productivos funcionan de acuerdo
con el modelo de competencia perfecta. Entonces, de acuerdo con la teoría del óptimo
paretiano, si la acción regulatoria estuviese guiada por el objetivo de asignación
eficiente de los recursos, la misma debería hacer que el precio de venta del
monopolista se fije a nivel del costo marginal de producción del bien o servicio
correspondiente.
Como es sabido, la igualación del costo marginal de cada bien con el respectivo precio
de mercado o, lo que es lo mismo, la igualación del valor de la productividad marginal
de cada recurso con el precio de mercado del mismo, constituyen las condiciones
necesarias para se verifique una situación de eficiencia asignativa (Óptimo global de
Pareto u “Óptimo Primero”).
La teoría tradicional del monopolio indica que, si el monopolista pudiera diseñar
libremente su conducta, trataría de maximizar su beneficio fijando su nivel de
producción en el punto en que el costo marginal de producción se iguala con el ingreso
marginal derivado de la venta de la misma, tal como lo indica la Gráfica 2. En tal
situación (nivel de producción X0) se verifica que
Cmg0 = IMg0 < P0
Es decir que, en tal situación, el precio de mercado del bien no está reflejando su costo
marginal de oportunidad y permitirá al productor la apropiación de cuasirentas de
monopolio.
Dentro del marco teórico de referencia explicitado previamente, el criterio regulatorio
orientado por el objetivo de eficiencia asignativa implicaría fijar el precio de venta del
bien o servicio al nivel del costo marginal de producción, es decir, en el punto P1 de la
Gráfica 2. Tal como se desprende de la gráfica, el precio regulado de este modo
implicarán una disminución de las cuasirentas apropiadas por el monopolista y los
consumidores se verán además beneficiados por un mayor nivel de oferta X1. En
consecuencia, y tal como lo señala la Teoría Económica de Bienestar, la intervención
regulatoria sobre la conducta del monopolio, permitiría restaurar las condiciones
necesarias para la asignación eficiente de los recursos (recuérdese que este mercado
era el único que se apartaba del comportamiento paretiano), lo que redundaría en una
mejora del bienestar de la sociedad.
Gráfica 2
Costos
Precios
CMg
CMe
P0
P1
D
IMg
X0
32
X1
Sin embargo, desde una perspectiva de largo plazo, la regulación del precio en base al
criterio estricto del costo marginal (P =CMg) puede resultar indeseable desde el punto
de vista del bienestar social o insostenible desde la perspectiva empresaria.
En efecto, si la función de costos de la empresa exhibe rendimientos decrecientes a
escala dentro del rango relevante (donde la disposición a pagar de los consumidores
supera los niveles de costo medio), la determinación del precio a nivel del costo
marginal no eliminaría el beneficio supernormal del monopolista que, de este modo,
estaría apropiándose de parte del excedente del consumidor (Gráfica 3(a)).
Gráfica 3
(a)
(b)
CMe
CMg
P
CMe
CMg
P
CMgLP
CMeLP
CMeLP
P0
CMgLP
X0
X
X0
X
Si por el contrario, la función de costos del monopolista se caracterizara por
rendimientos crecientes a escala (Gráfica 3(b)), la igualación del precio con el costo
marginal de largo plazo resultaría insostenible desde la perspectiva del productor, ya
que ese precio no le permitiría recuperar la totalidad de los costos. En tal caso la
tarificación a costo marginal estaría violando la restricción financiera de la empresa
En términos generales, la presencia de rendimientos crecientes a escala es la situación
más frecuente y relevante de monopolio natural, especialmente en ciertos eslabones
de las cadenas energéticas. Es por ello que los desarrollos posteriores se centrarán en
esa situación. Tal como se ha mostrado, aun cuando las condiciones (necesarias) de
asignación eficiente de los recursos indican que el precio debe ser fijado al nivel del
costo marginal, es necesario apartarse de esa regla regulatoria.
a) Las soluciones de “Segundo Mejor”
33
En la situación descripta previamente (un monopolio natural, debido a la existencia de
rendimientos crecientes a escala, en un contexto de competencia perfecta en todos los
otros mercados), la cuestión se centra en cómo definir los apartamientos respecto del
costo marginal. Sobre este tema existe una amplia literatura, desarrollada dentro del
marco tradicional de la llamada Teoría Económica de Bienestar (24)
A continuación se establecen con precisión, aunque de manera simplificada, los
principales resultados relativos a los apartamientos óptimos respecto del costo
marginal como criterios para la determinación de los precios del monopolio natural
dentro del marco teórico definido.
Supóngase entonces que X representa la cantidad del bien o servicio que produce el
monopolio, admítase además que las elasticidades cruzadas de la demanda de ese
bien son todas nulas y que dicho bien o servicio no admite reventa entre consumidores.
Se supone por otra parte que los consumidores con fuciones de utilidad U1,U2,
……..Um, han optimizado su comportamiento, es decir que han resuelto el problema:
(22)
Máx
UK = UK(X, ZK2,ZK3,…,ZKn)
k = 1,2,….,m
XK, ZK2,ZK3,…,ZKn
Sujeto a
PX XK+ P2ZK2+P3ZK3+…..+PnZKn= Yk
Puesto que, para los consumidores los precios (PX,P2,P3….,Pn) y el ingreso (YK ; k =
1,2,….,m ) están dados, una vez resuelto el problema (22), las funciones de utilidad UK
en el óptimo quedan en función de los precios y de los ingresos correspondientes, es
decir25
(23)
UK = UK(PX,P2,P3….,Pn, Yk)
Por otra parte, como resultado de esa optimización se verifica que
(24)
 UK /  PX = - XK [ UK /  Yk]
La expresión (24) se conoce como identidad de Roy.(26)
Con estos elementos, puede planterse el problema para la búsqueda del precio a
aplicar al monopolio, que se definirá como un apartamiento óptimo del costo marginal y
que será un óptimo de segundo mejor (ya que al apartarse el precio del costo marginal,
el óptimo primero = Óptimo de Pareto, ya no será posible). Si se simboliza con W =
W(U1, U2,……., Um) a la función de bienestar social, que expresa la importancia de los
diferentes miembros de la sociedad para el regulador, el problema de la determinación
del precio del monopolio puede plantearse de la siguiente manera:
(24)
(25)
(26)
W:J. Baumol, D.F. Bradford, “Optimal departures fron Margial Cost pricing” The American Economic Review , Vol
60, Junio 1970. M.Boiteux (1956), op.cit. M.S.Feldstein “Distributional Equity an The Optimal Structure os Public
Prices” The American Economic Review, Vol 62, Nº1, marzo 1972. Y. NG, M. Wisser, “Optimal Pricing with
Budget Constrint: the case of Two-part tariff”, Review of Economic Studies, vol 41, julio 1974. R. Rees “Second
Best Rules of Public Pricing”, Economica NS, Vol 35, agosto 1968. J.Wiseman, The Theory of Public Utility
Price: An Empty Box”, Oxford Economic Papers, febrero 1957. Para un análisis crítico de este tipo de enfoques,
véase H.Pistonesi, “Precios y Tarifas de la Energía: un análisis de las propuestas marginalistas”, IDEE, 1986.
Esto es así ya que, en el óptimo, tanto X como cada una de las Z Kj (j = 2,3,…,n) quedan en función de los precios
y el ingreso; por tanto, reemplazando los valores de estas variables en la correspondiente función de utilidad se
obtiene la expresión (23).
Esto puede deducirse fácilmente a partir de la función de Lagrange en el óptimo del problema (22). En efecto,
siendo L= UK(PX,P2,P3….,Pn, Yk) -  [PX XK+ P2ZK2+P3ZK3+…..+PnZKn- Yk], se deduce que
L /  PX=  UK /  PX -
 XK = 0
y
L / Yk =  UK/ Yk +
34
=0 
 UK /  PX = -XK  UK/ Yk.
W = W(U1, U2,……., Um)
Máx
(25)
PX
Sujeto a
X PX - C(X) = M
Donde M, que puede ser negativo o nulo, simboliza los fondos públicos que deberá o
no aportar el Estado según que el ingreso del monopolista (X PX) iguale o sea inferior a
su costo total de producción C(X). Entonces, partiendo de la función de Lagrange
L(PX , ) = W(U1, U2,……., Um) + [X PX - C(X) - M]
donde todas las UK y X dependen de PX. Entonces, las condiciones necesarias de
óptimo serán
L/  PX = k [(W/  UK) ( UK/ PX]+ {X + PX (X/  PX) - [C(X) /X] (X/ PX)}
=0
L/  = [X PX - C(X) - M] = 0
Entonces, teniendo en cuenta la expresión (24) y sustituyéndola en la primera de las
ecuaciones anteriores, donde además se saca factor común X, se obtiene:
- k [XK(W/  UK) ( UK /  Yk)] + X {1 + (X/ PX) (PX/X) - [C(X)/X](1/PX)(X/ PX) (PX/X) }
Es decir que, haciendo W K = (W/  UK), K = ( UK /  Yk) y K = -(X/ PX) (PX/X),
reordenando términos se obtiene
1 - (1/) k (XK / X) W K K = K [1 - (CMg/ PX)]
Por último, haciendo
(25)
RX = k (XK / X) W K K
se obtiene la expresión final
(26)
(PX - CMg) / PX = (1/K) [1 - (RX /)]
que define el apartamiento óptimo del precio PX respecto del costo marginal.
La interpretación conceptual de la expresión (26) requiere de la clarificación previa del
significado de RX. Dentro de la definición de PX, W K = (W/  UK) puede interpretarse
como la importancia que el regulador atribuye al bienestar del consumidor k; por otra
parte, es claro que K = ( UK /  Yk) representa la utilidad marginal del ingreso para el
consumidor k.
Si se admitiera por un momento que el regulador atribuye la misma importancia al
bienestar de los diferentes consumidores, se podría hacer WK = 1 para todo k
(k=1,2,….,m) y entonces se tendría que
35
(27)
RX = k (XK / X)
K
Puesto que (XK / X) expresa la proporción de la cantidad demanda por el consumidor k
respecto de la cantidad demanda total del bien, sí el mismo abasteciera necesidades
muy básicas, la demanda de los más pobres representaría una proporción significativa
del total y los K correspondientes a esos consumidores serían también muy altos. En
cambio si el bien considerado fuera un bien de lujo, la mayor proporción del mismo
sería demandada por los ricos pero, en ese caso, los K correspondientes serían muy
bajos.
Consecuentemente si el kerosene (Q) fuese demandado principalmente por los
consumidores pobres y la gasolina (G) se utilizara exclusivamente para el transporte
individual de personas, entonces se tendría que
RQ >> RG
Es decir entonces que RX traduce las características distributivas del bien abastecido
por el monopolista.
Por otra parte,  = dW* / dM (donde W* representa el valor óptimo de W) expresa el
valor de escasez o el costo de oportunidad de los fondos públicos (que deberían ser
entregados a la empresa para cubrir el déficit en la situación presentada en la Gráfica 3
(b)).
En consecuencia, el cociente (RX / ) traduce la contradicción entre las consideraciones
distributivas y el aprecio por los fondos públicos. Además, la presencia del valor
absoluto de la elasticidad precio de la demanda del bien considerado (K), como divisor
en el segundo miembro de la expresión (26), está indicando que el apartamiento del
precio respecto del costo marginal deberá ser tanto mayor cuanto más inelástica al
precio sea la demanda del mencionado bien.
En el caso particular en que el valor de RX fuese uno, la expresión (26) se reduciría a
(28)
(PX - CMg) / PX = h (1 /K)
siendo h = [1 - (1/ )] (27)
La relación (28) es conocida dentro de la literatura como regla de Ramsey-Boiteux. A
partir de ella puede interpretarse con claridad la relación entre los apartamientos
óptimos del precio respecto del costo marginal y el valor absoluto de la elasticidad
precio de la demanda del bien. Si, por ejemplo, se considerara el caso de la
distribución de electricidad en los mercados residencial (H) e industrial (I), donde podría
admitirse que H << I ; suponiendo (por razones de simplificación) un mismo nivel
para el costo marginal de abastecimiento, se tendría que PH>PI del modo que se
muestra en la Gráfica 4.
(27)
Obsérvese que h es una función creciente de
.
36
Gráfica 4
(a)
(b)
DI
PH
DH
PI
CMg
XH
XI
X
Esos precios estarían determinados de modo que
[PH XH + PI XI] - C(X0) = M
siendo
XH + XI = X0
La regla de Ramsey-Boiteux ha sido de muy vasta aplicación tanto dentro de la
literatura referida a la determinación de los precios de los servicios públicos,
especialmente en la tarificación eléctrica.
Sin embargo, volviendo a la consideración de las cuestiones distributivas, reflejadas en
RX, debería plantearse la pregunta de cuál es el significado de suponer que
(29)
RX = 1
es decir, de utilizar la difundida regla de Ramsey-Boiteux en lugar de la expresión (26)?
Puesto que RX = RX = k (XK / X) W K K (siendo k (XK / X)), la hipótesis (29) implica
que
(30)
WK K = 1
 k = 1,2,……,m
Pero, en tal caso, sería
(31)
WK = (1 / K )
Puesto que el valor de K es mucho mayor para los consumidores pobres que para los
ricos, la expresión (31) estaría indicando que si se utilizara la regla de Ramsey-Boiteux
para determinar el precio del bien (por ejemplo, electricidad) ello significaría que el
regulador estaría atribuyendo mayor importancia al bienestar de los consumidores ricos
en detrimento de los pobres.
Puede afirmarse entonces que, desde el punto de vista distributivo, la regla RamseyBoiteux tiene carácter regresivo. Para recuperar la consideración de las cuestiones
distributivas hay que volver a la expresión (26), donde RX toma en general valores
distintos de la unidad. Así, por ejemplo, si el regulador atribuyera la misma importancia
al bienestar de todos los consumidores, es decir si W K = 1 para todo k, el valor de RX
37
traduciría únicamente las características distributivas del bien considerado. Esto es, si
se trata o no de un bien que abastece necesidades básicas.
A fin de ejemplificar lo expresado, considérese un monopolio que abastece electricidad
y que pretende determinar las tarifas para el sector residencial considerando dos
grupos de consumidores: de aquellos que utilizan ese energético únicamente para usos
considerados socialmente como básicos (GB) y de los que utilizan la mayor parte de la
electricidad en usos que pueden ser considerados como suntuarios (GS) (28). Sean XB y
XS respectivamente las cantidades demandadas de electricidad de los grupos GB y GS.
Se trata entonces de determinar las tarifas eléctricas para uno y otro grupo de
consumidores, atendiendo al mismo tiempo que la presencia de rendimientos
crecientes a escala hacen que sea necesario que tales precios se aparten del Costo
Marginal de producción de modo tal que se atienda a la restricción financiera.
En tal caso, el problema de determinación de las tarifas del monopolio eléctrico para el
mercado residencial así conformado podría plantearse del siguiente modo:
W = W(U1B, U2B,……., UrB, U1S, U2S, ..., UqS)
Máx
(32)
PXB, PXS
Sujeto a
Siendo
XB PXB + XS PXS - C(X) = M
X B + XS = X
La solución de este problema arroja dos expresiones semejantes a la relación (26), es
decir
(PXB - CMg) / PXB = (1/KB) [1 - (RXB /)]
(33)
y
PXS – CMg / PXS = (1/XB) [1 – (RXS//)]
(34)
Donde
RXB = k (XKB / XB) W KB KB
RXBS = k (XKS / XS) W KS
KS
De acuerdo con la caracterización de los grupos de consumidores GB y GS, es evidente
que
RXB >> RXS
En consecuencia, para un nivel dado de ,
(28)
A fin de simplificar el tratamiento matemático se supone que este último grupo utiliza la electricidad
exclusivamente en usos suntuarios.
38
(1 – [RXB/]) << (1 – [RXS/])
de modo tal que, si se considera un nivel aproximadamente constante para el Costo
Marginal en el entorno del nivel de abastecimiento total al mercado residencial, podría
representarse gráficamente la situación que traducen las expresiones (32) y (34) del
modo que se representa en el Gráfica 5.
Gráfica 5
PXS
DS
CMg
PXB
DB
XB
XS
Es claro que PXB podría situarse tanto por encima como por debajo del CMg; pero no
cabe duda acerca de que el mayor peso de contribución para cubrir la restricción
financiera habrá de recaer sobre los consumidores del Grupo GS. Esto sería así, aún
admitiendo que el bienestar de todos los consumidores tendría el mismo peso para el
regulador, es decir,
WBk = WSh = 1
b) Planteo más general de las soluciones de “Segundo Mejor”
Los resultados obtenidos en la sección anterior han sido deducidos dentro de
condiciones extremadamente simplificadas. En particular se consideró que la actividad
controlada por el monopolio ofrece un solo bien y que las elasticidades cruzadas de
dicho bien son todas nulas.
Si se admitiera en cambio que el monopolista ofrece dos tipos de bienes (Vgr.
Electricidad y Gas Natural) que están relacionados en demanda (elasticidades
cruzadas no nulas), la forma de las soluciones obtenidas previamente sería mucho más
compleja.
En efecto, si se mantienen los demás supuestos (competencia perfecta en todos los
mercados de bienes y recursos) y se considera la situación en la que el monopolio
oferta dos bienes (en condiciones tales que la función de costos fuera subaditiva)
cuyas cantidades se representan por X1 y X2, entonces, el problema que enfrenta el
39
regulador en la determinación de los precios de ambos bienes podría plantearse de la
siguiente manera:
Máx. W = W (U1 ... Um)
P1, P2
Sujeto a
X1 P1 + X2 P2 - C (X1 X2) = M
En tal caso la forma de las soluciones sería la siguiente:
(35)
(P1-CMg1) / P1 = 1 (1 – R1 / ) + 21 (1 – R2 / )  /  1 2 - 12 21 
(36)
(P2-CMg2) / P2 = 2 (1 – R2 / ) + 12 (1 – R1 / )  /  1 2 - 12 21 
donde:

E1 y E2 son los valores absolutos de las elasticidades precio de los bienes 1 y 2
respectivamente

12 = 21 P1 X1,
P2 X2
siendo 21 la elasticidad cruzada de la demanda del
bien 2 respecto del precio del bien 1

21 = 12 P2 X2,
P1 X1
siendo 12 la elasticidad cruzada de la demanda del
bien 1 respecto del precio del bien 2
Del análisis de las expresiones (35) y (36) se desprende que:
i)
Si 12 y 21 fuesen nulas (es decir que los bienes 1 y 2 no tienen relación en
demanda) tales expresiones tendrían la forma de la relación (26)
ii)
Si sólo se relaja el supuesto de elasticidades cruzadas nulas, la utilidad de las
soluciones de “segundo mejor” se reduce considerablemente debido a mayor
complejidad a los fines de la aplicación práctica. Resulta poco probable en la
práctica concreta que el regulador tenga la información suficiente para estimar
1 , 2, 12 y 21.
c) El abandono del supuesto de contexto competitivo
Es claro que la validez de la superioridad de las soluciones regulatorias basadas en el
criterio del Costo Marginal está fundada en el supuesto según el cual los monopolios
naturales cuyos precios deben ser regulados se desenvuelven en un contexto en el
cual todos los demás mercados de bienes y recursos funcionan de acuerdo con el
modelo de la competencia perfecta.
Teniendo en cuenta la fuerte y creciente oligopolización de los mercados que se
observa en las economías concretas, aquel supuesto resulta poco funcional a la
40
búsqueda de soluciones prácticas concretas para orientar la acción de los entes
reguladores de las empresas de servicios públicos.
Sin embargo, con la eliminación de aquel supuesto se desvanece la pretensión de
hacer depender los criterios de determinación de los precios de las actividades
reguladas de la promoción de la asignación eficiente de los recursos.
De tal forma, el uso de los criterios basados en el costo marginal se vuelven mucho
más controversiales. Ya no se podría hablar de asignación eficiente de los recursos,
tampoco podría afirmarse que el uso de ese criterio asegura que el abastecimiento de
los bienes sujetos a regulación se realice en función de condiciones de eficiencia
asignativa. Por otra parte, es claro que en la realidad concreta, la protección de los
intereses de los consumidores está mucho más vinculada con la eficiencia productiva
de las empresas reguladas y con la distribución de las mejoras de productividad entre
esas empresas y sus clientes, que con la eficiencia asignativa, que tiene un carácter
mucho más etéreo y una fuerte dependencia de un modelo teórico altamente
restrictivo.
Dentro de la literatura más reciente en materia de regulación se abren dos vías de
superación de ese enfoque tradicional de la Teoría Económica del Bienestar. Por una
parte, la Teoría de los Mercados Disputables que pretende generalizar los resultados
basados en el modelo de competencia perfecta a al situación en que se admite la
existencia de rendimientos crecientes a escala, enfatizando la importancia de la
competencia potencial (tema que se desarrollará en el próximo capítulo). Por otra
parte, se ha puesto especial énfasis en la regulación por incentivos, cuya principal
preocupación es la eficiencia productiva y la transferencia de sus mejoras a los clientes
de las empresas reguladas. Dentro de esta misma línea pueden incluirse las
propuestas de considerar la competencia por el mercado cuando la competencia en el
mercado no resulta viable, sobre todo debido a existencia de monopolios naturales (se
volverá sobre estos temas en el Capítulo V).
Anexo al Capítulo III:
Los Costos Económicos en las Industrias
Energéticas
1 - Introducción
Las transformaciones introducidas en la organización y funcionamiento de las industrias
energéticas han implicado cambios sustanciales en la naturaleza de los procesos de
decisión relativos a la operación y a las inversiones de expansión de los sistemas y, con
ello, en el rol desempeñado por el Estado en la planificación o coordinación de ese tipo de
decisiones.
41
La separación de los roles empresariales y regulatorios en la esfera pública junto con la
creciente presencia de actores privados (o de actores públicos de derecho privado), ha
dado lugar a procesos mucho más descentralizados para las decisiones de inversión. Por
otra parte, la aceptación de modelos regulatorios que enfatizan la posibilidad y
conveniencia de introducir mecanismos competitivos en ciertos eslabones de las cadenas
energéticas, han ampliado el ámbito de esas decisiones descentralizadas al plano de la
fijación de los precios de los energéticos.
En consecuencia, dentro de las nuevas condiciones, la naturaleza y el rol de la
planificación energética, como instrumento privilegiado para la coordinación de la
asignación de recursos dentro de los sistemas energéticos, debe cambiar
considerablemente.
Pero, más allá de la naturaleza de esos cambios en las modalidades de la planificación
sectorial, es claro que, dadas las características específicas de las industrias energéticas
(29)
, resulta imprescindible que el Estado mantenga sus acciones tendientes a orientar y
coordinar la asignación de recursos en el sistema energético, complementado a los
mecanismos de mercado y a las decisiones descentralizadas de los actores empresarios
(públicos o privados) en función de los intereses globales nacionales.
No cabe duda que las mencionadas características hacen que las condiciones de
funcionamiento de los mecanismos de mercado se alejen considerablemente de las
correspondientes al modelo ideal de la competencia perfecta. En consecuencia, resulta
muy poco probable que las señales de precios reflejen de modo adecuado los costos
sociales de oportunidad de los diferentes recursos energéticos, y es por ello que se
requiere de una acción complementaria del Estado, tanto para orientar la asignación de
los recursos como para proteger los legítimos intereses de la población.
En ambos planos, el conocimiento de los costos económicos de producción en los
diferentes eslabones que integran las cadenas energéticas constituye un elemento
esencial para definir instrumentos de política energética compatibles con aquella función
de orientación y coordinación e incluso, con las acciones supletorias que el Estado debe
realizar para asegurar el suministro energético.
2 - Costos estimados en base a precios de mercado o a precios de cuenta
Una vez admitida la necesidad de proceder a la estimación de los costos económicos de
las actividades productivas energéticas como instrumento de la planificación integral del
sector, se plantea el interrogante referido a si tales costos deben ser calculados en base a
precios de cuenta o a precios de mercado de todos los recursos insumidos en dichas
actividades.
La necesidad de recurrir a los precios de cuenta resulta del reconocimiento de que las
condiciones de funcionamiento de los mercados concretos muestran serios apartamientos
de las correspondientes al modelo ideal de la competencia perfecta que, dentro de ciertos
(29)
Entre tales características se destacan: la alta intensidad de capital y lenta maduración de las inversiones; el
carácter esencial de la energía para las actividades productivas y la calidad de vida de la población, lo que
convierte a la seguridad del suministro en un elemento estratégico; el uso de recursos naturales de propiedad
social; la presencia predominante de oligopolios y monopolios naturales; los fuertes impactos ambientales del
sector. A todos estos aspectos se agrega en algunos países como Colombia la fuerte influencia del sector
energético en el desempeño de la economía nacional, tanto por su impacto en el nivel de actividad como por el
aporte de divisas.
42
supuestos, conduce a precios de eficiencia económica compatible con el óptimo global en
la asignación de los recursos de que dispone una sociedad.
Es ampliamente conocido que, de acuerdo con el modelo teórico neoclásico, tales precios
son coincidentes con los costos marginales de oportunidad y reflejan las escaceses
relativas de los diferentes recursos productivos y, por tanto, de los bienes que con ellos se
producen.
Sin embargo, en la práctica resulta imposible "reconstruir" ese conjunto de precios de
eficiencia. Es por ello que en la literatura referida a los métodos (de Costo-Beneficio) para
la evaluación económica de proyectos se proponen diferentes aproximaciones a aquellos
precios de cuenta. Los métodos más recomendados para el cálculo de esos precios de
cuenta se basa en el uso de los precios de frontera, de manera directa para los bienes
comercializables y de modo indirecto para aquellos que no lo son.
Este enfoque parte de suponer, de modo más o menos explícito, que los precios
internacionales constituyen una buena aproximación a los precios de eficiencia o que, en
todo caso se determinan en condiciones más cercanas a las del modelo ideal de la
competencia perfecta que los que resultan de los mercados internos de los países en
desarrollo afectados por múltiples interferencias y distorsiones de toda naturaleza.
Es claro que escapa al alcance de estas notas realizar un análisis pormenorizado de este
tipo de metodologías de determinación de precios de cuenta, que incluso se han
planteado como base la determinación de los precios de las diferentes fuentes de energía
en los países de desarrollo desde una perspectiva sectorial integrada (30).
Lo que interesa discutir aquí son los fundamentos mismos de ese tipo de metodologías.
En primer lugar es importante señalar que un procedimiento riguroso para la
determinación de los precios de cuenta para una economía dada requeriría de la
existencia de una función social de bienestar y de un conjunto de restricciones ligadas con
las funciones de producción y la disponibilidad de los recursos (31). Es evidente que, si
fuera posible la definición de esa función social de bienestar ello requeriría del uso de
juicios de valor acerca del bienestar relativo de los componentes de la sociedad
(afectando o no la distribución de la riqueza). También es obvio que cualquier
modificación que se introduzca en esa función o en la definición de las restricciones,
implicaría un cambio en los precios de cuenta o de eficiencia resultantes. Esto significa
que la noción de "asignación eficiente de los recursos" tiene un carácter esencialmente
político (debido a esos juicios de valor) y guarda una fuerte dependencia de las
condiciones internas de producción y de la dotación de recursos a nivel nacional.
Aún cuando la realización de un ejercicio de este tipo resulta prácticamente imposible
debido a la gran complejidad política y técnica, la sola enunciación de las características
de su planteo pone en evidencia el verdadero significado de ese tipo de precios.
En segundo término, es importante remarcar que resulta muy difícil compatibilizar la
metodología de estimación de los precios de cuenta basada en el uso de los precios de
frontera con el fundamento teórico provisto por la teoría neoclásica del equilibrio general o
con el tipo de óptimo planteado precedentemente. Dicha compatibilidad supone poder
demostrar que los precios internacionales constituyen una aproximación aceptable a los
"precios de eficiencia" del modelo ideal de la competencia perfecta. Esto a su vez implica
(30)
(31)
Véase por ejemplo M. Munasinghe, "An Integrated Framework for Energy Pricing in Developing Countries". The
Energy Journal, Vol. 1 Nº 3, 1980. Una exposición más detallada sobre el uso de los precios de frontera para la
determinación de los precios de los energéticos está contenida en H. Pistonesi "Precios y tarifas de la energía. Un
análisis de las propuestas marginalistas", IDEE, 1987.
Además todas esas funciones deben tener forma matemáticamente apropiadas de concavidad y convexidad.
43
la total integración y ausencia de fenómenos de poder en los mercados mundiales e,
indirectamente, la total apertura de las economías nacionales.
Sin embargo, esta imagen contrasta notablemente con la presencia predominante de
estructuras oligopólicas u oligopsónicas y de precios que en muchos casos incluyen
beneficios supernormales bajo la forma de rentas o cuasirentas de carácter monopólico.
En función de ello, la posibilidad de reconciliar los precios de cuenta derivados de este
tipo de métodos no parece tener fundamentos serios.
En tercer término, los precios internacionales tienden a reflejar condiciones de producción
o de dotación de recursos y de demanda (patrones de consumo y distribución del ingreso)
que difícilmente habrán de corresponderse con las condiciones imperantes en una
economía en vías de desarrollo y por tanto no resulta claro en qué sentido puede
considerarse que los precios de cuenta definidos en función de esta metodología habrán
de constituir señales más adecuadas para la asignación de los recursos a nivel nacional.
No cabe duda que las crecientes tendencias hacia la globalización de los mercados ha
provocado un progresivo acercamiento de los precios internos de los bienes
comercializables a los precios de frontera. Sin embargo, es claro que este fenómeno de
globalización es impulsado simultáneamente por los grandes grupos económicos
transnacionales que, a través de ese fenómeno, pueden optimizar sus operaciones sobre
el espacio mundial, y por el auge de las políticas neoliberales impulsadas por los
gobiernos nacionales.
Sin embargo, ello no significa que estas tendencias habrán de ser beneficiosas para los
países en vías de desarrollo.
También es cierto que, dentro de ese contexto de creciente globalización resulta de
particular importancia la comparación de los costos internos de producción (calculados en
base a los precios de los mercados domésticos) con los precios de frontera a fin de
examinar el grado de competitividad de bienes producidos internamente. Pero, esto
significa que los precios de frontera constituyen variables que deben ser tomadas en
cuenta como indicadores de referencia, pero que los elementos fundamentales para
reflejar las condiciones de producción y las dotaciones relativas de recursos a nivel
interno (así como las características de la demanda social y la distribución del ingreso)
viene dada por los precios domésticos. Es claro que estos últimos están afectados por
una serie de "imperfecciones" e interferencias pero, tampoco podría afirmarse
válidamente que los precios internacionales están totalmente libres de dichas
imperfecciones.
En suma, dada la naturaleza del problema resulta totalmente imposible demostrar la
superioridad de cualquier solución para la búsqueda de precios de cuenta que permitan
inducir una asignación "eficiente" de los recursos , especialmente si además se tiene en
cuenta que esa noción encierra necesariamente el uso de juicios de valor.
En función de ello parece más importante, desde la perspectiva de comparaciones de
costos en términos relativos, que en el cálculo de dichos costos se adopten criterios
metodológicos razonablemente uniformes que esta discusión acerca de la utilización de
precios del mercado interno o ese tipo de precios de cuenta, que además suponen otra
serie de dificultades en sus procedimientos concretos de estimación (32).
En consecuencia parece preferible optar por el uso de los precios de mercado, apelando
a los precios de importación únicamente cuando constituyan un costo efectivo, ya sea
(32)
La clasificación de los bienes en comercializables o no; la necesidad de recurrir a matrices de tipo insumo-producto
para los bienes no comercializables; de trabajo, etc., las dificultades relativas a la segmentación del mercado.
44
dentro del horizonte adoptado para el cálculo de costos o en un plazo mayor si resulta
necesario para considerar el punto temporal de agotamiento de la disponibilidad interna
de recursos no renovables.
Sin embargo, en el caso de los energéticos que sean claramente comercializables resulta
importante determinar los precios de frontera que sean relevantes, tanto por su
significación como costos de oportunidad a nivel microeconómico-empresario, como para
examinar el grado de competitividad de las correspondientes actividades productivas
desde la perspectiva sectorial global.
3.
Costos económicos medios y marginales. Corto y largo plazo
El costo económico total de un bien puede definirse teóricamente como el agregado del
valor de todos los recursos indispensables para su producción evaluados en función de su
costo social de oportunidad.
Las principales dificultades para el cálculo de costos económicos totales que respondan a
esta definición se relacionan con la forma de determinar cuáles son los recursos
indispensables para un determinado nivel de producción (aspecto ligado con la eficiencia
productiva) y con la posibilidad de establecer el costo social de oportunidad de tales
recursos (cuestión que se vincula con el conocimiento de una función social de bienestar,
con la tecnología utilizada y con la dotación del conjunto de recursos requeridos para la
producción).
El primer tipo de problemas puede resolverse razonablemente apelando a la
consideración de patrones estándar para el uso de los recursos en función de una técnica
determinada de producción.
En cambio, el segundo tipo de dificultades tiene un carácter mucho más complejo y no
resulta posible darle una solución completamente satisfactoria en la práctica. En primer
lugar porque cuando se abandonan los supuestos teóricos (contradictorios con las
condiciones concretas) que permitan equiparar los costos de oportunidad
microeconómicos con los correspondientes al nivel global, no pueden utilizarse lícitamente
los primeros como una adecuada indicación de los segundos. Por otra parte, ya se han
discutido en la sección anterior los problemas insalvables que supone la reconstrucción
de los precios de eficiencia para bienes y recursos.
Pero, más allá de estas dificultades lo que importa discutir aquí es el tipo de costos
económicos (medio o marginal, de corto plazo o de largo plazo) que resulta pertinente en
función de las acciones de orientación y coordinación de la asignación de recursos en el
sector por parte de las autoridades públicas.
De acuerdo con la teoría microeconómica neoclásica es conocido el resultado según el
cual la asignación eficiente de los recursos requiere que en todas las actividades
productivas se igualen los costos marginales con los precios.
Pero esa condición equivale a requerir la existencia de competencia perfecta en todos los
mercados o a un comportamiento igual al de un competidor atomizado en aquellos casos
donde no se verifique la condición de competencia perfecta.
Dadas las características de funcionamiento de los mercados en las economías
concretas, que se apartan de modo muy significativo de aquel modelo ideal resulta muy
difícil sostener válidamente la superioridad del costo marginal como indicador para
orientar la asignación de los recursos. Por otra parte, las soluciones que se derivan de la
teoría del "segundo mejor" que intentan deducir apartamientos óptimos a partir del costo
45
marginal, además de adoptar formas extremadamente complejas, si se pretende
incorporar al menos los elementos más relevantes del comportamiento concreto de los
mercados, suponen problemas metodológicos vinculados con cierta circularidad en el
planteo (33).
Desde una perspectiva teóricamente rigurosa, la preponderancia del costo marginal como
indicador de costo económico se deriva de los desarrollos teóricos referidos previamente.
Sin embargo, en ciertas cadenas productivas (especialmente en el caso de la electricidad)
es usual recurrir a modelos de equilibrio parcial, traducidos bajo la forma de modelos de
optimización (usualmente de programación lineal), ya sea para la operación (despacho
económico de cargas) y/o para la expansión del sistema (plan de equipamiento), que
proveen precios de cuenta asociados a las soluciones óptimas. Tales precios de cuenta
pueden ser interpretados como costos marginales de corto (optimización de la operación)
o de largo plazo (optimización de la expansión), cuyos niveles habrán de depender, como
es sabido, de la naturaleza de la función objetivo utilizada, de la forma de establecer las
restricciones del problema y de los parámetros de contorno que se toman como datos
(por ejemplo, los precios de los recursos utilizados en el proceso que se pretende
optimizar).
Más allá de la forma de plantear la función objetivo y las restricciones en ese tipo de
modelos es claro que el carácter parcial de los mismos no garantizan que esos precios de
cuenta o costos marginales constituyen necesariamente una solución superior desde el
punto de vista de la asignación "eficiente" de los recursos, ya que las condiciones de
contorno contienen precios que no pueden ser calificados como precios de "eficiencia".
Por otra parte, es sabido que en presencia de rendimientos crecientes a escala, el criterio
del costo marginal no asegura la viabilidad financiera de las unidades productivas ya que,
al situarse dicho costo debajo del costo medio correspondiente no permite que se puedan
recuperar todos los costos que supone la actividad productiva que tenga ese tipo de
características. En consecuencia, la consideración de los costos marginales en tales
circunstancias requiere la definición de ajustes que permitan asegurar la viabilidad
financiera de las empresas que se desenvuelven en la industria (34).
Es claro que la consideración de los costos medios como indicadores de costo económico
evita esta última dificultad y tiene la ventaja de reflejar el nivel del costo de abastecimiento
incluyendo la totalidad de los elementos que componen el costo total y no solamente
aquellos que corresponden a las variaciones en el margen. Sin embargo, desde la
perspectiva de la toma de decisiones esto último es más un inconveniente que una
ventaja ya que para tales decisiones importan mucho más los costos que tienen el
carácter de evitables que aquellos que tienen la condición de costos hundidos.
Por otra parte, los costos marginales tienen la ventaja de facilitar la incorporación de las
condiciones estándar (de eficiencia productiva) en su cálculo.
En suma, cuando se abandonan los supuestos propios del modelo teórico neoclásico
(que son claramente contradictorios con la realidad) no resulta posible postular que una
noción de costo (medios o marginales) posee una clara superioridad sobre la otra como
indicador de costo económico dirigido a la finalidad planteada (ayudar en las funciones de
orientación y de coordinación que debe realizar la autoridad pública).
(33)
Una discusión más detallada de todas estas cuestiones puede encontrarse en H. Pistonesi "Precios y tarifas de la
energía. Un análisis de ls propuestas marginalistas", IDEE, 1987.
(34)
En el plano teórico este es uno de los problemas más simples de la aplicación de la Teoría del "segundo mejor"
que da lugar, en condiciones muy simplificadas a la conocida regla de la inversa del valor absoluto de la elasticidad
(Véase H. Pistonesi, op. cit.).
46
Pero, incluso dentro de las hipótesis de aquel modelo teórico se dan situaciones (de
demanda y costo) en las que el uso del costo medio como indicador de costo económico
(para la determinación del nivel de precios) puede ser casi indiferente o aún preferible a la
solución de costo marginal (35).
De cualquier modo y tal como se mostrará en la próxima sección, las fórmulas que
usualmente se proponen en la práctica para la estimación de costos constituyen
esencialmente una especie de híbrido entre las nociones de costo medio y costo
marginal. En consecuencia, lo que resulta de particular importancia es el que los
procedimientos que se empleen en el cálculo de los costos económicos respondan a
criterios teórico-metodológicos razonablemente uniformes.
La otra discusión que se plantea con relación a la determinación de tales criterios se
relaciona con el horizonte temporal considerado como relevante, es decir, la elección
entre nociones de costo de corto o de largo plazo.
Desde una perspectiva estrictamente teórica (atendiendo siempre al modelo económico
neoclásico de asignación de los recursos), el indicador relevante para la "eficiencia
asignativa" es siempre el costo marginal de corto plazo (CMCP). En efecto, en una
situación de equilibrio de largo plazo (capacidad instalada plenamente ocupada), el costo
marginal de largo plazo (CMLP) provee una señal adecuada pero, en tal caso, su nivel es
coincidente con el CMCP. En situaciones de desequilibrio (exceso o faltante de
capacidad) el CMCP representa de modo más adecuado que el CMLP el costo de
oportunidad de proveer una unidad adicional de producción. En el caso de sobre
capacidad, el CMCP es menor que el CMLP e indica que el costo de oportunidad de
abastecer una cantidad adicional de demanda está representada por el incremento en los
costos variables de producción (los costos fijos de capacidad son costos inevitables).
Cuando existe faltante de capacidad el CMCP es mayor que el CMLP y señala un nivel de
precio de racionamiento.
Este tipo de situaciones se ejemplifican en los gráficos siguientes en los casos de
rendimientos constantes (figura 1.a) y crecientes (figura 1.b) a escala (36)
Figura 1
a) Rendimientos constantes
b) Rendimientos crecientes
(35)
W. Teplitz-Sembitzky "Electricity Pricing: Conventional Views and New Concepts", World Bank, Energy Series
Paper Nº 52, págs. 20-23.
(36)
Estos ejemplos gráficos corresponden a una función de costo total de largo plazo del tipo
C(X) = cX + k(X).X
donde k(X) es una función continua que indica el nivel unitario del costo de capacidad, que, en principio, es
variable con el nivel de capacidad. Si se designa con k ’(X) a la derivada de k(X) con respecto a X, la expresión
CMLP sería
CMLP = C + k(X) + k '(X).X
según que k ’(X) sea menor, igual o mayor que cero, se tendrán respectivamente las situaciones de rendimientos
crecientes (Figura 1.b), constantes (Figura 1.a) o decrecientes a escala.
En el corto plazo estando la capacidad está fijada en el nivel
de costo total, de modo tal que el CMCP será
c si X  X
CMCP = 
 p si X  X
(W. Teplitz-Sembitzky, op. cit. págs. 25 a 28).
47
X
se tendrá que
k ( X ). X  k0
en la función
Costos
CPCP
CMCP
CMCP
P3
D3
P2=c+k
CMLP=CPLP
CPLP
D3
C
D2
C
D1
CMLP
D1
X
X
D2
X
X
Obsérvese que cuando existe sobrecapacidad, el CMCP no permite la cobertura de todos
los costos. Pero en tal caso, aún cuando el grado de cobertura es mayor, ello tampoco es
asegurado por el CMLP (igual al costo medio de largo plazo (CPLP)); en el caso de
rendimientos constantes a escala) esa cobertura sólo estaría asegurada por el costo
medio de corto plazo (CPCP).
Lo mismo ocurriría con el CMCP (= CMLP) aún en el caso en que exista un equilibrio de
largo plazo, si la función de costos presenta rendimientos crecientes a escala (k’(X)<0).
En este caso, el CPLP (= CPCP) sí cumpliría con esa condición.
Cuando se dan situaciones de racionamiento, el uso del CMCP implicaría un excedente
sobre la cobertura del costo.
La defensa del criterio del costo marginal de largo plazo está fundada esencialmente en el
hecho de que permite evitar las marcadas oscilaciones que suele presentar el CMCP,
proporcionando a los consumidores una señal más estable en un horizonte de mediano y
largo plazo, lo que contribuiría a disminuir la incertidumbre en sus decisiones (elección de
fuentes, e inversiones de equipamiento) (37).
Desde la perspectiva de la finalidad planteada en estas notas (proveer indicadores de
costo económico que sirvan a la función de orientación y coordinación de las decisiones
de inversión) este último argumento reviste particular importancia.
Si por otra parte se tiene en cuenta que las dificultades teórico-metodológicas para
sostener válidamente la superioridad del uso del CMCP en el marco de las condiciones
concretas de funcionamiento de los mercados, ese argumento tiene un peso definitivo.
En función de ello, en las secciones siguientes, se abortarán la cuestiones relativas a la
especificación de los costos incrementales promedio de largo plazo que se utilizará como
propuesta de tipo general.
4 - Los costos de largo plazo y las indivisibilidades del proceso de inversión
En términos generales, las indivisibilidades propias del proceso de expansión de
capacidad en cualquier actividad productiva, supone discontinuidades y cambios de forma
en las funciones de costo total. Dependiendo de las tecnologías disponibles y de la
magnitud de las variaciones relativas de la demanda, tales indivisibilidades pueden ser
más o menos pronunciadas. De cualquier modo, en las situaciones concretas, esas
discontinuidades hacen que las funciones de costo disten de tener las formas estilizadas
(37)
Esta opinión es sostenida por la escuela francesa sobre el principio del costo marginal para la tarificación en el
caso de la electricidad y por otros autores como M. Munasinghe y G. Schramm (M. Munasinghe, G. Schramm
"Energy Economics , Demand Management and Conservation Policy", N.Y. 1987).
48
que se presentan en los desarrollos teóricos, fundados generalmente en el análisis de tipo
estático y/o en funciones de costo continuas y diferenciables. En consecuencia, cuando
se abandona el análisis de corto plazo y se introducen las consideraciones temporales, el
cálculo de las nociones teóricas de costo sólo pueden realizarse de manera aproximada y
son variados los procedimientos que pueden proponerse para realizar esa aproximación.
La función de costo total de largo plazo puede formularse en términos estáticos del
siguiente modo:
(1)
C = f (X, k) + g (k)
donde x indica el nivel de producción y k el nivel de capacidad. Para cada k fijo se tendrá
una función de costo total de corto plazo. Con k variable, la expresión (1) define una
familia de curvas de costo total y si f y g son funciones continuas, la función de Costo
Total de Largo Plazo (CTLP), expresada dependiendo únicamente del nivel de
producción, puede obtenerse hallando la envolvente a aquella familia de curvas. Es decir:
(2)
C = h (X)
siendo h(x) la envolvente de la familia de funciones (1).
En tal caso,
(3)
CPLP =
h (X)
X
es el Costo Medio de Largo Plazo y
(3)
CMLP =
d h (X)
dX
es el Costo Marginal de Largo Plazo.
Puesto que la variable k está afectada por las indivisibilidades propias del proceso de
inversión, en las situaciones concretas la expresión (1) puede convertirse en funciones
como la siguiente:
(4)
c0 X  b0 k 0

C  c1 X  b1 k1
c X  b k
2 2
 2
si X  k 0
si k 0  X  k 1
si k 1  X  k 2
Si en (4) se supone que la industria presenta rendimientos constantes a escala
(c0 = c1 = c2 = c; b0 = b1 = b2 = b) y que el sistema productivo trabaja siempre a capacidad
plena, entonces se tendría la imagen que se presenta en la Figura 2.
Figura 2
Costos
CMCP0
CMCP1
CMCP2
CPCP0
49
A
b+c
B
C
D0
CPCP1
D1
CPCP2
D2
CPLP=CMLP
Producción
En la Figura 2, el Costo Marginal de Corto Plazo representa el precio de racionamiento en
los puntos A, B y C. Tal como puede verse, en esos puntos CPCPi=CMCPi= CPLP=CMLP (i = 0, 1 ,2), donde los dos últimos términos de la igualdad constituyen las
aproximaciones a los costos medio y marginal de largo plazo.
En efecto, el Costo Medio de Largo Plazo podría definirse del siguiente modo:
(5)
CPLP =
C
bki
=c+
= c+b
X
X
ya que X = k0, k1, k2 y el Costo Marginal de Largo Plazo sería:
(6) CMLP =
C
c ( k 1 - k 0 )+ b ( k 1 - k 0 )
c ( k2 - k1 ) + b ( k2 - k1 )
=
=
= c+ b
X
k1 - k0
k2 - k1
Fuera de esas condiciones muy particulares (rendimientos constantes y permanente
equilibrio) esas cuatro nociones de costo no serán coincidentes en su valor y se plantea
tanto el problema de discernir cuál de ellas constituye el indicador más adecuado para
medir el costo económico de la producción como la dificultad de definir las
aproximaciones a los costos de largo plazo.
Entre los sostenedores del enfoque neoclásico, existen diferentes posiciones acerca de
cuál de las dos nociones de costo marginal (de corto o de largo plazo) constituye un mejor
indicador del precio de oferta. Esta discusión cobra especial importancia dentro de la
literatura relativa a la economía de la industria eléctrica (38). En esencia esas diferencias
de posición se relacionan con la aptitud comparativa del CMLP con el CMCP para
promover la asignación eficiente de los recursos y con la deseabilidad o no de reflejar en
los precios señales más o menos estables de costo.
Cuando se introducen las consideraciones de tiempo (análisis dinámico), los problemas
de aproximación a las nociones de costo de largo plazo resultan aún más complejas. En
efecto, además de los problemas de discontinuidad ya planteados, resulta necesario
definir el horizonte temporal sobre el que se deben calcular los costos, precisar los
(38)
Ver W. Teplitz-Sembitzky "Electricity pricing: conventional views and New Concepts". The World Bank Industry and
Energy Department, Energy Series Paper Nº 52, 1992.
50
incrementos de costos a considerar con relación a las variaciones en la producción,
determinar la forma de reflejar los costos de capital, etc.
Es por todo esto que no existe dentro de la literatura económica un consenso sobre el
procedimiento más adecuado para aproximar el concepto de CMLP, aún partiendo del
acuerdo de que el costo marginal (de corto o de largo plazo) constituye el mejor indicador
de costo económico.
5 - Diferentes métodos para aproximar el CMLP
En términos generales, la aproximación del CMLP se realiza en función de una demanda
futura prevista sobre un horizonte de tiempo relativamente prolongado (10 o 15 años).
Un primer problema que se presenta en la estimación del CMLP se relaciona con la forma
de considerar los incrementos de la demanda. Los incrementos pueden tomarse sobre la
base de un desplazamiento marginal de la demanda prevista, que se toma como punto de
referencia o como variaciones sobre esta última. En la Figura 3 se muestran estas dos
maneras de definir tales incrementos.
Figura 3
Capacidad = g(D’)
Capacidad
Demanda
Capacidad = f (D)
D+ D=D’
D
D’t1
Dt1
D*1 = D1 -D0
Dt0
t0
t1
Años
En el caso en que los incrementos de demanda (y sus correlativas variaciones en la
capacidad de producción) se calculan sobre la base de un desplazamiento de la demanda
de referencia prevista, el enfoque aparece como más dinámico y más cercano al concepto
de marginalidad puesto que pueden considerarse variaciones hipotéticas relativamente
pequeñas.
En la Figura 2, ese tipo de variaciones está representado para el tiempo t, siendo D1 = D'1
- D1. El otro enfoque (más estático) plantea considerar los incrementos "efectivos" sobre la
curva D, entre dos puntos en el tiempo (por ejemplo D*1 = D1 - D0).
En el primer caso, el incremento de costo puede ser considerado como resultante del
adelantamiento de las inversiones en capacidad para satisfacer el incremento marginal de
demanda D1.
La aproximación al CMLP en este caso puede obtenerse tomando el promedio actualizado de una muestra de incrementos en el tiempo (y en el espacio si éste fuera
relevante).
Así por ejemplo, si solo se considerara el costo incremental en t = t1 y se designara
respectivamente con C1 y C'1 a los costos correspondientes al abastecimiento de las
51
demandas D y D' en t1, entonces la aproximación al CMLP, evaluada en to sería (Figura
3):
(7)
CML P0 =
(C - C) (1+i )-( t 1-t 0 )
C - C
=
-( t 1-t O )
( X D - X D )(1+i )
X1- X O
donde X representa el nivel de producción. Si se consideraran diferentes puntos en el
tiempo, la expresión (7) se convertiría en:
(8)
-( - )
S (C - C )S (1+i ) t S t 0
CML P0 =
( - )
S ( X D - X D )S (1+i ) t S t 0
Sin embargo, este enfoque presenta el inconveniente de que los resultados de la
estimación pueden ser altamente sensibles a la magnitud del incremento que se
considere y su ubicación en el tiempo (y en el espacio) y al tipo de modelos utilizados
para representar el funcionamiento del sistema productivo de que se trate.
Es por ello que los métodos de estimación más frecuentemente utilizados en la práctica
se basan en planes ("óptimos") de expansión de la capacidad sobre un determinado
horizonte y en función de una evolución futura prevista en la demanda.
Sin embargo, es probable que se examine la sensibilidad de los planes de inversión y de
los costos resultantes a diferentes escenarios de previsión de la demanda. A este
respecto es claro que la prospectiva de demanda habrá de enfrentarse con la ineludible
incertidumbre que se plantea en cualquier ejercicio de ese tipo.
De acuerdo con este enfoque basado directamente en los planes de expansión, las
estimaciones del CMLP se realizan promediando las discontinuidades de las funciones de
costo sobre el horizonte de planeamiento. Pero ese promedio puede ser realizado de
diferentes modos, lo que da lugar a distintas formas de aproximar el CMLP (39).
Las fórmulas de aproximación más frecuentemente utilizadas son las siguientes (40):
-
Costo incremental de largo plazo (CILP)
Valor presente de los costos incrementales del sistema (VPCIS)
Costo incremental promedio de largo plazo (CIPLP)
A continuación se presentan brevemente cada una de estas fórmulas de estimación del
CMLP.
a)
Costo Incremental de Largo Plazo (CILP)
El CILP se define como la suma del costo marginal de corto plazo y los costos de
capacidad analizados, calculados en base al próximo incremento de capacidad 41.
(39)
Véase por ejemplo R. J. Saunders et al "Alternative Concepts of Marginal Cost for Public Utility Pricing: problems
of application in water supply sector", IBRD, Staff Working Paper Nº 259, mayo 1977; W. Teplitz-Sembitzky
(1992). Op. cit. y Y. Albouy "Guidelines for Marginal - Cost Analysis of Power Systems". World Bank Energy
Department. Paper Nº 18, mayo 1984.
(40)
Ligadas generalmente al análisis de los costos de largo plazo en los sectores de Electricidad, Gas Natural o Agua
Potable.
(41)
Véase por ejemplo, M. Munasinghe, G. Schramm "Energy Economlcs, Demand Management and Conservation
Policy". Von Nostrand 1983 y M. Munasinghe, Warford J. "Electricity Pricing". John Hopkins, 1987.
52
Es decir
(9)
N

-t
-n
 c X (1+i ) + I n  (1+i )
ib
 t=1

= c+
CILP0 =
N
1-(1+i )-N

-t 
-n

X
(1+i
(1+i
)
)


 t=1

donde:
 X:
c:
In:
b:
N:
i:
n:
Xt-Xt-1 es el incremento de producción (constante) derivado del incremento de
capacidad
es el costo variable unitario de operación y mantenimiento (= costo marginal de
corto plazo)
es la inversión de expansión de la capacidad de producción que se encuentra
disponible a partir del año n
In/  X
es la vida útil de la inversión
es la tasa de descuento
horizonte del plan de expansión
El resultado de la fórmula (9) coincide con la estimación del CMLP planteada en (6) de
modo que puede afirmarse que la definición del CILP0 supone implícitamente que el
sistema se encuentra en equilibrio y que los rendimientos a escala son constantes (42).
b.
Valor Presente de los Costos Incrementales del Sistema (VPCIS)
La diferencia esencial con el CILP es que el VPCIS admite la posibilidad de que el
sistema se encuentre fuera de la situación de equilibrio (la expansión de capacidad se
realiza con un adelanto de m períodos al incremento de la demanda-producción en el
período t = 0). Es decir (43):
N
 c X (1+i )
-t
(10)
VPCIS 0 =
+ I S (1+i )m
t=1
N
 X (1+i )
= c+
-t
ib(1+i )m
1- (1+i )-N
t=1
Puede verse fácilmente que VPCIS0 > ClLP0 salvo que m = 0.
c.
Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP)
A diferencia de las dos fórmulas anteriores en las que el CMLP es estimado considerando
únicamente el próximo incremento de capacidad, el CIPLP toma en cuenta una secuencia
(42)
Véase W. Teplitz-Sembitzky (1992) op. cit. pág. 37.
(43)
Siempre admitiendo que
I S = b X
.
53
temporal de inversiones dentro de un determinado horizonte de planificación. Es decir que
(44)
:
n
n

(11)
CIPLP0 =
t=1
n

 [(V
( Ct - C0 )(1+i )-t
=
( X t - X 0 )(1+i )-t
t=1
t
- V 0 )+ I s ](1+i )-t
t=1
n
 (X
t
- X 0 ) (1+i )-t
t=1
donde:
Ct:
Vt:
It:
n:
representa las erogaciones totales del año t
es el costo variable total de operación y mantenimiento.
son las inversiones (y los costos fijos de operación y mantenimiento)
horizonte de planificación
Si se admite que la capacidad y la producción permanecen constantes a partir del año n y
que la vida útil promedio de las inversiones es de N años, el ClPLP0 puede ser
representado aproximadamente por la siguiente expresión (45).
n
 (V
(12)
CIPLPM 0 =
t
- V t -1 ) + r N I t  (1+ i )-t
t=1
(46)
n
 (X
-t
t
- X t -1 ) (1+ i )
t=1
(44)
Véase Y. Albouy "Guidelines for Marginal Cost Analysis of Power Systems". World Bank, Energy Department,
Paper N° 18, Junio 1984. Si las inversiones correspondientes al plan se hubieran iniciado 5 años antes del
tiempo t = 0 la expresión (11) tomaría la forma:
n
 (V
(11) 
CIPLP0 =
n
t
- V 0 ) (1 + i )-t +
t=1

-t
I t (1 + i )
t = -S
n
 (X
t
- X 0 ) (1 + i )-t
t=1
(45)
Véase Albouy (1984) op. cit. pág. 11 del anexo.
En efecto, si Xt = Xn para todo t > n, Vt = Vn para todo t > n, y si N representa la vida útil promedio de las
inversiones que se reemplazan al cabo de su vida útil, entonces se tendrá que (W. Teplitz Zembitzky (1992)
op.cit. pág. 38):
n

1 n
-t
-t 
-t 
-t
(
)(1+
i
=
(
)(1+
i
(1+
i
=
)
)
)
X
X
X
X
t
0
t
t -1



 i  ( X t - X t -1 )(1+ i )
t=0
t=1
t=1
 t=0


(a)
Xt = Xn si t > n
y

(b)
 (V t - V 0) + I t (1+ i )-t =
t= 0



i
-t 
-t 
(
)+
(1+
i
)
 V t V t -1

 (1+ i )  =
-N I t 
1 - (1+ i )
t=1 
 t=0


n
Vt = Vn si t > n
It se reemplaza cada N años
n

 (V
t=1

t

1
1
- V t -1 ) +
(1+i )-t
-N I t 
i 1-(1+i )

En consecuencia, del cociente (b)/(a) se obtiene la expresión (12).
(46)
En este caso la expresión equivalente a (11)' sería:
54
donde:
CIPLPM:
rN:
Costo incremental promedio de largo plazo modificado (47)
i/[1-(1+i)-N] el factor de recuperación del capital
En el caso en que existan rendimientos constantes a escala (Vt = cXt, It = b(Xt-Xt-1) para
todo t), ClPLPM0 es equivalente al CMLP. Solamente en el caso en que, además de
rendimientos constantes a escala, el sistema se encuentra permanentemente en
equilibrio, el CIPLPM0 es equivalente al CMCP.
En otro caso, el CIPLPM0 es una combinación de costos medios y marginales de largo
plazo.
De cualquier modo las fórmulas de aproximación al cálculo de los costos económicos de
largo más utilizadas en la práctica en el caso de las industrias energéticas son el CIPLP0 y
el ClPLPM0.
6 - Los costos de largo plazo en el sector energético
En términos generales, las fórmulas de aproximación al CMLP pueden ser aplicadas a
todas las actividades industriales o de servicios en las diferentes cadenas energéticas. Sin
embargo, en algunas de esas actividades (especialmente la distribución de electricidad,
gas natural) la falta de información detallada sobre las inversiones requeridas para la
expansión hace que deba recurrirse al uso de métodos econométricos para la estimación
de costos en base a información histórica.
Por otra parte, para las actividades minero-energéticas las mencionadas fórmulas de
aproximación al CMLP requieren adecuaciones, o incluso el uso de formulaciones específicas, debido al carácter agotable de tales recursos (48).
En esencia las actividades a las que hay que aplicar un tratamiento diferente son
correspondientes a la exploración y desarrollo de los yacimientos (petróleo, gas natural y
carbón). Además para todos los recursos minero-energéticos se plantea la necesidad de
evaluar el costo de uso del recurso.
a)
Los costos de exploración
n

(12)
CIPLPM 0 =
V t - V t - 1 1 + i  + r N
-t
t=i
n

-t
I t (1 + i )
t = -S
n
 X
- X t -1 1 + i 
-t
t
t=1
(47)
Véase W. Teplitz-Sembitzky (1992) op. cit. pág. 38 e Y. Albouy (1982) op. cit.
(48)
Algunos trabajos referidos al análisis económico de este tipo de recursos proponen la utilización directa del
CIPLP0 para la estimación de los costos de desarrollo y explotación, así como para el transporte (véase por
ejemplo De Anne Julius, A. Mashayekhi "The Economics of Natural Gas. Pricing, Planning and Policy", Oxford
University Press, 1992).
55
En la estimación de estos costos se plantean dos tipos de problemas. En primer lugar la
incertidumbre propia de la actividad minera implica la imposibilidad de determinar a priori
con certeza la magnitud de las reservas recuperables, resultado del esfuerzo económico
de exploración. En consecuencia, el denominador de cualquier fórmula de costos debería
plantearse en términos probabilísticos (Vgr. el valor esperado de las reservas a ubicar) y
promediado sobre diferentes cuencas.
Sin embargo, este procedimiento implicaría la necesidad de conocer la función de
distribución de probabilidad de las reservas a descubrir para cada conjunto de
yacimientos. En la práctica esto solo sería viable en los casos en que se cuente con
información histórica abundante sobre los hallazgos de reservas en cada región o área.
Por otra parte, las distribuciones de frecuencia de los descubrimientos de reservas van
modificándose en el tiempo, a medida que avanza la exploración de una determinada
zona y, por tanto, las distribuciones del pasado pueden ser inadecuadas para estimar los
valores de las probabilidades hacia el futuro.
El uso de los valores históricos de frecuencia relativa puede conducir en muchos casos a
la subestimación de los costos debido a que, salvo casos de sorpresa (que no son tan
infrecuentes), la actividad exploratoria está sometida a rendimientos decrecientes.
Sin embargo, frente a la incertidumbre que plantea la actividad exploratoria, los datos que
provee la experiencia histórica constituyen la base fundamental de cualquier
procedimiento que se proponga para la estimación de los costos de largo plazo.
La información histórica es especialmente requerida para establecer algún vínculo entre la
inversión a realizar en el futuro y el monto de las reservas a descubrir. Un esquema muy
simplificado para representar ese vínculo, de naturaleza muy compleja, podría basarse en
considerar en primer lugar la relación entre la inversión y los principales indicadores de la
actividad exploratoria (sísmica y pozos exploratorios) y luego vincular a estos indicadores
con las reservas a descubrir.
La primera de estas relaciones podría plantearse a través de alguna función de naturaleza
técnica tipo I = h (S, Pe) (I: monto de inversiones, S: indicador de la actividad de sísmica a
realizar, Pe: número de pozos exploratorios) que puede ser determinada en cada caso
por datos de ingeniería, o valores históricos específicos.
En cambio el segundo tipo de relación es de carácter esencialmente aleatorio, cuya
especificación requiere necesariamente de datos de la experiencia histórica. Si se
designa con y = D/Pe a la variable aleatoria constituida por el cociente entre las reservas
descubiertas (D) y el número de pozos exploratorios (Pe), la información histórica puede
proveer, para cada área o región una distribución de frecuencias semejante a la que se
representa en la Figura 4.
Figura 4
f(y)
u
y
56
Si se designa con u el valor medio de la variable y, conociendo el número de pozos
exploratorios previstos dentro del plan de inversiones para cada área o región, puede
estimarse el monto de las reservas a descubrir por medio de la relación:
D = u . Pe
Por supuesto, la estimación será tanto más confiable cuanto menor sea la varianza S 2y .
Mediante este procedimiento simplificado y definido un plan de inversiones por área o por
región, Ijt (j indica área o región), podrían estimarse las reservas a descubrir Djt en
correspondencia con dicho plan.
Una vez determinadas las estimaciones Djt, la aproximación al cálculo de los costos de
largo plazo de exploración (CIPLPE0) puede realizarse a partir de la siguiente expresión:
n

t=1
CIPLPE 0 =
n

t=1
 S

  I jt  (1 + i )-t
 j=1

 S

  D jt  (1 + i )-t
 j=i

La consideración de las áreas o regiones tiene especial importancia debido a que las
funciones f (y) pueden ser marcadamente diferentes según las áreas o regiones y, en
consecuencia, CIPLPE0 puede ser muy sensible a diferentes especificaciones espaciales
del plan de inversiones.
Es por esta razón que el cálculo del costo de exploración realizado exclusivamente con la
información histórica de inversiones y de reservas puede no constituir una buena
indicación de los costos de largo plazo, en la medida en que se presenten cambios
significativos en el patrón espacial de las actividades exploratorias.
Sin embargo, ya sea como elemento de referencia o debido a que la falta de información
no permita aplicar el enfoque planteado precedentemente, resulta conveniente definir un
procedimiento para estimar el CIPLPE utilizando exclusivamente la información histórica.
Cuando se trabaja con ese tipo de información es necesario utilizar datos agregados ya
que la aleatoriedad de los descubrimientos puede generar coeficientes anuales muy
variables y no existe una relación biunívoca entre inversiones y descubrimientos.
Dada la información referida a una muestra histórica sobre Itj y Dtj (t = 1,2 ... T; j = 1,2, ...
S) pueden calcularse los cocientes:
T
I
C Tj =
tj
t=1
T
D
y entonces:
tj
t=1
CHPE =
1
J
J
C
Tj
donde
j=1
57
CHPE representa el Costo Histórico Promedio de Exploración que se puede usar como
proxi del CIPLPE.
Otro problema que se presenta en las actividades de exploración de petróleo y gas
natural tiene que ver con la asignación de los costos en el caso en que ambos combustibles se presentan en forma conjunta. A este respecto, algunos autores proponen que
cuando el gas natural es encontrado en el proceso de búsqueda de petróleo los costos de
exploración deberían asignarse al petróleo (49). Sin embargo, este procedimiento puede
conducir a una subestimación del costo del gas natural, dando lugar a distorsiones en la
asignación de los recursos. Parece más recomendable utilizar algunos de los criterios
propuestos para la asignación de costos en los casos de producción conjunta (50).
b)
Costos de Desarrollo y Explotación
En la formulación general el CIPLP (expresión (11)) incluye en su numerador los
incrementos en los costos totales, sobre un horizonte de largo plazo, compuestos por los
incrementos en los costos variables de producción y por los correspondientes a los
incrementos de capacidad.
En el caso de las actividades minero-energéticas, los costos de explotación de largo plazo
pueden asimilarse a las variaciones en los costos variables de aquella formulación
general y, en consecuencia, pueden aproximarse mediante la siguiente expresión:
n
 V
(13)
CIPLPP0 =
t
- V 0  1 + i 
t
- X 0  1 + i 
t=1
n
 X
-t
-t
t=1
En cambio, los costos de desarrollo no se derivan tan directamente de la expresión (11),
relacionando la secuencia de las inversiones del período (1, n) con los incrementos de
producción, medidos con respecto a la producción inicial. En el desarrollo de una cuenca
petrolera o gasífera es necesario tomar en cuenta que las capacidades productivas
desarrolladas por el proceso de inversión van declinando en función de las reservas
localizadas y de las modalidades de producción.
Es decir que si se designa con Xt a la capacidad de producción generada por la inversión
It, con Rt a las reservas disponibles en el año t y con Dt a la tasa de declinación en t,
entonces:
Dt = h  X t / Rt  siendo
dh
> 0
d  X / Rt 
De este modo, la producción correspondiente al período S, derivada de la capacidad de
producción creada en t, como consecuencia de la inversión It es (51):
(49)
Véase por ejemplo: De Anne Julius, A. Moshayekhi (1992) op. cit pág. 49.
(50)
Más adelante se volverá sobre este tema.
(51)
Véase, P.G. Bradley "The Economics of Crude Petroleum Production", North-Holland, P.C., 1967.
58
(t)
- (s - t)
siendo t  s < t + N t
X s = X t e Dt
donde Nt es el período durante el cual la capacidad generada en t se encuentra en
producción.
Si se considera un período (1, n) dentro del que se realiza la secuencia de inversiones I1,
I2, ..., In, los incrementos de capacidad productiva generados y su evolución en el tiempo
tendrían las características que se muestra en la Figura 5, donde
Figura 5
Xt
Xe(n)
Xd(n)
Xe(2)
Xd(2)
Xe(1)
Xd(1)
0
1
2
n
n+N
Años
Xt :
X
X
(t )
d
(t )
e
representa la producción total (utilizando a pleno la capacidad) en el período t
: es la declinación de la capacidad instalada en el período t - 1
: es el incremento neto de capacidad entre el período t - 1 y t.
En consecuencia, el incremento total de capacidad realizado durante el transcurso del
período (t-1, t), que se designa con Xt, es:
(15)
(t)
X t = X (t)
e + X d =  X t - X t - 1 + DX t - 1
Entonces, el Costo Incremental Promedio de Desarrollo (CIPD0) sería:
n
I
(15' )
CIPD0 =
t
(1+ i )-t
t=1
n

Nt
   X
t=1
0
t
e
-( D t + i )
s

ds  (1+ i )-t


Si se considera una tasa de declinación D y un período de producción N uniformes
(promedio), la expresión (15’) se convierte en:
59
n

CIPD0 =
(16)
-t
I t (1 + i )
t=1
 1 - e-(D + i ) N 


D+i


n

-t
X t (1 + i )
t=1
Siendo N un valor usualmente grande (16) puede aproximarse por la siguiente fórmula:
n

(17)
-t
I t (1 + i )
(D  i)
t=1
n
CIPD" 0 =

-t
X t (1 + i )
t=1
Obsérvese que la expresión (16) podría escribirse también bajo la siguiente forma (52):
n

CIPD0 =
t=1


I t (D + i)
-t
 1 - (1 + D + i )-N  (1 + i )


n

-t
X t (1 + i )
t=1
La expresión entre corchetes constituye una anualidad At correspondiente a la inversión It,
calculada sobre el período de vida útil de la capacidad productiva creada en t con la
mencionada inversión.
Es decir que:
n
CIPD 0 =

-t
At (1 + i )
t=1
n
X
t
(1 + i )-t
t 1
En (17) se considera implícitamente que N es infinito o muy grande de modo que, en ese
caso, At = It (D+i).
Al igual que en el caso de las actividades de exploración, el desarrollo y la explotación
suelen ser procesos de producción conjunta.
Es ampliamente conocido que ante tales procesos no existe ningún criterio
universalmente aceptado para asignar los costos comunes de producción. Entre los
criterios más simples, aunque no necesariamente más adecuados, pueden mencionarse
los siguientes: a) asignación en función del poder calorífico; b) asignación en base al valor
económico de los combustibles producidos conjuntamente (53).
52
1- e-(D+i)N
D+i
es equivalente, a términos continuos, de
1- (1+ D+i )-N
D+i
( )
Obsérvese que
(53)
Para una revisión de los criterios de asignación de costos comunes en procesos de producción conjunta véase
A.A. Walters "Production and Cost fuctions: An Econometric Survey", Econométrica 1963, págs. 1 a 66.
60
.
Es claro que el primer procedimiento resulta inadecuado cuando los poderes caloríficos
relativos no guarda relación estrecha con los valores económicos relativos de los
productos conjuntos.
A su vez el segundo criterio tiene el inconveniente de que plantea cierta circularidad ya
que la estimación de los costos constituyen la base para la determinación del valor
económico de los productos, especialmente cuando se trata de un horizonte de largo
plazo.
Por supuesto, pueden plantearse procedimientos de asignación más complejos; sin
embargo, los procedimientos aplicables en la práctica habrán de depender de las
disponibilidades de información.
c)
El costo de uso de los recursos minero-energéticos
Teniendo en cuenta la naturaleza no renovable y no reproductible de los recursos mineros
en general, dado un cierto contexto tecnológico, los productos que se obtienen de tales
recursos presentan una escasez esencial en función de la evolución de la demanda
social.
Admitiendo que la reproducción económica de los bienes, derivados de aquellos recursos
representa siempre una opción de mayor costo, diferentes secuencias temporales en la
explotación de los mismos habrán de implicar una distinta distribución de costos a nivel
intergeneracional.
En términos generales, la noción de costo de uso de un recurso se define en términos del
esfuerzo económico que deberá afrontarse en el futuro como consecuencia de la
utilización presente del mismo. En el caso de los equipos de capital, el costo de uso está
ligado al monto del ahorro requerido para efectuar su reposición al cabo de la vida útil.
Cuando se trata de recursos mineros, ese esfuerzo económico está determinado por el
mayor costo que deberá afrontarse para satisfacer los requerimientos de la demanda
social por medio de sustitutos de los productos derivados de aquellos recursos en el
momento de su agotamiento (capacidad de producción < demanda).
Utilizando las hipótesis restrictivas y estilizadas propias del modelo de competencia
perfecta, H. Hotelling determinó el costo de uso (valor de agotamiento) de un recurso
minero. Una formulación simple de dicho resultado es la siguiente:
(18)
it
it
CU t = ( p0 - c0 ) e = CU 0 e
donde:
CUt:
p0:
c0:
i:
es el costo de uso en el período t
es el precio del producto derivado de la explotación del recurso en t=0
es el costo marginal de producción del producto (extracción del recurso) en t=0
tasa de descuento de equilibrio
De acuerdo con las hipótesis utilizadas por Hotelling el costo de uso del recurso en el
período 0 resulta de los mecanismos del mercado de competencia perfecta y la expresión
consignada en (18) muestra la trayectoria temporal de dicho costo que depende de las
preferencias por el presente expresadas por medio de la tasa de interés de equilibrio.
61
De ese modo, el resultado (18) fue obtenido suponiendo perfecto conocimiento de las
reservas totales disponibles del recurso, de la evolución futura de la demanda y de
otras variables relevantes (Vgr. la tasa de descuento).
Más allá de las dificultades que supone la aplicación de ese resultado fuera de la
condiciones estilizadas a partir de las que fue deducido, los enfoques propuestos para la
estimación concreta del costo de uso de ese tipo de recurso, están basados en esencia
en el principio dinámico que se desprende de (18). Sin embargo, esos procedimientos
toman como dato de partida el mayor costo futuro que deberá afrontarse en el momento
de agotamiento del recurso y obtienen el valor del costo de uso en cualquier momento
anterior por medio de la actualización de aquel sobrecosto (54).
En la Figura 6 se describe gráficamente las características esenciales de este tipo de
enfoques utilizados para la estimación del costo de uso de los recursos mineroenergéticos.
Figura 6
(a)
Dt
xt
Demanda (De)
Capacidad Productiva
(xt)
t0
N
t
(b)
Pt1 Pst
Ct
Precio del Sustituto
(Pst)(1)
(54)
Véase por ejemplo M. Munasinghe "An Integrated Framework for Energy Pricing in Developing Countries", The
Energy Journal, Vol. 1, Nº 3, 1980 y G. Schamm "The Economics of Gas Utilization in a Gas-Rich, Oil-Poor
Country: The Case of Bangladesh", The Energy Journal, Vol. 4, Nº 1, 1983.
62
Sobrecosto en N
CUt*
CIP de Producción
(Ct)
Pt
P’t
t0
(1)
t*
N
t
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:
(19)
t-N
CU t = ( pSN - cN ) (1 + i )
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.
(55)
M. Munasinghe (1980) op.cit.
(56)
Tratándose del petróleo, PSN representa el precio de frontera del crudo importado, neteado por el costo de
transporte hasta la región donde está localizado el recurso petrolero nacional.
(57)
Ya que el valor de CUt depende de N y, en la medida en que el costo de uso influye sobre el precio de oferta, CUt
se convierte en un determinante de la demanda que interviene a su vez en la fijación de N. Sin embargo, este
problema puede resolverse por un procedimiento iterativo.
63
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).
(58)
Esta podría ser la situación del carbón mineral, correspondiente a la minería de exportación en el caso de
Colombia.
64
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):
 K j
 X
  = a  
 S
 S
bj
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
d Ki
Kj
= bj
dX
X
y que
d Kj
d CI
=  rN j  j
d X
d X
j
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:
(20)
 CI
Kj
=  rN j  j b j
X
X
j
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:
(59)
Véase Y. Albouy
(60)
El uso de este enfoque supone que si está calculado en términos estandard utilizando valores medios "normales"
para los salarios de la mano de obra y para los precios de los recursos.
65
(21)
rN j  j K i
 CC
=
( bi +  j )
X
X
i
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.
66
Apéndice al ANEXO del Capítulo III: Determinación del costo de agotamiento
de un recurso no renovable
1.
El planteo de Hotelling
Hotelling plantea el problema del costo de agotamiento de un recurso natural en el
contexto del modelo de competencia perfecta (con todas sus hipótesis) y desde la
perspectiva de un productor privado que se plantea como objetivo de maximización de
sus beneficios netos actualizados, atendiendo a la restricción del agotamiento físico del
recurso.
Es decir,
N
máximo V (x) =
  p(t) x(t) - c(t) e
-it
dt
0
(1)
N
sujeto a

x(t) dt = R
0
p(t):
x(t):
c(t):
i:
R:
precio del bien
cantidad producida
costo de extracción
tasa de interés de equilibrio
volumen total de reservas
La solución del problema (1) es una trayectoria óptima de producción. Matemáticamente
se trata de un problema de control óptimo o de cálculo de variaciones. Definiendo la
función de la producción acumulada:
N
g(t) =

x(S) ds
con G(0) = 0 y g(N) = R
0
y derivando con respecto a t se tiene
g'(t) = x(t)
Entonces el problema (1) puede expresarse como la maximización de la función de
Lagrange
(2) L (x, g,  ) =
N
  p(t) x(t) - c(t) e
-it
+ (t)  g (t) - x(t)dt
0
Si se designa con F al integrando de (2):
F =  p(t) x(t) - c(t)  e-it + (t)  g (t) - x(t)
La solución del problema (1) se obtiene por medio de las ecuaciones de Euler-Lagrange:
67
F
d F
= 0
x
dt x 
F
d F
= 0
g
dt g 
En este caso son:
(3)
-it
e .
F
 p(t) x(t) - c(t) - (t) = 0
x
y
(4)
d
 (t) = 0
dt
de (4) se deduce que (t) =  constante (puesto que su derivada respecto de t es cero).
Entonces de (3) se deduce que:
(5)
-it
e
 p(t) - c(t) =

Es decir que el productor obtiene el máximo beneficio neto total produciendo de modo tal
que el beneficio marginal actualizado para cada fecha t sea constante.
Esto es intuitivamente claro ya que si en una fecha cualquiera t0 el productor obtuviera un
beneficio marginal actualizado menor que en otra fecha cualquiera t1, reduciría su
producción en t0 y la incrementaría en t1 hasta que ambos beneficios actualizados sean
iguales (recuérdese que dentro del modelo de competencia perfecta se supone que -en
este caso para cada t- los costos marginales de producción son crecientes).
En t = 0, la expresión (5) se convierte en:
 = p(0) - c(0)
es decir que  = u0 47 puede ser interpretado como el beneficio neto del productor en el
momento t = 0, de modo tal que el beneficio marginal en cualquier fecha t,
ut =  p(t) - c(t) 48, puede expresarse como:
it
ut = u0 e
t = 0, 1, ..., N
De modo tal que el teorema de Hotelling también puede expresarse diciendo que el
beneficio neto marginal o valor de agotamiento del recurso debe crecer en el tiempo a una
tasa igual a la tasa de interés de equilibrio (igual a la tasa social de descuento):
du(t)
/ u(t) = i
dt
La expresión (5) puede escribirse también del siguiente modo:
(6)
p(t) = c(t) + u(0) eit
68
Es decir que el costo marginal (61) de un bien producido a partir de un recurso agotable
está compuesto por una parte por el costo marginal de extracción y por otra por el valor
de agotamiento (de escasez) del recurso.
2.
El planteo de Munasinghe
El planteo de Munasinghe difiere del de Hotelling debido a que su propósito es el de
encontrar los precios de eficiencia de la energia en un contexto de mercados imperfectos
(parece que estas características de los mercados solo existen en los PVD).
Para resolver el problema comienza por admitir implícitamente que los precios
internacionales reflejan de manera adecuada las escaseces relativas de los recursos en
cada país (enfoque microeconómico estático de economía abierta).
En consecuencia, cuando se trata de energéticos que son comercializables internacionalmente el costo marginal de oportunidad del mismo viene reflejado adecuadamente por
el precio de frontera traducido en moneda local a partir del precio sombra de las divisas.
En cambio, el precio de los energéticos agotables no comercializables representa para
ese enfoque un problema bastante más complejo ya que requiere el cálculo del costo
marginal de oportunidad derivado de la producción interna. Es decir, la determinación del
costo de uso del recurso y del costo marginal de oportunidad de extracción.
Por lo que se refiere al costo de uso, Munasinghe lo define a partir del mayor costo que
deben afrontar la sociedad en el momento de agotamiento del recurso.
Figura A1
P(t)
PS(t)
C’(t)
PS(t)
C’(t)
P(t)
0
N
t
A partir de esta definición del costo de uso, Munasinghe deduce que la expresión del
mismo para cada t es
(7)
u(t) =  pS (N) - c(N) ei(t-N)
obsérvese que para t = 0 (7) toma la forma
(61)
Recuérdese que en competencia perfecta los precios de todos los bienes se igualan con los costos marginales
de oportunidad correspondientes.
69
u(0) =  pS (N) - c(N) e-i N =  (constante)
(8)
Pero como cada t el precio del energético será (62):
p(t) = c(t) + u(t)
y, teniendo en cuenta (7), se deduce que:
p(t) = c(t) +[ pS (N) - c(N)] e-i N eit
es decir:
p(t) = c(t) +  eit
o
-it
e
 p(t) - c(t) =

Es decir que la optimización del "beneficio social marginal" derivado de la explotación del
recurso agotable no comercializable implica que el valor actualizado del mismo sea
constante en el tiempo.
En conclusión, salvo por el punto de partida (la forma de definir el costo en t = 0), el
planteo de Munasinghe es totalmente equivalente al de Hotelling (63). Munasinghe
pretende resolver la falta de un contexto de competencia por el uso de los precios de
cuenta para el cálculo de los costos marginales de oportunidad. Es así que en su
presentación, pS(t) y c'(t) están calculados a precios de cuenta. (Por supuesto la
equivalencia entre los precios de cuenta con los precios de eficiencia de la competencia
perfecta puede ser sometido a cuestionamientos serios, cosa que se deja de lado en
estas notas).
3.
El planteo de G. Schramm
Cuando Munasinghe aborda el problema del costo de uso hace referencia explícita al gas
natural como energético agotable-no comercializable.
G. Schramm, refiriéndose al costo de agotamiento del gas natural, dentro de un estudio
de caso (Bangladesh) propone una expresión diferente a la de Munasinghe.
Planteando que en el caso del gas natural la producción del gas natural (libre?) puede
programarse en términos de adecuarla de manera óptima a la demanda, teniendo en
cuenta los costos de infraestructura de transporte, elabora un esquema según el cual la
producción alcanzaría cierto máximo en el año N (véase la Figura A2) a fin de mantener
(62)
Siempre que el precio se fije en función del costo marginal de oportunidad. Puesto que Munasinghe no postula
mercados de competencia perfecta, la igualdad entre precio y costo marginal se plantea como criterio normativo.
Para restaurar los precios de eficiencia este autor propone calcular los costos marginales de oportunidad,
utilizando los precios de cuenta de la Técnica de Costo-Beneficio. Su enfoque se basa en el análisis de equilibrio
parcial y aún cuando recomienda el uso del teorema de segundo mejor para tomar en cuenta las "distorsiones"
de mercado en el resto del sistema, resulta muy difícil sostener la superioridad de los criterios normativos
recomendados para la fijación de precios.
(63)
Sin embargo, debe recordarse lo expresado en la nota anterior: el grado de optimalidad global de la solución
relativa al nivel del costo de uso es completamente diferente en ambos casos, debido a las distintas hipótesis que
se postulan con relación al funcionamiento de los mercados de bienes y recursos.
70
su nivel constante a partir de ese año (por un período equivalente a la relación (reservas
remanentes)/producción deseada).
Figura A2
demanda
X(N)
(A)
(B)
0
N
H
N+RN
XN
PS(t)
P(t)
PS(t)
C’(t)
C’(t)
P(2)
P(3)
P(1)
0
N
H
Schramm propone determinar el tiempo t = N a partir de la siguiente expresión:
N

x(0) est dt +
0
RN
. x(N) = R0
x(N)
Siendo s la tasa de crecimiento de la producción entre 0 y N.
En la expresión que presenta para el cálculo del costo de uso o agotamiento define
implícitamente el mayor costo que la sociedad debe afrontar en el tiempo N (año de
agotamiento según el plan óptimo) del siguiente modo:
 p (N) - c(N) .
s
RN
x(N)
RN
x(N)

e-it dt
0
71
Es decir, valor medio de un m3 adicional (esto es X(N) + 1 m3), evaluado por el costo de
reemplazo en N, sobre todo el período (N, N +
RN
) y actualizado en N.
x(N)
Puesto que el factor que multiplica al corchete es menor que la unidad, esto implica que
Schramm está definiendo un costo de agotamiento en N menor que el que propone
Munasinghe.
Salvo por esto, el razonamiento de ambos autores es el mismo:

RN

1 - e-i X(N)
u0 =   p s (N) - c (N) 
RN

i

x(N)
(9)


-i N
= 
 e


u(t) = u0eit
y
p(t) = c'(t) + u(t)
luego
-it
e
 p(t) - c(t) =

Sin embargo, el razonamiento (implícito) de Schramm no parece correcto ya que si define
el tiempo de agotamiento en N el mayor costo que debe afrontar la sociedad debería
estimarse marginalmente en ese punto:
  C(t) 
  x(t)  = ps (N) - C(N)

N
es decir, tal como lo define Munasinghe.
A este respecto poco importa cual es la trayectoria de la producción (menor que la
demanda).
Si lo que pretende Schramm, al definir de ese modo el costo de agotamiento en N, es
que, en realidad, la producción podría seguir aumentando más allá de N, si no estuviera
sometida a las restricciones del plan (infraestructura óptima) y que, por tanto, el real
agotamiento del recurso (producción menor que la demanda) podría desplazarse hasta H,
la curva de producción a partir de N sería la trayectoria A y no la B como él sugiere y, por
otra parte, el costo de agotamiento en N sería:
p
S
(H) - C(H) e-i(H-N)
Sin embargo, este razonamiento sería incorrecto ya que el sendero de producción A no
resultaría de una solución óptima.
En consecuencia, no resulta claro cuál es el razonamiento que utiliza para proponer la
expresión (9) como valor del costo de agotamiento en N. En función de ello, su utilización
para el cálculo del costo de agotamiento del gas natural no parece recomendable.
72
4.
Consideraciones finales
Es claro que tanto Munasinghe como Schramm utilizan el principio de Hotelling según el
cual el valor actualizado beneficio marginal neto, del uso del recurso, debe ser constante
para todo tiempo t antes del agotamiento. Es claro que en el caso de Hotelling (cuyo
desarrollo podría ser compatible para N infinito) el valor de agotamiento en t = 0 es
definido por los mecanismos propios de los mercados de competencia perfecta y la
trayectoria de ese valor resulta de maximizar el beneficio del productor individual (que
dentro de ciertas condiciones equivale al máximo beneficio global paretiano).
Munasinghe y Schramm, con objetivos diferentes, no pueden suponer como dado el valor
de escasez del recurso en el tiempo t = 0 y en consecuencia, lo definen a partir del mayor
costo que los demandantes deben aportar en el tiempo N de agotamiento.
Para definir ese mayor costo en N se recurre al precio de un energético sustituto (pS) que
en ese punto del tiempo se supone mayor que el costo marginal de producir el energético
que se agota. Es claro que si así no fuera, el uso del sustituto se anticiparía al
agotamiento del recurso con lo que el costo de agotamiento sería nulo.
Más allá de la falta de claridad de la propuesta de Schramm, la aplicación del principio de
Hotelling a las situaciones concretas, tal como estos y otros autores plantean, no puede
reivindicar las bondades de aquel principio en términos de la asignación eficiente de los
recursos (incertidumbre sobre el futuro, dificultades en el cálculo de T debido a la
circularidad que supone, determinación de la tasa de descuento, necesidad de recurrir a
los teoremas de segundo mejor, etc.).
Desde otro punto de vista la formulación que Munasinghe y Schramm realizan a partir del
teorema de Hotelling tiene la ventaja de transparentar dos elementos importantes del
análisis: a) la influencia, sobre el nivel del costo de uso del recurso, de la evolución
esperada del precio del energético sustituto y b) las consecuencias que la dinámica de
desarrollo tecnológico sobre el sendero de explotación del recurso (a través de cambios
en el precio del sustituto, en las condiciones de producción del mismo recurso y, en
función de ambos, a través del costo de uso y el precio del propio recurso).
Por otra parte, teniendo claro que el enfoque propuesto por Munasinghe no tiene, desde
el punto de vista de la asignación de los recursos, la optimalidad que se pretende, es claro
que dicho enfoque provee un procedimiento operativo para estimar el valor de dicho
costo.
73
IV - MERCADOS DISPUTABLES Y REGULACIÓN (64)
La teoría de los mercados disputables puede ser concebida como una generalización
del modelo de competencia perfecta.
Como se ha podido ver en las secciones anteriores, la existencia de la competencia
perfecta en todos los mercados de bienes y de factores constituye una condición
necesaria para alcanzar una situación de óptimo global paretiano. Sin embargo los
requisitos que hacen falta para que los mercados sean perfectamente competitivos son
muy restrictivos. En particular se exige que no existan rendimientos crecientes a
escala o externalidades.
La teoría de los mercados disputables no ha tratado hasta el momento el problema de
las externalidades pero sí de las situaciones en que las economías de escala están
presentes.
En este sentido puede afirmarse que la teoría de los mercados disputables constituye
un intento de proveer un sustituto para la competencia perfecta en un mundo
económico donde predominan las economías de escala. En consecuencia la teoría de
los mercados disputables podría ser una base más robusta para fundar la Economía
del Bienestar.
Una cuestión especialmente destacable es que al mismo tiempo constituye una teoría
de la estructura industrial y permite introducir un nuevo concepto de eficiencia
económica: la eficiencia estructural. Tal como se ha expresado, se dice que una
estructura industrial es eficiente si la misma permite minimizar los costos de la
producción requerida para abastecer a la demanda.
En los mercados de competencia perfecta la eficiencia estructural resulta una cuestión
trivial ya que los mecanismos del mercado conducen espontáneamente a una
estructura (cantidad y tamaño de las firmas oferentes) que minimiza los costos de
producción. Sin embargo, en presencia de industrias multiproducto y de economías de
escala no hay seguridad alguna de que los mecanismos de mercado conduzcan a una
estructura industrial eficiente de modo tal que la cuestión adquiere una relevancia
crucial.
Los desarrollos realizados sobre los mercados disputables centra su atención sobre las
estructuras de costos, principalmente en las industrias multiproducto, en un intento de
identificar las propiedades de estos costos que tienen influencia sobre la estructura
industrial. (Ver Capítulo IV, Sección 1).
1. La disputabilidad de los mercados
La idea básica de la disputabilidad de los mercados es que un mercado puede ser
vulnerable a las fuerzas competitivas aunque esté caracterizado por una situación
monopólica u oligopólica. Es decir si las empresas que ocupan el mercado son
(64)
Para el desarrollo de esta sección se consultaron los siguientes trabajos: E.E. Bailey "Contestability and the
design of regulatory and antitrust policy", Am. Econ. Rev. 71 (2), 1981; W.J. Baumol "Contestable markets: An
uprising in the theory of industry" Am. Econ. Rev., 72 (1), 1982. M. Spence "Contestable markets and theory of
industry structure: A Review article" Journal of Econ. Lit., XXI, Sep. 1983; j.E. Stiglitz "Potential competition may
reduce welfare" Am. Econ. Rev. Paper and Proc., 71 (2) 1981; W.G. Shepherd "Contestability vs. Competition",
Am. Econ. Rev., 74, 1984.
74
técnicamente ineficientes, aplican precios excesivos a sus productos o explotan a los
consumidores de alguna otra manera, la entrada exitosa de competidores es posible.
En consecuencia, los mercados disputables deben estar caracterizados por libre y fácil
entrada y salida de modo tal que la competencia potencial puede ser suficiente para
disciplinar el comportamiento de las firmas oligopólicas o monopólicas presentes en el
mercado.
1.1.
Condiciones para la disputabilidad de los mercados
Un mercado se dice perfectamente disputable si en él se verifican las siguientes
propiedades:
1)
Los potenciales entrantes tienen acceso al mismo conjunto de técnicas
productivas y demandas de mercado que aquellas que están disponibles para
las empresas presentes en el mercado.
2)
No existen restricciones legales para la entrada o salida del mercado y tampoco
hay costos especiales que deben enfrentar el entrante pero que no recaen
sobre las firmas que ocupan el mercado. Es decir que la tecnología utilizada
puede implicar economías de escala pero no requerir necesariamente costos
hundidos.
3)
Las firmas presentes en el mercado sólo pueden modificar sus precios con
cierto período de demora (reacción no instantánea), pero los consumidores
responden inmediatamente a la diferencias de precios.
Indirectamente estas condiciones presuponen que todo el capital requerido por los
entrantes potenciales se encuentra disponible en forma líquida y que el mismo puede
desplazarse rápidamente de industria a industria. Esto significa que existen mercados
bien desarrollados para "leasing" o reventa de equipos de capital de modo tal que la
liquidez del capital puede recuperarse rápidamente y sin incurrir en pérdidas en su
valor.
En tales circunstancias una firma puede ingresar a un mercado monopólico u
oligopólico, si es que espera obtener beneficios fijando precios inferiores a los de las
firmas presentes, sirviendo una parte de la demanda atendida hasta el momento por
las mismas. Si las firmas que ocupaban previamente el mercado reajustan sus precios,
reaccionando frente a la nueva competencia, entonces la firma recién ingresada puede
salir rápidamente del mercado sin la pérdida que podría originar cualquier tipo de
costos hundidos.
En esas condiciones, las economías de escala no constituyen barreras a la entrada, en
la medida en que el oligopolio o monopolio a que puedan dar lugar sea no sustentable.
Si la tecnología que caracteriza a la industria implica la presencia de costos hundidos,
entonces esos costos constituirán una barrera a la entrada ya que ellos deben ser
afrontados por el potencial ingresante pero no deben ser erogados nuevamente por la
o las firmas ya presentes en el mercado.
Los costos hundidos son aquellos costos que no pueden ser recuperados o al menos
no rápidamente. Por ejemplo, los costos de inversión de las redes de transmisión o
distribución en un sistema eléctrico, los rieles de un sistema ferroviario son ejemplos de
ese tipo de costos. Se trata de inversiones que no pueden transformarse tan fácil y
75
rápidamente en capital líquido conservando al mismo tiempo el valor del capital
inicialmente invertido.
En tal sentido es importante distinguir entre costos fijos y costos hundidos. Los costos
fijos resultantes de inversiones de capital serán costos hundidos sólo en la medida en
que tengan la característica de no ser fácilmente reconvertibles a capital líquido. Por
ejemplo los equipos ligeros de generación térmica constituyen costos fijos en la
industria de la generación eléctrica pero, en ciertas circunstancias, pueden ser
rápidamente realizables y por tanto no constituir costos hundidos.
En los mercados disputables no importa tanto la competencia efectiva sino la
competencia potencial que permite disciplinar el comportamiento de la o las firmas ya
presentes en el mercado.
La perfecta disputabilidad de todos los mercados permite restablecer todas las
condiciones necesarias para alcanzar el óptimo global, aún cuando tales mercados no
sean de competencia perfecta sino poblados de oligopolios y monopolios.
Es decir que una de las condiciones más importantes de la teoría se refiere a la
competencia potencial dada por la libre entrada y salida (sin costo). Se supone que en
estas circunstancias el poder monopólico está ausente aún en presencia de
monopolios.
Sin embargo uno de los supuestos más restrictivos de este teoría es justamente que el
modelo supone la perfecta disputabilidad a través de la entrada libre y total, en el
sentido de que ocupen todo el mercado. El supuesto implícito para que se produzca la
total ocupación del mercado es una no-respuesta por parte de las empresas que ya
están en el mercado. Este argumento simplemente no parece sustentable.
Donde existe entrada y salida sin costo el poder monopólico está ausente aún en
presencia de monopolios.
1.2.
Sustentabilidad del Monopolio Natural
En el caso de las industrias multiproducto el monopolio natural puede ser, en algunas
situaciones, potencialmente inestable. Esta inestabilidad puede surgir por diferentes
razones.
Este puede ser el caso en que las economías de escala producto-específicas son más
importantes que las economías de alcance. En tal situación una firma que se
especialice en uno de esos productos puede provocar la inestabilidad del monopolio
natural que produce de manera conjunta ese bien y otros productos que son sustitutos
cercanos de aquél.
En cambio, cuando las economías de alcance son importantes, la situación de
monopolio natural resulta más sostenible.
La sostenibilidad de un monopolio natural se verificará cuando el mismo no afronta la
posibilidad de que la competencia potencial se convierta en competencia efectiva y
pierda parte de sus mercados.
Por supuesto, la sustentabilidad del monopolio natural se relaciona de manera directa
con los precios que fija para sus productos.
76
Baumol, Bailey y Willig (1977) afirman que las condiciones necesarias para que un
monopolio sea sostenible son las siguientes:
a)
Que la función de costos sea subaditiva para todo el rango de producción
relevante
b)
Que minimice el costo de producción en los niveles de producción abastezcan
la demanda de la industria
c)
Que los beneficios supernormales sean nulos en caso de que no existan
barreras en la entrada
d)
Que no practique subsidios cruzados entre productos o grupos de
consumidores
e)
Que los precios sean mayores o iguales a los costos marginales
Tal como se ha visto en una sección del capítulo precedente, la subaditividad de la
función de costos es una condición necesaria (y suficiente) para la existencia de
monopolio natural. Si no hubiera subaditividad de costos entonces
C ( Xi)   C (Xi)
y por tanto la situación de monopolio no es sostenible, salvo que existan barreras a la
entrada.
La segunda condición se relaciona con la eficiencia productiva. Si el monopolista no
minimiza sus costos puede producirse el ingreso de competidores que siendo
técnicamente eficientes puedan abastecer la demanda obteniendo beneficios.
Si existen beneficios supernormales y no hay barreras a la entrada puede existir
también la posibilidad de ingreso de competidores que abastezcan la demanda
obteniendo beneficios y, en consecuencia, el monopolio no es sostenible.
La cuarta condición indica que la presencia de subsidios cruzados puede implicar que
para ciertos productos o grupos de consumidores el monopolista está fijando precios
muy por encima de los correspondientes costos de producción. En tal caso puede
verse enfrentado con ingresantes que abastezcan esa porción de la demanda
obteniendo beneficios.
Por último, la condición e) indica que si el precio es inferior al costo marginal, el
monopolio mejoraría sus beneficios disminuyendo la producción y por tanto no existiría
sustentabilidad.
En términos generales puede decirse que un monopolio, que produce un conjunto de m
bienes cuyas cantidades están expresadas por el vector X = (x1, x2, ...xm) y las vende
según el vector de precios P = (p1, p2, ..., pm) de modo tal que X = Q (P), siendo Q (.) la
función vectorial de demanda, es sustentable como estructura de mercado si
Pe Xe < C (Xe) para todo Pe < P y Xe < Q (Pe)
donde C (.) denota la función de costos de la industria Xe y Pe los vectores de
cantidades y precios de cualquier firma entrante en el mercado.
77
Esa condición está indicando que no existe la posibilidad de que una firma ingresante
pueda fijar precios inferiores a los del monopolista obteniendo ganancia (normales o
supernormales).
1.3.
Disputabilidad y regulación
La implicancia normativa principal de la teoría de los mercados disputables es la no
necesidad o inconveniencia de la regulación en los mercados que sean disputables,
especialmente si la regulación constituye una barrera legal a la libre entrada de nuevas
firmas a la industria considerada.
Por contraposición, es claro que en aquellas industrias caracterizadas por la presencia
de monopolios u oligopolios, cuyos mercados no sean disputables, la regulación resulta
indispensable como instrumento para promover un mayor bienestar.
Es más, los propios autores de las teorías de los mercados disputables afirman que en
los servicios públicos que tienen grandes costos no recuperables o en los que haya
problemas de sustentabilidad deben continuar siendo regulados o, más aún, operados
por el sector público.(65)
En consecuencia, desde la perspectiva de la teoría de los mercados disputables, la
necesidad de regulación se fundamenta en la falta de un mercado razonablemente
disputable o en la imposibilidad de sustentar un monopolio natural, en un mercado
disputable en función de estrategias de fijación de tarifas no subsidiadas.
Por ejemplo, un monopolio natural puede no ser sustentable en un mercado disputable
si opera con la obligación de prestar el servicio y tal obligación no se impone a las
incorporaciones potenciales.
2.
Consistencia teórica y relevancia empírica de la Teoría de los Mercados
Disputables
Como ya se ha dicho, la Teoría de los Mercados Disputables pretende ser una
generalización o un sustituto del modelo de competencia perfecta tanto desde el punto
de vista descriptivo-explicativo como desde la perspectiva normativa de la Economía
del Bienestar. Desde este último punto de vista se plantea que la perfecta disputabilidad de los mercados puede conducir a una situación de óptimo social aún en presencia
de oligopolios o monopolios.
En consecuencia, en presencia de perfecta disputabilidad en todos los mercados se
podría alcanzar la eficiencia económica en sus tres aspectos: productiva, asignativa y
estructural. Como se recordará el significado de estos conceptos de eficiencia es el
siguiente:
Eficiencia productiva o técnica: se dice que una empresa es productivamente eficiente
si un dado nivel de producto se obtiene con el mínimo costo en términos de recursos.
Eficiencia asignativa: se refiere a la distribución de recursos entre actividades
productivas. En tal sentido puede afirmarse que la asignación de los recursos es
eficiente cuando para cada recurso productivo se verifica que el valor de su
productividad marginal es igual en todos sus usos e igual al precio del mismo. Este
(65)
E.E. Bailey, W.J. Baumol "Deregulation and the theory of contestable markets", Yale Journal on Regulation, Vol.
1, 1984
78
concepto de eficiencia sólo puede ser definido en base a una distribución de la riqueza
que se toma como dato exógeno.
Eficiencia estructural: se dice que una industria se caracteriza por una estructura
(número y tamaño de las firmas) eficiente si dicha estructura es la que permite alcanzar
el mínimo costo de oferta del o de los productos considerados.
De la definición de estos tres conceptos de eficiencia queda claro que, desde el punto
de vista normativo, el segundo es el que habrá de implicar necesariamente un juicio de
valor político.
La teoría de los mercados disputables parte del reconocimiento de la escasa capacidad
descriptiva del modelo de competencia perfecta debido a la alta frecuencia de
economías de escala y de estructuras oligopólicas o monopólicas en los mercados
concretos.
Pero, del mismo modo que el modelo de la competencia perfecta, la teoría de los
mercados disputables pretende fundamentar la superioridad del libre juego de los
mecanismos de mercado, es decir pretende proporcionar una nueva versión del
funcionamiento de la "mano invisible" de A. Smith.
2.1.
Análisis crítico de la Teoría de los Mercados Disputables
Sin embargo, algunos autores han planteado serias dudas sobre la consistencia teórica
y la relevancia empírica de la disputabilidad de los mercados.(66)
Una primera observación de carácter metodológico es que las enseñanzas normativas
de la Teoría de los Mercados Disputables (TMD) están basadas exclusivamente sobre
la maximización estática de los excedentes de los consumidores y productores, tal
como es común en los desarrollos actuales. La innovación, la equidad y otros valores
de carácter social son dejados de lado en el análisis. Sin embargo, la importancia de
estos factores pueden exceder aquellos resultados del análisis estático.
Una segunda observación del mismo carácter es que la disputabilidad debe cumplirse
totalmente a fin de deducir aquellos resultados deseables que se deducen de la TMD.
Si se cumpliera de manera aproximada tales resultados se convierten en meras
conjeturas especulativas.
Pasando ahora a considerar los aspectos teórico-conceptuales de la TMD pueden
plantearse las siguientes observaciones:
a)
La perfecta disputabilidad implica la entrada-ultra-libre (EUL) y total. Total en el
sentido de que el o los entrantes potenciales ocupen todo el mercado. En tal
caso el supuesto de no-respuesta (inmediata) por parte de las empresas que ya
están en el mercado no parece razonable o sostenible. Por tanto la de EUL
aparece como contradictoria con la de no reacción.
b)
Aún si se ignorara la anterior inconsistencia, la EUL carece de generalidad ya
que se trataría de un caso extremo. En consecuencia no puede presentarse
ese caso extremo como un intento de generalización de la teoría de la
competencia.
(66)
Véase especialmente W.G. Shepherd, op. cit.
79
c)
Con relación a los costos y las barreras a la entrada y salida se plantean
importantes dudas:
i)
En la TMD los costos fijos no se plantean como una barrera a la entrada.
Esto podría ser cierto sólo si el entrante puede captar la totalidad del
mercado de la firma ya existente. En caso contrario los costos fijos
unitarios del entrante serían mayores que los correspondientes a la firma
existente. En consecuencia la entrada total es supuesta.
Los sostenedores de la TMD sólo toman en cuenta los costos fijos en la
medida en que puedan ser considerados como costos hundidos.
ii)
Los costos hundidos guardan una estrecha relación inversa con el
período de tiempo que se considere. En cualquier mercado los costos
hundidos son mucho más grandes en el corto plazo que en períodos
largos de tiempo, por definición. En consecuencia, dentro de la lógica
de la TMD, esos costos son grandes durante el período (necesariamente
corto) en que se supone que la o las empresas presentes en el mercado
no reaccionan frente a la entrada de competidores. Por tanto aquí la
TMD presenta otra inconsistencia.
iii)
Virtualmente todo tipo de producción requiere recursos específicos que
no pueden ser transferidos o vendidos sin costo. Por tanto la ausencia
total de costos hundidos es un supuesto extremo que no puede ser una
hipótesis para una teoría general.
d)
La TMD enfatiza la competencia potencial pero no presta casi ninguna atención
a la real competencia existente al interior del mercado considerado.
e)
El caso de un monopolio que enfrente una real posibilidad de EUL es muy
probablemente inestable y la situación de monopolio es sólo transitoria y no un
estado de equilibrio de la industria.
f)
En suma, la necesidad de adoptar hipótesis tan extremas (entrada total, no
reacción y ausencia total de costos no recuperables) hace que la TMD refleje
sólo una situación extrema y por tanto no puede carácter de generalidad.
Por último pueden plantearse algunas consideraciones respecto a la relevancia
empírica de la TMD.
En primer lugar puede decirse que TMD es una teoría que requiere de una base
empírica que la sustente. Hasta el momento las enfáticas y pretenciosas conclusiones
de política que de ella se han querido deducir contrastan con supuestos no plausibles
aplicados únicamente para deducir resultados abstractos sin constataciones empíricas
serias.
En segundo término la investigación empírica acumulada durante décadas muestra que
las condiciones internas de la industria son mucho más importantes que la
competencia potencial. El nivel y la variación de la tasa de retorno ha mostrado una
marcada correlación con la porción de mercado que abarca una empresa. No existen
evidencias de que la competencia potencial haya neutralizado el grado de monopolio
en los mercados. En términos generales un alto grado de monopolio va acompañado
por fuertes barreras a la entrada.
En tercer término las extremas condiciones planteadas por la TMD no están
respaldadas por casos concretos. Analizados esas condiciones se observa que:
80
i)
No se han podido identificar casos concretos de ultra libre entrada en mercado
donde las empresas presentes tienen porciones importantes del mercado.
ii)
Ocupación total del mercado por el integrante y falta de respuesta inmediata de
las empresas presentes tampoco puede plantearse como un hecho observado
en mercados con alta concentración.
iii)
La deliberada entrada breve (entrada y salida) es rara e improbable.
iv)
La ausencia de costos hundidos es prácticamente un hecho desconocido en
mercados con alta concentración.
Por último, interesa examinar si las importaciones podrían desempeñar el rol de la
competencia potencial. Tal vez este es el tipo de competencia que ofrece mayores
chances para aplicar el enfoque de la TMD. Sin embargo, la competencia potencial de
las importaciones depende más de las condiciones internas al mercado considerado
que de los supuestos requeridos por la TMD.
2.2.
Aporte de la TMD para la reforma regulatoria de las actividades de servicio
público
Las críticas a la TMD, expuestas en la sección anterior, afectan especialmente a la
pretensión de dicha teoría de querer constituirse en una generalización del modelo de
competencia perfecta. En tal sentido esas críticas son totalmente pertinentes: los
supuestos que requiere la perfecta disputabilidad de los mercados son al menos tan
irrealistas como aquellos que utiliza el modelo de competencia perfecta.
Sin embargo, si se dejan de lado las pretensiones referidas a la búsqueda de
soluciones que conduzcan a una asignación óptima de los recursos y se rescatan los
aportes referidos a la caracterización estructural de las actividades reguladas y a la
influencia de la competencia efectiva o de la disputabilidad (necesariamente
imperfectas) como elementos para disciplinar el comportamiento de los actores
empresarios en las cadenas productivas de servicios públicos, la evaluación seria un
tanto diferente.
No cabe duda que el diferente grado de disputabilidad de los mercados y la diversidad
en las características de las funciones de costo resultan de utilidad para el diseño de
los esquemas regulatorios.
Los elementos analíticos mencionados aportan sin duda elementos valiosos a la
discusión de la reestructuración institucional y regulatoria de las actividades de
servicios públicos. Ese aporte se relaciona, en particular, con la delimitación de los
ámbitos donde los mecanismos de mercado pueden contribuir a un funcionamiento
satisfactorio de las mencionadas actividades, con la forma de organizar ese espacio
para los mecanismos de mercado cuando el mismo no resulta de la simple eliminación
de barreras a la entrada (como sería el caso del mercado del petróleo crudo) y con la
identificación de aquellas actividades donde es necesario mantener la intervención
regulatoria del Estado.
La próxima sección está destinada a aportar una ejemplificación de la aplicación de los
elementos analíticos de la Teoría de los mercados disputables y de los aspectos
vinculados con las funciones de costo a las principales cadenas productivas
energéticas.
81
3.
Disputabilidad de los mercados energéticos. Organización institucional y
regulación
Las actividades que componen las diferentes cadenas productivas de los sistemas
energéticos pueden distinguirse atendiendo al carácter comercializable de los bienes o
servicios que produce, al grado de presencia de economías de escala, secuencia y
alcance de acuerdo con el tamaño del mercado que atienden y a la intensidad de los
costos hundidos que las caracteriza. Cada uno de estos elementos resultan de
importancia significativa para evaluar el grado de disputabilidad de los respectivos
mercados así como para examinar la eficacia de diferentes formas de organización
institucional de las mismas y para definir algunos principios relevantes para esquemas
regulatorios respectivos.
A continuación se realiza un breve análisis de estos aspectos para las principales
cadenas energéticas: Petróleo y derivados, Electricidad y Gas Natural.
3.1.
Disputabilidad de los mercados de petróleo y derivados
El petróleo crudo tiene las características típicas de un bien comercializable,
especialmente si se lo concibe como una commoditie (es decir, una materia prima a la
que no se le atribuye valor estratégico). De este modo, el mercado de petróleo crudo al
interior de cada país estaría expuesto a la competencia externa, en ausencia de
restricciones, de tipo legal o arancelario, a la importación.
En función de ello puede afirmarse en principio que ese mercado presenta un algo
grado de disputabilidad (derivado principalmente de la importación) a pesar de los
fuertes costos hundidos que implican las actividades del upstream. De este modo, a
pesar de la estructura marcadamente oligopólica de la oferta interna de crudo
(especialmente debida al carácter capital intensivo de las actividades y al reducido
tamaño de los mercados de los países de América Latina), los actores de los
eslabones de producción ven limitado su manejo de los precios del petróleo que
venden debido a la “incursión oportunista” de las importaciones.
En función de ello podría plantearse que tratándose de un mercado disputable, el
precio del petróleo crudo no requiere de intervención regulatoria alguna.
Sin embargo, la eventual ausencia de intervención regulatoria en la determinación de
los precios internos del petróleo crudo no significa que no exista la necesidad de
instrumentos de política tendientes a incidir sobre el uso de los recursos
hidrocarburíferos nacionales y sobre las modalidades de apropiación de la renta de
tales recursos.
La apertura de las actividades de exploración, desarrollo y producción a la participación
de actores privados supone el otorgamiento de los permisos correspondientes (por
medio de licitaciones) y la definición de las formas de contratación que especifican las
condiciones de esa participación.
En última instancia, la disputabilidad de los mercados de petróleo actúa sobre el nivel
de los precios internos incidiendo, por ese medio, sobre la renta. La existencia y el
82
mantenimiento de importantes cuantías de rentas (relativas y absolutas) hacen que la
disputabilidad actúe al mismo tiempo sobre el nivel y la distribución de tales rentas. (67)
El mercado de los servicios de transporte por oleoducto desde los yacimientos o
puertos de entrada hasta las refinerías o desde los yacimientos hasta los puertos de
embarque, se caracteriza normalmente por importantes economías de escala y la
presencia de costos hundidos de gran magnitud. Se trata por tanto de un monopolio
natural no disputable. En consecuencia, el precio y la prestación de tales servicios
deben estar sujetos a regulación.
En lo que se refiere al mercado de derivados la situación es significativamente
diferente.
Si bien al igual que en el caso del petróleo se trata de bienes
comercializables, los servicios de comercialización y distribución, asociados a su venta
a los usuarios finales, no lo son. Al existir cierto grado de integración vertical entre las
actividades de refinación y, al menos, de la comercialización mayorista de los
derivados, ello da lugar a importantes barreras a la entrada de nuevos competidores o
a la competencia potencial.
En general, el expendio minorista de los derivados está también ligado con los canales
de comercialización mayorista: las estaciones de servicio se identifican con la marca de
las empresas refinadoras o de las importadoras que realizan la comercialización y
distribución mayorista.
Puesto que la prestación de esos servicios (comercialización y distribución mayoristaminorista) está caracterizada por la presencia de costos hundidos (instalaciones
portuarias, de almacenamiento y de transporte, campañas publicitarias tendientes a
imponer una marca, bocas de expendio minorista, etc.), el mercado correspondiente no
presenta condiciones de disputabilidad. Al menos, no se presta a incursiones
oportunistas por medio de la importación.
Por otra parte, las economías de escala, junto con las fuertes indivisibilidades de la
inversión en la actividad de refinación frente al tamaño comparativamente reducido de
los mercados en el ámbito de América Latina hacen que dicha actividad tenga
características fuertemente oligopóicas.
En consecuencia, puede afirmarse que el mercado de los derivados de petróleo en los
países de América Latina presenta características de oligopolios naturales con un
grado muy reducido de disputabilidad.
Es por ello que, la liberalización total de tales mercados puede dar lugar a abusos que
perjudican a los intereses de los consumidores. Consecuentemente, la protección de
tales intereses implica la necesidad de intervención regulatorias dirigida a prevenir y
sancionar la presencia de conductas oligopólicas.
Es sabido que en mercados oligopólicos de estas características los precios son en
general establecidos por las empresas líderes y la competencia se despliega
apuntando a mejorar las porciones de mercado por medio de la diferenciación de
productos y la constitución o refuerzo de las barreras a la entrada mediante campañas
publicitarias. Por tanto, la competencia en el mercado no actúa sobre el nivel de los
precios.
(67)
J.M. Chevalier “Contestabilité des marchés et nouvelle dynamique concurrenntielle: une nouvelle problématique
économique de l’energie”, Cahiers de Recherche du Centre Géopolitique de l’Energie et des Matieres Premiéres,
Université Paris IX-Dauphine, 1996.
83
3.2.
Competencia y disputabilidad en los mercados eléctricos
Tal vez uno de las principales motivaciones de la reformulación de la teoría de los
mercados disputables haya sido poner en evidencia la posibilidad de construir la
disputabilidad en ciertos sectores de la actividad económica que como aquellos que
utilizan redes fijas de transporte y distribución.
A este respecto, es interesante señalar que uno de los pocos trabajos de aplicación
concreta de la teoría de los mercados disputables se refiere a discutir la introducción de
disputabilidad en el mercado de generación eléctrica. (68).
Hasta mediados o fines de la década del 80, la mayor parte de los sistemas eléctricos a
nivel mundial presentaban un fuerte grado de integración vertical y horizontal y una
marcada presencia del Estado en las actividades de producción por medio de
empresas públicas.
En tales condiciones, las “transacciones” vinculadas con el manejo de la energía y la
potencia en bloque eran manejadas como transacciones internas dentro de esa
estructura verticalmente integrada, dominada por una coordinación centralizada y
jerarquica de las operaciones y de las decisiones de inversión.
La intención de introducir la disputabilidad en las industrias eléctricas supone
necesariamente una reorganización institucional y un profundo cambio en los principios
regulatorios y en las modalidades de coordinación. Se trata en suma de reemplazar la
organización y la modalidad de coordinación previamente descripta por otra donde los
ejes principales de coordinación repose en los mecanismos de mercado.
A fin de analizar los posibles enfoques para construir los ámbitos de mercado en los
sistemas eléctricos es necesario examinar el grado de disputabilidad posible con
relación a las diferentes actividades que los conforman, así como las características de
las funciones de costo en una de ellas.
a)
La etapa de generación
Tal como se ha expresado en una sección del capítulo anterior, las tecnologías
empleadas en la generación eléctrica han mostrado una fuerte dinámica de innovación
en los últimos veinte años, especialmente en aquellas vinculadas con la generación
térmica.
La introducción de esas nuevas tecnologías (Turbina de Gas y Ciclo Combinado) han
modificado de manera significativa el tipo de rendimientos a escala que caracterizaba a
la actividad hasta principios de la década del 70. Hasta ese momento, las economías
de escala, facilitadas por la progresiva integración espacial de los sistemas, eran muy
marcadas. Este hecho, entre otros, fue totalmente compatible con la organización
dominada por la integración vertical y horizontal y por una modalidad de coordinación
centralizada.
Es claro que la atenuación de la importancia de tales economías de escala, secuencia
y alcance, derivada de la potencial incorporación de esas nuevas tecnologías,
constituye un hecho facilitante (aunque no determinante) de los cambios institucionales
y regulatorios impulsados por los profundos cambios en las modalidades de
acumulación en el seno de la economía mundial y por las corrientes doctrinarias que
los acompañaron y legitimaron.
(68)
W.J.Baumol, K.S.Lee, “Contestable markets. Trade and Development”, The World Bank Research Observer,
Enero 1991.
84
Lo cierto es que esos cambios tecnológicos incrementaron considerablemente el grado
de disputabilidad posible en el mercado de generación eléctrica. Ellos ayudaron a
eliminar el carácter de monopolio u oligopolio natural vigente previamente en la
actividad, debido a la mencionada atenuación de las economías de escala, secuencia y
alcance.
También aportaron a una disminución de la presencia de costos hundidos ya que ese
equipamiento más ligero de generación permite más fácilmente el uso de modalidades
de leasing o la existencia de mercados de reventa.
Como consecuencia de esos dos hechos, si se eliminaran las barreras a la entrada a
los mercados mayoristas (y eventualmente minoristas) de electricidad, sería posible la
disputabilidad en esos mercados. Claro está que no se trate de una perfecta
disputabilidad sino solo de un mayor grado de acción de la competencia potencial.
Por tanto, habría que examinar a continuación cuales con las principales barreras a la
entrada de generadores potenciales en el mercado mayorista eléctrico.
b)
La transmisión y distribución
Al margen de las barreras impuestas por el marco regulatorio vigente que implicaba (o
implica) limitaciones al ingreso de nuevos generadores, los mayores escollos para la
disputabilidad del mercado de generación se derivan del acceso a las redes de
transmisión (y distribución).
Las actividades de transmisión y distribución se caracterizan por la presencia de
fuertes economías de escala y de costos hundidos muy importantes.
Las redes suponen grandes montos de inversión que solo son recuperables a muy
largo plazo (alrededor de 20 ó 25 años).
Además, en la distribución se observa también la existencia significativa de economías
de alcance, tal como se ha ilustrado en las secciones del capítulo anterior.
Se trata por tanto de típicos monopolios naturales no disputables. De este modo, en la
medida en que se mantenga una organización vertical y horizontalmente integrada o
existan asimetrías o exclusividad en el acceso a las redes de transporte (y distribución),
resulta imposible la introducción de mecanismos de mercado en los sistemas
eléctricos.
c)
La construcción de la disputabilidad en los mercados eléctricos
Como consecuencia de lo expresado previamente la construcción de la disputabilidad
en los mercados eléctricos supone necesariamente una reorganización institucionalproductiva de la cadena eléctrica y una profunda reforma en los principios regulatorios
y en la modalidad de coordinación.
Por lo que se refiere a la organización institucional-productiva, es necesario proceder a
una segmentación vertical y horizontal de las diferentes actividades que integran la
cadena eléctrica.
La segmentación vertical resulta necesaria para independizar el manejo de las redes
de transporte de los mercados de generación y distribución.
85
La partición horizontal es conveniente para multiplicar los actores en los ámbitos de
generación y distribución a fin de multiplicación de actores disminuyendo el grado de
contratación y por tanto en las barreras a la entrada en esas actividades.
En lo que respecta a los principios regulatorios hay dos cuestiones especialmente
importantes para la construcción de condiciones de disputabilidad.
Por una parte, sancionar el principio de incompatibilidad funcional de la actividad de
transmisión con la generación y la comercialización de la electricidad. Esto significa
que los actores que prestan el servicio de transporte no pueden realizar ninguna de
ambas actividades convalidando la segmentación vertical impulsada con la
reorganización institucional que la posibilita.
Por otra parte, establecer el principio de libre acceso de terceros a las redes de
transporte y distribución.
A partir del establecimiento de este principio se eliminará toda asimetría o falta de
transparencia en el uso de las redes.
Por último, en lo relativo a las modalidades de coordinación se trata promover la
descentralización de las decisiones de producción y de inversión. Con ello, se logra
que exista un ámbito de acción de los mecanismos de mercado en la operación del
sistema y en la asignación de recursos.
Puede verse entonces que, con estos enfoques de reorganización institucionalproductiva de reforma regulatoria, en función de los elementos analíticos de la teoría de
los mercados disputables es posible pasar de una modalidad de coordinación
centralizada a otra donde dicha coordinación reposaría de modo significativo en los
mecanismos de mercado.
La imagen que presentaría esa nueva organización y los ámbitos posibles para la
acción de los mecanismos de mercado se representa en la Gráfica 6.
Gráfica 6
Generación
Transmisión
Distribución
MC
GU
MC
.
.
.
.
GU
.
.
.
Libre acceso
MC:
GU:
a las redes
Mercado de usuarios cautivos
Grandes usuarios
86
MC
GU
Libre acceso
a las redes
En la gráfica, las líneas punteadas están indicando la partición vertical de la cadena, al
mismo tiempo que el principio regulatorio de incompatibilidad de la función de
transporte con las dos actividades restantes.
Los ámbitos de funcionamiento de los mecanismos de mercado son esencialmente de
dos tipos:


Competencia entre generadores para el abastecimiento mayorista a los
distribuidores
Competencia entre abastecedores (generadores o distribuidores) para proveer de
energía y potencia a los grandes usuarios. Este ámbito de mercado supone en
cierta medida la disociación entre las funciones de distribución propiamente dicha
de la de comercialización.
A partir de la figura resulta claro que la partición horizontal en los ámbitos de
generación y de distribución, facilita tanto la competencia en el mercado (al existir una
mayor atomización en la generación (69) y una partición geográfica en la distribución (70)
y la competencia potencial al disminuir el grado de oligopolio y/u oligopsonio que suele
incidir en la importancia de las barreras a la entrada. Ambos tipos de competencia
aportan al grado de disputabilidad de los mercados.
Por otra parte, las características de monopolio natural en las actividades de
transmisión y de distribución en el segmento de usuarios cautivos (MC) implica la
necesidad de que los mercados de estos servicios sean regulados. Recuérdese que
se trata de monopolios naturales no disputables debido a la marcada presencia de
costos hundidos.
En el caso de la distribución, los precios de los servicios correspondientes están
asociados básicamente con el margen que media entre los precios de compra
mayorista y las tarifas fijadas a nivel de los usuarios finales.
En el caso de estos servicios la imposibilidad de la competencia en el mercado podría
ser reemplazada por mecanismos de competencia por el mercado, por medio de
procesos licitatorios en las concesiones o permisos (Frauchise Competition).
Supuestamente, dentro de ciertas condiciones, la competencia por el mercado puede
ayudar a asegurar la transferencia de las mejoras en la productividad a los usuarios.
Sin embargo, los mecanismos y las condiciones para construir ese tipo de competencia
pueden ser muy complejos (71).
Aún cuando la construcción de la disputabilidad en los mercados actuando a través de
la competencia de precios debería tener como efecto una mayor eficiencia productiva
y, eventualmente, el traslado de parte de las mejoras de productividad a los usuarios,
existen otras consecuencias que no pueden ser necesariamente calificadas como
deseables.
Entre tales consecuencias pueden mencionarse las siguientes:
(69)
(70)
(71)
Facilitada por la atenuación de las economías de escala.
En este caso los monopolios naturales tienen necesariamente un ámbito geográfico. Por otra parte la
atenuación de las economías de escala en la generación térmica facilita la posibilidad de atender mercados
localizados con generación más próxima.
Ver D.F. Spulber (1989), op. cit. cap. 9.
87







En sistemas con una alta proporción de generación hidroeléctrica puede existir una
muy marcada volatilidad en los precios, especialmente si la capacidad de
regulación hidráulica es muy baja.
Esta volatilidad de los precios puede incrementar notablemente la incertidumbre
para las decisiones de inversión (en la generación) y para las elecciones (fuentes y
equipamientos) por parte de los grandes usuarios de electricidad.
Las posibilidades de competencia potencial o efectiva se ve limitada notablemente
en aquellos sistemas eléctricos correspondientes a países que no disponen de gas
natural a bajo costo. Sólo la disponibilidad de ese combustible facilita la
incorporación de las mencionadas tecnologías y, por tanto de generadores
independientes.
La competencia por los mercados puede, dentro de ciertas circunstancias,
promover el sobrequipamiento en la generación (y eventualmente en la
transmisión). O, en todo caso, provocar ciclos de sobreequipamiento y seguidos de
penuria en el abastecimiento, realimentando los ciclos de precios. Estos fenómenos
pueden dar lugar a una inadecuada asignación de los recursos.
Cuando este cambio institucional-productivo y regulatorio se promueve en sistemas
que tienen un horizonte muy corto en lo que se refiere a niveles razonables de
seguridad en el abastecimiento, la acción de los mecanismos de mercado pueden
no ser suficientes para garantizar la calidad de los servicios en el corto-mediano
plazo.
La combinación de la acción del mercado y la regulación en el ámbito de la
distribución minorista puede provocar efectos redistributivos importantes. Dada la
incidencia de la composición del mercado y su tamaño en el área de distribución, el
intento de los distribuidores de retener a los grandes usuarios puede implicar el
ofrecimiento de mejores condiciones de precio para estos éstos en detrimento de
mayores tarifas para los usuarios cautivos. Este es un resultado muy conocido de
ese tipo de combinación (competencia y regulación). (72)
La racionalidad propia de los mercados competitivos supone, respecto de la
modalidad de coordinación central, un cambio en la misión de los actores que
puede implicar el abandono de ciertos objetivos de promoción social de la
población de menores recursos. Se trata especialmente de la eliminación de
subsidios para garantizar el acceso al abastecimiento de los requerimientos básicos
de la población en cantidad y calidad.
Por último pueden mencionarse el potencial cambio de racionalidad por lo que se
refiere a los impactos ambientales y a la promoción del uso racional de la energía.
En el caso de los impactos ambientales, que como se ha dicho, constituyen
externalidades para los diferentes procesos la acción de los mecanismos de
mercado resultan claramente insuficientes y en desventaja frente a la modalidad de
coordinación centralizada, requiriendo por tanto un claro marco regulatorio.
Por lo que respecta al uso racional de la energía, la segmentación vertical puede
cambiar considerablemente los incentivos de las empresas para impulsarlos. En
efecto, para una empresa verticalmente integrada las campañas de promoción del
uso eficiente de energía entre sus clientes puede ayudarle a disminuir los
requerimientos de inversión en generación, transmisión y distribución y, por tanto,
una mejora en su margen de rentabilidad.
La segmentación vertical de los procesos de la cadena eléctrica puede implicar la
eliminación de tales incentivos haciendo desaparecer el “negocio del URE’ para las
empresas distribuidoras. Es claro que los mecanismos más indirectos son
regulatoria e institucionalmente mucho más complejo y precarios.
Es claro que además de todas estas consecuencias es necesario señalar que la
construcción de la disputabilidad en los mercados eléctricos significa un sensible
(72)
Ver A.E. Kahn (1970-71) op.cit.
88
incremento en los costos de transacción. Ese incremento se relaciona tanto con los
costos derivados de obtener la información necesaria para orientar las decisiones de
operación y de inversión y de conocer y desentrañar los intrincados tecnicismos de los
marcos regulatorios, como con los costos derivados de los diferentes entes de
coordinación y control (organismos encargados del despacho y la administración de las
transacciones, entes regulatorios, etc.).
Tal como se ha expresado en una de las secciones del capítulo anterior, la presencia
de estos costos de transacción, junto con la aún significativa presencia de economías
de escala, secuencia y alcances hacen que la construcción de la disputabilidad de los
mercados sea inconveniente desde una perspectiva puramente económica y aún
inviable.
3.3.
Disputabilidad en la cadena productiva del gas natural
Al igual que en el caso eléctrico, la construcción de la disputabilidad del mercado de
abastecimiento mayorista y del segmento minorista de los grandes usuarios del gas
natural supone la segmentación vertical y la partición horizontal de los diferentes
procesos que integran esa cadena productiva, así como el establecimiento de los
principios de incompatibilidad de la función de transporte con relación a las otras
funciones (producción y distribución, y de libre acceso a terceros a las redes). Puesto
que en general se trata del mismo tipo de argumentación la misma puede obviarse a fin
de evitar repeticiones.
Sin embargo, existen algunos aspectos distributivos que hacen más difícil, en este
caso, la construcción de espacios de competencia.
En primer lugar, el proceso de producción de gas natural no presenta el mismo grado
de disputabilidad que la generación eléctrica. En este caso, la presencia de costos
hundidos es mucho más acentuada.
En segundo término, dependiendo del tamaño del mercado, el grado de oligopolización
en esa actividad suele ser mucho mayor que la correspondiente a la generación
eléctrica.
En tercer lugar, la ubicuidad geográfica de los recursos y de las correspondientes vías
de transporte (gasoductos) suele acentuar notablemente esa estructura oligopólica de
la producción tal como se muestra en la Gráfica 7.
89
Gráfica 7
P11
P12
P13
P21
P22
P23
C1
P24
C2
C3
Ai (i=1, 2):
Areas de producción
Pij :
Productor j actuante en el área i
Ch (h=1,2,3) :
:
Centros de consumo
Gasoductos
Tal como puede observarse, la disposición geográfica de las áreas de producción limita
naturalmente la competencia entre los productores. Solo en el caso del centro de
consumo C3 existe la posibilidad de opción entre el conjunto total de productores. En
el caso de los centros urbanos C1 y C2 el conjunto de productores en competencia se
reduce considerablemente.
Por otra parte, en comparación con los sistemas de transmisión eléctrica, el transporte
de gas no suele presentar una muy alta interconexión y difícilmente admite la
posibilidad de reversión de flujos.
Estas consideraciones deberían prevenir acerca de las posibilidades reales de construir
la disputabilidad en los mercados de gas natural.
90
3.4.
Barreras a la entrada en las industrias energéticas.
recientes
Algunas tendencias
Algunos autores han intentado formalizar por medio de esquemas las tendencias de
reformas de tipo institucional-regulatorio que se observan a partir de los procesos de
reestructuración de las cadenas productivas energéticas.
En términos generales se observa una tendencia hacia la mayor apertura de los
mercados y de las actividades correspondiente, al ingreso de nuevos actores y, el
mismo tiempo, de una mayor participación privada, ya sea a través de la privatización
de los activos existentes y/o de las inversiones de expansión.
Por otra parte, esa tendencia implica también el abandono total o parcial de la
modalidad de coordinación centralizada predominante en las diferentes cadenas
productivas en la gran mayoría de los países, a favor de una modalidad con una más
fuerte incidencia de la coordinación por el mercado.
Por ejemplo, J.M. Chevalier (73) propone el siguiente esquema para mostrar las
tendencias que se observan con relación a las barreras a la entrada en las diferentes
actividades productivas energéticas.
Esquema 1
Barreras a la entrada en las actividades productivas energéticas
Barreras
Tecnológicas
Exploración
Producción
(Hidrocarburos)
Transporte de
Gas natural
Transporte de
Petróleo
Producción de
Electricidad
Transporte de
Electricidad
Distribución de
Gas
Distribución de
Electricidad
Distribución de
Productos
Petroleros
Comercialización
de Energía
Cogeneración
Barreras
Costo-Riesgo
Barreras
Economías de
Escala
Barreras
Institucionales
0
0
***
0

**
*
0

*


0
**
**
***
0
*
**
**
0
*
*
*
*
***

***

***

***

*
*
*
*
*
*
*
0
0

*
*
*

0

***
***
**
*
***
*
Importancia de las Barreras:
***
Muy elevada
**
Elevada
*
Débil
0
Nula
(73)
Barreras de
Diferenciación
J.M.Chevalier, (1996) op.cit.
91
V–
MODALIDADES DE REGULACIÓN DE LOS MONOPOLIOS NATURALES.
LAS ARTICULACIONES EMPRESARIAS
En el Capítulo III se discutió el enfoque tradicional de la regulación óptima de los
precios de los monopolios naturales y en el Capítulo IV se mostró que a pesar de las
posibilidades que ofrece la potencial disputabilidad de ciertos mercados energéticos, la
permanencia de actividades caracterizadas por aquella estructura de mercado es aún
muy significativa en los mercados energéticos. También se señala la tendencia a una
mayor participación privada en las actividades energéticas.
En consecuencia, la necesidad de definir concretamente instrumentos regulatorios para
monopolios naturales, que están cada vez más en manos de actores privados, ha
incentivado la discusión acerca de cuáles son las modalidades regulatorias más
adecuadas.
En este capítulo se retoma la discusión de esas modalidades regulatorias y se analizan
ciertas tendencias de reintegración de las actividades energéticas, que ahora
transvasan el ámbito de una cadena energética individual.
1. Modalidades de regulación por incentivos
Las críticas más importantes a la modalidad tradicional de regulación de los
monopolios de servicios públicos (que tuvo especial vigencia en la experiencia de los
Estados Unidos) basada en el control de la tasa de ganancia se vincularon con el
hecho de que esa modalidad no incentivaba la eficiencia productiva y, especialmente,
por el sesgo hacia la sobreinversión. Esto último, conocido con el nombre de “Efecto
Averch-Johnson”.
La insatisfacción hacia esta modalidad tradicional ha promovido el desarrollo de otras
propuestas que tratan especialmente de incorporar incentivos hacia mejorar las
condiciones de eficiencia productiva y trasladar a los usuarios una parte de dichas
mejoras.
Estas modalidades de regulación pueden englobarse en la categoría de formas de
regulación con incentivos.
Tal como lo señala V. Teplitz-Sembitzky (74) “...la participación del sector privado en
procedimientos regulatorios competitivos o en la forma de acuerdos BOOT poco
contribuye a los problemas de incentivo inherentes a un monopolio natural. En
particular no libera la necesidad de fiscalizar o, según el caso, de guiar o quizás
prescribir el comportamiento ex post de las instituciones del sector energético”.
Está claro por una parte que los esfuerzos dirigidos a controlar el desempeño
empresario en la gestión de sus costos resulta una tarea sumamente compleja para el
regulador, especialmente debido a que, en términos de la información necesaria, el
regulador se encuentra a merced del propio ente regulado. Por otra parte, las
condiciones que pudieron parecer adecuadas en el momento de proceder al proceso
licitatorio constituyen una imagen necesariamente estática, especialmente respecto de
la dinámica de incorporación de las innovaciones tecnológicas.
Entre las formas de regulación de los precios o de los márgenes (en el caso de la
distribución) de los servicios provistos por un monopolio natural se destacan las que se
exponen a continuación.
(74)
“Regulación, Desregulación, o Reforma Regulatoria ¿Qué se necesita en el sector energético de los LDC”,
versión española del trabajo publicado por el Departamento de Industrias y Energía del Banco Mundial, julio 1990.
92
1.1.
Regulación de precios por la fórmula RPI-X
Esta modalidad de regulación de precios parte del reconocimiento que el productor, en
un mercado caracterizado por un monopolio natural, más específicamente un
distribuidor (electricidad, gas natural, teléfonos, agua corriente), puede tener control
sólo sobre una porción de sus costos. Es decir, que si se designa con C(Q) la función
de costo total del monopolista, este enfoque supone una partición de dicha función en
dos componentes:
C (Q) = N(Q) + M(Q)
donde N(Q) representa la parte no controlable de los costos de producción del servicio
y M(Q) simboliza a aquellas componentes de tales costos que son manejables o
controlables por la empresa.
Por ejemplo, en una empresa de distribución eléctrica, el precio de abastecimiento
mayorista presenta pocas posibilidades para su control por parte de la empresa
distribuidora. En consecuencia, ese rubro del costo estará fundamentalmente incluido
dentro de N(Q).
En cambio, la gestión de las pérdidas de distribución, las mejoras en la productividad
del trabajo e incluso el grado de adaptación de la red a su mercado de distribución,
constituirán partidas del costo que se integrarían dentro de N(Q).
En tales condiciones, la gestión tendiente a mejorar el grado de eficiencia productiva
incidirá fundamentalmente sobre la componente M(Q).
Sin embargo, esta separación de costos, que en la práctica nunca resulta demasiado
clara y, tal como se ha dicho, difícilmente transparente para el regulador, es más una
argumentación teórica tendiente a fundamentar la aplicación de la fórmula regulatoria
que un instrumento de utilización práctico concreto.
Puesto que la actualización periódica de las tarifas debido a la presencia de procesos
inflacionarios (que se suponen moderados) se realiza mediante algún tipo de fórmula
indexatoria. Esas fórmulas indexatorias tienden a proteger a las empresas debido al
incremento en los precios de sus insumos, especialmente de aquellos de estos precios
que no son controlables.
En consecuencia, si se designa con PRI el índice de precios con el que se realiza
aquella indexación, la idea básica de esta modalidad de regulación de precios con
incentivos es que en lugar de aplicar directamente esa fórmula de ajuste nominal de las
tarifas, se realice una sustracción porcentual sobre la misma de una magnitud X. Es
decir que si la tarifa nominal en el período inicial es simbolizada con P 0 , el nivel de la
misma en el período siguiente (P1) será entonces: (75)
(1)
P1 = P0 (PRI – X)
Ese porcentaje X que se detrae de índice de ajuste (PRI) pretende reflejar la mejora
prevista de productividad a ser trasladada a los usuarios. De esta forma, la evolución
de la rentabilidad de la empresa está vinculada en cierta medida con las mejoras de
eficiencia productiva que se logren efectivamente, en comparación con el grado de
mejoras esperadas por el regulador.
(75)
Puede tratarse del año siguiente o puede ocurrir que X=0 durante cierto número de años y ser mayor que cero al
cabo de ese período. Es decir que la aplicación de X > 0 cada cierto lapso de año (4 ó 5 normalmente).
93
Esta modalidad de regulación de los precios del monopolio natural parece tener la
ventaja de desengancharse del control detallado sobre los costos de la empresa o de
su tasa de ganancia.
Sin embargo, esto es más aparente que real, ya que la determinación de los precios en
el año base supone necesariamente la determinación de una determinada tasa de
ganancia y, para ello, un conocimiento de la estructura de costos. Por otra parte, no
queda claro cuál es el método para la elección del nivel de X. Es claro que su
determinación habrá de desembocar necesariamente en negociaciones entre regulador
y empresa regulada.
Es decir, que en suma, todo esto supone recaer en algunas de las principales
limitaciones que se criticaba a la modalidad de regulación por tasa de ganancia.
1.2.
El uso de los costos estándar como patrón de referencia
Este enfoque parte también del reconocimiento de que resulta inviable para el
regulador realizar un control de la gestión concreta de costos por parte de las
empresas reguladas.
Se trata en cambio, de regular el precio de los servicios de la empresa (margen de
distribución) utilizando como referencia costos estándar que se estiman en base a una
“empresa promedio” de la actividad o sobre la base de cada empresa distribuidora en
particular.
Es claro que la segunda opción es practicable únicamente cuando el número de
empresas reguladas es pequeño y la primera cuando ese número es amplio y la
diversidad en las características de los mercados relativamente reducida.
El incentivo que impulsaría en este caso a la empresa a mejorar su eficiencia
productiva es el incremento de rentabilidad que obtiene si su desempeño productivo
supera los estándares que suponen los costos de la empresa utilizada como referencia.
Las empresas que tengan un peor desempeño se verían perjudicadas al obtener una
rentabilidad menor.
Tal como se ha sugerido previamente, este enfoque se enfrenta con las dificultades de
comparabilidad cuando se deben regular monopolios naturales (de distribución) con
características de mercado que presentan una gran diversidad. Esa diversidad se
vincula con la densidad del mercado, su composición por tipo de usuarios, las
características topográficas y ambientales, que dificultan notablemente la
comparabilidad de esas empresas con aquella, real o teórica que se haya elegido como
patrón de referencia.
De cualquier modo, si los mercados a regular son suficientemente numerosos, existen
algunos métodos simplificados que permitirían, por una parte, limitar la información
necesaria y, por otra, dar mayor flexibilidad al estándar colocándolo en función de las
características diferenciales de los mercados regulados.
Uno de estos instrumentos es la estimación de una función de costos para el conjunto
de los mercados de distribución tomando como variables explicativas la magnitud del
mercado, su composición, el grado de densidad, el nivel de pérdidas técnicas de
distribución y algunos de los precios de los principales insumos. Una vez estimada
dicha función podría ser ajustada en términos de eficiencia productiva en algunas de
esas variables explicativas (pérdidas, precio de los insumos, etc.).
94
Es decir que si se designa Ck el costo total de la empresa k, se plantea utilizar un
modelo econométrico basado en el siguiente tipo de relación funcional


X  X
 T 
Ck  f X k ,  I  ,   , Pk1 
 , W
 X k  L k
 USU k 

Donde
Xk :
Cantidad de energía vendida (KWh o m3 ) por la empresa (distribuidora k)
 XI 

 :
 X k
Participación del mercado industrial en el total del mercado de la empresa k
(76)
X
  :
 L k
Energía entregada por Km de red para la empresa k
(77)
Pk:
Porcentaje de pérdidas de distribución en las redes de la empresa k
 T 

 :
 USU  k
Número de trabajadores empleados por la empresa k por usuario atendido
La estimación de un modelo econométrico basado en la expresión anterior permitiría
obtener el “desempeño medio” de la gestión de costos para empresas que tienen
características semejantes, atendiendo al nivel de las variables del segundo miembro.
Por otra parte a los fines de obtener ese nivel medio, en términos de niveles acotados
de ciertas variables, pueden establecerse estándares técnico-económicos en función
de valores ‘admisibles”. Por ejemplo, en el caso de la relación indicada podría pensarse
en plantear que
Pk < PMáx.
 T   T 

 

 USU k  USU Máx.
Wk < W Máx.
Donde los valores indicados por el subíndice Máx. indican los estándares admisibles.
De modo tal que, si para algún k esos valores superan a los estándares máximos, se
tomarían esos estándares para calcular la estimación del costo ajustado por
consideraciones de eficiencia productiva.
(76)
(77)
 X 
Eventualmente, esta variable puede ser sustituida por 
 , es decir, consumo medio por usuario
 USU  k
Esta variable tiene especial interés en el caso eléctrico.
95
Una vez hecho este ajuste, se compararían los valores estimados de la función, es
decir, Ĉk con el valor observado Ck y entonces si Ck > Ĉk habría razones para
sospechar que en esa empresa existen ineficiencias productivas y el regulador debería
basar su juicio para la determinación del margen del servicio en Ĉk y no en Ck .
En cambio aquellas empresas en que Ck <
“desempeño medio” estimado.
Ĉk
se beneficiaran por estar por encima del
Es claro que el valor de este método depende de la confiabilidad de la información
sobre Ck (y sobre sus variables explicativas) y de que no todas las empresas tengan
sus costos sesgados hacia arriba
En enfoque basado en el cálculo de costos estándar en función de la realidad concreta
de la empresa regulada presenta también sus ventajas e inconvenientes. La ventaja
obvia es que de este modo se eliminan los problemas de comparabilidad. Los
principales inconvenientes se vinculan con el mayor costo de producción de la
información requerida (se trata de definir con claridad los procesos técnicos de
producción, los insumos mínimos requeridos en cada proceso y contar con los precios
“normales” de los insumos utilizados) y con las posibles divergencias de opinión entre
el ente regulador y la empresa regulada sobre los procedimientos metodológicos y
sobre el nivel asignado a ciertas variables (precios normales de los insumos, cantidad
de recursos requeridos para ciertos procesos, etc.). En ciertos casos en que se ha
aplicado este enfoque (78) las divergencias entre el ente regulador y la empresa
regulada han sido muy marcados.
1.3.
El uso de topes máximos
Este esquema de regulación de los precios del monopolio natural supone el
establecimiento de topes máximos para el ingreso medio de la empresa regulada o
para las tarifas medias aplicables a cada categoría de clientes, dejando a la empresa
cierta flexibilidad en la determinación de su estructura de precios.
Dicho enfoque parte de suponer que la mayor gestión del mercado y de los costos de
la empresa requiere de ese margen de libertad.
La ventaja de este enfoque es la de desenganchar la regulación de la información
relativa a las diferentes empresas reguladas. Sin embargo, frente a la diversidad de
condiciones de mercado, este tipo de enfoque puede ser poco equitativo tanto en el
ámbito de las empresas (distribuidoras) como con respecto a los usuarios.
2. Las revisiones tarifarias y la estimación de los Costos Propios de
Distribución: El caso de la industria eléctrica
2.1. consideraciones preliminares
2.1.1
- Los procesos productivos en el ámbito de los mercados de distribución de
electricidad
La actividad de distribución de electricidad se compone en esencia de dos tipos de
procesos productivos: el servicio de distribución propiamente dicho, vinculado con la
gestión de la red (operación, mantenimiento y expansión) y el servicio de
comercialización de la energía, que tiene que ver con las operaciones de compra de la
energía y su reventa a los clientes. Las actividades de administración, vinculadas con
(78)
Caso de las distribuidoras de electricidad en Chile.
96
la estructura general de la unidad empresaria constituyen servicios comunes a ambos
procesos.
El marco regulatorio eléctrico vigente en el ámbito nacional establece el principio de
libre acceso de terceros a las redes de distribución de modo tal que ciertos clientes
(grandes usuarios), ubicados dentro del área de concesión del distribuidor, puedan
elegir libremente el abastecimiento de su demanda, pagando el peaje correspondiente
por el uso de las redes de distribución.
Esto implica indirectamente la separación entre los servicios de distribución
propiamente dichos de aquellos que se vinculan con la comercialización y, por tanto, la
necesidad de estimación separada de los costos asignables a cada proceso,
incluyendo la parte correspondiente de los costos indirectos de administración.
Por otra parte, al interior del proceso de distribución propiamente dicho, los servicios
prestados a los clientes suponen un uso diferencial de las instalaciones, de acuerdo
con las características de su vinculación al sistema de la red (AT, MT, BT urbana, BT
rural).
2.1.2 - Tipo de rendimientos y eficiencia productiva en la expansión de los mercados de
distribución
El enfoque metodológico a utilizar para la estimación de los costos económicos en el
ámbito de la distribución debe tomar en cuenta el tipo de rendimientos de largo plazo
que presentan las funciones de costo correspondientes a cada proceso (servicio de
redes, comercialización, administración). Para ello es necesario considerar las
características previsibles de la expansión de los correspondientes mercados.
Generalmente el crecimiento del mercado que suponga una mayor densidad de la
demanda dentro del área urbana dará lugar a la existencia de rendimientos crecientes
a escala, mientas que la expansión hacia las zonas suburbana y rural suele
caracterizarse por rendimientos decrecientes.
Estas consideraciones sobre el tipo de rendimientos a escala son especialmente
importantes por lo que se refiere a la expansión de las instalaciones vinculadas con el
proceso de distribución propiamente dicho (servicios de red). En ese plano, los
rendimientos afectan tanto a los requerimientos de inversión como a los recursos
relacionados con la operación de las redes y a su mantenimiento.
La elección de los conceptos de costo utilizados para estimar el Costo Propio de
Distribución (CPD) (incorrectamente llamado Valor Agregado de Distribución (VAD))
tendrá impactos claramente diferenciales sobre los actores involucrados (Empresa
Concesionaria, Clientes), según sea el tipo de rendimientos predominantes en el
mercado de distribución considerado. En el siguiente gráfico se muestran las
características de las funciones de costo y los criterios utilizados para la estimación del
CPD para la componente de los servicios de red), atendiendo al tipo de rendimientos.
Los criterios más utilizados en la práctica para estimar los costos económicos de largo
plazo de los servicios de red (componente del CPD) son el Costo Incremental
Promedio de Largo Plazo (CIPLP) y el Valor a Nuevo de Reposición (VNR). El criterio
del VNR equivale a considerar un punto sobre la curva de CMeLP y suponer a la
ordenada correspondiente constante para todo el horizonte considerado (período
tarifario). En cambio, el criterio del CIPLP consiste en tomar un valor promedio de los
incrementos discretos de costo expresados en términos unitarios.
97
En la parte (a) del gráfico se representa la situación donde predominan los
rendimientos crecientes a escala y se consideran dos niveles de demanda (punto t y
t+n) .79 Tal como puede apreciarse, en este caso, el uso del criterio del VNR (ordenada
A en t) implicaría otorgar a la empresa concesionaria un excedente unitario creciente a
lo largo del horizonte considerado. Obsérvese por el contrario que la utilización del
criterio del CIPLP, en presencia de rendimientos crecientes (ordenada correspondiente
al punto B), implica para la concesionaria déficits financieros unitarios equivalentes a
las diferencias entre las ordenadas de la curvas del CMeLP en el intervalo (t , t+n) y las
correspondientes a segmento BC; es decir que el uso de este último criterios haría
necesario un ajuste atendiendo a la necesidad de lograr la viabilidad financiera de la
empresa concesionaria.
(a)
(b)
Costos
Costos
CMgLP
A
B
CMeLP
D
CMgLP
F
E
C
t
t+n
MW
t
t+n
Análogamente, en el caso de rendimientos decrecientes a escala (parte (b) del gráfico),
el uso del criterio del VNR daría lugar a déficit financieros crecientes para la empresa,
mientras que el empleo del CIPLP conduciría a excedentes supernormales para la
misma.
Si los rendimientos a escala fuesen aproximadamente constantes, los dos criterios
conducirían a resultados cercanos o equivalentes.
En consecuencia, en situaciones concretas, es importante realizar la estimación de los
costos de largo plazo en base a ambos criterios a fin de comparar sus resultados y, en
función de dicha comparación, tomar una decisión desde la perspectiva del Ente de
Regulación, ya sea optando por un criterio u otro (con los ajuste que pudieran
corresponder), o alguna combinación de ambos. Por ejemplo, los segmentos de color
rojo constituirían una aproximación constante al CMeLP, dentro del intervalo de
demanda considerado.
Por lo que se refiere a los costos de comercialización y de administración puede
esperarse que, en términos generales, estén caracterizados por rendimientos
crecientes a escala, al menos dentro de ciertos rangos de amplitud de mercado. Por
79
CMeLP
Las curvas del CMeLP y del CMgLP se representan considerando la perfecta divisibilidad de
las inversiones.
98
MW
supuesto, los niveles unitarios (por MW o por cliente) de este tipo de costos están
también fuertemente influidos por la estructura del mercado en términos del tipo de
clientes y el grado de su dispersión espacial. En consecuencia, la consideración de los
niveles típicos o estándar por comparación debe tomar especialmente en cuenta
parámetros tales como amplitud absoluta del mercado, demanda o consumo medio por
cliente, grado de densidad de la demanda (en función del área de concesión), además
de la estructura del mercado por tipo de clientes.
La necesidad de basar el cálculo de los costos en condiciones de eficiencia productiva
supone, en el caso del proceso de distribución propiamente dicho, definir con claridad
el concepto de “red adaptada” y valores estándar para las componentes de sistema de
red y para las operaciones de operación y mantenimiento. Para los procesos
vinculados a los servicios de comercialización y administración, las consideraciones de
eficiencia productiva requiere de precisiones acerca del tipo de los estándares de
referencia a utilizar.
El concepto de red adaptada plantea serias dificultades para su definición aceptable y
operativa. Esto se debe, por una parte, a las características de naturaleza evolutiva del
sistema que conforman las redes de distribución cuyas decisiones de expansión
sucesiva debieron y deben enfrentar necesariamente condiciones de incertidumbre en
cuanto a la evolución del mercado y de su estructura espacial.
Por otra parte, los problemas para definir aceptablemente el concepto de red adaptada
resultan de la necesidad de tomar simultáneamente en consideración aspectos de
carácter físico y económico. En el plano económico, la indivisibilidad de las inversiones
y las economías de escala que suele caracterizar al equipamiento, hacen necesario
tomar en cuenta horizontes de tiempo que pueden exceder el período considerado
para el análisis o la estimación de los costos. En lo que se refiere a los aspectos físicos
resulta ineludible la referencia a las condiciones de calidad de servicio y a otras
cuestiones técnicas vinculadas a la topología de las redes de distribución.
De cualquier modo, formulando escenarios para hacer la prospectiva de la demanda y
optimizando el correspondiente plan de equipamiento sobre un horizonte
significativamente más amplio que el período de cinco años fijado para la revisión
tarifaria, es posible encontrar una aproximación aceptable para estimar los costos que
integran el CPD, a través del criterio del CIPLP, en condiciones de eficiencia
productiva.
Las dificultades que se presentan para discernir el grado de adaptación que presenta el
equipamiento ya existente al momento de la revisión tarifaria son mucho mayores. Esto
significa que, al menos en lo que se refiere a los costos del proceso vinculado a los
servicios de red, resulta más complejo determinar las condiciones de eficiencia
productiva. Esto afecta al uso e interpretación de los resultados de la aplicación del
criterio del VNR. Este hecho debe ser tomado en cuenta al tomar la decisión acerca la
elección de las estimaciones del VAD que se utilizaran para la regulación tarifaria.
2.2 – Lineamientos metodológicos para el calculo del CPD
Tomando en cuenta las consideraciones conceptuales planteadas previamente, se
presentan continuación el enfoque y los principales lineamientos metodológicos
propuestos para el cálculo del CPD, atendiendo a los requerimientos indicativos
planteados dentro de los términos de referencia y de acuerdo con la legislación
pertinente.
99
2.2.1- Cálculo de los costos de inversión vinculados con la capacidad de las redes de
distribución
Tal como se ha expresado, la estimación de los costos de capital o inversión
correspondiente al sistema de redes puede efectuarse alterativamente en función de
los criterios del CIPLP y del VNR. Teniendo en cuenta las consecuencias apuntadas en
los que respecta a utilización de uno u otro criterio para el cálculo de esta componente
del CPD y atendiendo a las dificultades para discernir con claridad el tipo de
rendimientos presentes, se propone calcular estos costos en base a ambos criterios,
para poder decidir luego la opción a utilizar para la determinación de los costos a
incorporar en el CPD reconocido dentro del ingreso tarifario. Tanto el CIPLP como el
VNR serán calculados para los tres niveles de tensión (AT, MT, BT).
a - Cálculo del VNR
El cálculo del VNR implica la necesidad de contar con un inventario de las instalaciones
por tipo de equipamiento por nivel de tensión y, de ser posible, por área espacial de
demanda (urbana, rural) , al momento de la iniciación de las tareas de estimación de
costos planteadas en esta propuesta. Sea entonces Kijh la cantidad total del
equipamiento de tipo i (líneas, equipos de transformación) expresada en las unidades
propias, correspondiente al nivel de tensión j (AT, MT, BT) en el área h (urbana, rural).
Utilizando valores unitarios estándar para los equipamientos de cada tipo (de acuerdo
con el valor a nuevo indicado en catálogos), sea ij se procederá a valorizar a nuevo el
total de las instalaciones existentes, por tipo de equipamiento, nivel de tensión y, de ser
posible, por área (VTKijh):
(1)
VTKijh = Kijh * ij
Atendiendo al valor teórico de vida útil propio de cada tipo de equipamiento (Ni) y
utilizando una tasa de descuento razonable, de acuerdo con la legislación vigente (r),
se procederá a calcular las anualidades correspondientes a cada tipo de equipamiento
(AKijh):
(2)
AKijh = VTKijh* fNi
donde fNi es el correspondiente factor de recuperación de capital.
De este modo se podrán obtener los agregados de las anualidades de capital
correspondientes a cada nivel de tensión y, de ser posible, por área (ATKjh):
(3)
ATKjh =i AKijh
Para realizar el cálculo también se requerirá de la información referida a la potencia
entregada a clientes o a la salida de etapa siguiente de transformación, por nivel de
tensión y área, sea MWjh. En base a dicha información se procederá a calcular el VNR
(unitario) para cada nivel de tensión y área (VNRjh):
(4) VNR ATh = ATK ATh / MW ATh
(5) VNR MTh = ATK MTh / MW MTh + VNR ATh * (1-PMT)-1
(6) VNR BTh = (ATK BTh / MW BTh) * + VNR MTh * (1-PBT)-1+
+ VNR ATh *(1-PMT)-1 * (1-PBT)-1
100
Las expresiones (5) y (6) traducen la cascada de costos para los niveles de MT y BT,
agregando a los costos anualizados propios del equipamiento correspondiente a cada
nivel, tomando en cuenta las pérdidas respectivas, los costos incurridos en la etapa(s)
anterior(es) multiplicados por los factores de pérdidas. Puesto que se pretende que el
cálculo de los VNRjh se aproximen a las condiciones de eficiencia productiva, en este
caso habría que considerar niveles estándar para los porcentajes de perdidas en cada
nivel de tensión80. Esos niveles estándar pueden ser determinados en base a valores
de referencia correspondientes a otros mercados de características semejantes.
b – Cálculo del CIPLP
De acuerdo con la prospectiva de demanda (realizada de acuerdo con los lineamentos
metodológicos planteados) y en función del programa óptimo de inversiones (basado
en el procedimiento descripto previamente), se determinarán la infraestructura incluida
en el plan de expansión óptimo, fechada en función del año para el que está prevista la
inversión y desagregada por tipo de equipamiento, nivel de tensión y área (urbana,
rural).
De este modo, si se designa con VTKijht a la inversión correspondiente al
equipamiento adicional de tipo i, a ser instalado en el nivel de tensión j para el área h
en el año t, valorizada en términos estándar81, y con MWjht al incremento de
demanda correlativo a esa nueva capacidad (a nivel de cliente o a la salida de la etapa
siguiente de transformación), por nivel de tensión y área, previsto para el año t, los
Costos Incrementales de Largo Plazo correspondientes a la parte de capital, por nivel
de tensión y área (CIPLPKjh) serán calculados por medio de las siguientes
expresiones:
(7) CIPLPKATh = [ t (iVTKiATht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MW ATht * (1+r)-t]
(8) CIPLPKMTh = [ t (iVTKiMTht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MW MTht * (1+r)-t] + +CIPLPKAth
*(1-PMT)-1
(9) CIPLPKBTh = [ t (iVTKiBTht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MW BTht * (1+r)-t] + +CIPLPKMTh *
(1-PBT)-1 + CIPLPKATh } * (1-PBT)-1*(1-PMT)-1
Donde los todos símbolos tienen el sentido ya definido y las expresiones
[ t (iVTKijht * fNi) * (1+r)-t] / [ t MW jht * (1+r)-t]
j = AT, MT, BT
corresponden al costo incremental promedio de inversión apropiada a cada nivel de
tensión. El cálculo de los CIPLPKih correspondientes a cada nivel de tensión y área se
realizará utilizando un esquema semejante de cascada de costos que el indicado para
el cálculo de los correspondientes VNR, de acuerdo con las expresiones (7) a (9).
2.2.2 – Estimación de los costos de operación y mantenimiento
Para la estimación de los costos de operación y mantenimiento (OyM) suele utilizarse
dos tipos de enfoque. Uno de ellos, frecuentemente empleado en la práctica consiste
en estimar los OYMij, vinculado con el tipo equipamiento i para el nivel de tensión j,
80
81
Los coeficientes de pérdidas están medidos en el sentido de los flujos.
Precios de catálogo.
101
sobre base anual, como un porcentaje ( ij ) de la inversión correspondiente a ese tipo
de equipamiento en cada nivel de tensión. Existen valores estándar de los ij para
realizar dichas estimaciones. Esos porcentajes, aplicados al monto de la inversión,
constituyen una anualidad que incluye la remuneración normal del capital de trabajo
que implican las erogaciones vinculadas a la operación y mantenimiento.
Otro enfoque, que se propone analizar, consiste en tomar valores unitarios de
referencia correspondientes a los parámetros del modelo de referencia eficiente
(tomando el cuidado de incluir en los mismos la remuneración normal del capital), de
acuerdo a los procedimientos indicados en una sección anterior de estas notas.
De acuerdo con el primero de los enfoque planteados, el cálculo del valor unitario del
OyMj, sobre base anual y correspondiente a cada nivel de tensión, (sea OyMuj) se
obtendrá de acuerdo con la siguientes expresiones:
i) Criterio VNR
(10)
OyMuAT = (i VTKiAT * iAT ) / MW AT
(11)
OyMuMT =[ (i VTKiMT * iMT ) / MW MT + OyMuAT ] * (1+PMT)
(12)
OyMuBT = [ (i VTKiBT * iBT ) / MW BT + OyMuMT ] * (1+PBT) + OyMuAT *
(1+PMT) * (1+PBT)
ii) Criterio CIPLP
(13)
OyMuAT = [ t (iVTKiATt *iAT) * (1+r)-t] / [ t MWATt * (1+r)-t]
(14)
OyMuMT = { [ t (iVTKiMTt *iMT) * (1+r)-t] / [ t MW MTt * (1+r)-t] + OyMuAT } *
(1+PMT)
(15)
OyMuBT = { [ t (iVTKiBTt *iMT) * (1+r)-t] / [ t MW BTt * (1+r)-t] +
} * (1+PBT) + OyMuAT * (1+PMT) * (1+PBT)
+ OyMuMT
En el caso del segundo enfoque planteado para el cálculo de los OyM, el costo unitario
resultará en cada caso tomando directamente los valores de referencia considerados.
2.2.3 - Cálculo de los costos de capacidad y su apropiación
Sobre la base de los costos de capital y de OyM pueden calcularse los costos de
capacidad vinculados al proceso de distribución propiamente dicho (servicios de red).
Así por ejemplo, en el caso de la MT, tales costos de capacidad resultarán de las
expresiones siguientes:
i)
Criterio VNR
(16)
VNRCMTh= [ ATK MTh + (i VTKiMT * iMT ) ] / MW Mth +
OyMuAT)*(1+PMT)
102
(VNR ATh +
donde VNRCMTh expresa simboliza el costo de capacidad para media tensión para el
área h, basado en el criterio del VNR.
ii) Criterio CIPLP
(17)CIPLPCMTh= { [ t [ iVTKiMTt *( fNi + iMT) ]*(1+r)-t] / [ t MW MTt*(1+r)-t]+
(CIPLPKATh +OyMuAT) } * (1+PMT)
donde CIPLPCMTh representa el costo de capacidad anualizado para la media tensión
en el área h, calculado en base al criterio del costo incremental promedio de largo
plazo.
Puesto que los costos de capacidad están vinculados con la potencia, la asignación de
esos costos a cada categoría o grupos de usuarios se realizará en función de la
demanda de potencia de los mismos.
En las categorías que prevén medición de la demanda de potencia, la asignación
resulta en forma directa con la misma. Para las categorías tarifarias que no supongan
medición de potencia (esencialmente Uso Residencial y Uso General) se utilizará la
información derivada de la prospectiva de demanda en lo que se refiere a la
caracterización de las curvas de carga de dichas categorías.
Sobre la base de dicha información se determinará la demanda máxima de potencia
típica por usuario, correspondiente a cada categoría tarifaria y, con este último dato, se
realizará la correspondiente apropiación de los costos de capacidad.
2.2.4 – Estimación de los costos de comercialización
Los costos de comercialización incurridos por la empresa distribuidora se incluyen por
una parte los costos vinculados con la compra y por otra, los relacionados con la venta
y la atención a los clientes. Estos últimos (venta y atención a clientes), que representan
una porción superior al 95% del costo total de comercialización, corresponden
esencialmente a la medición, facturación, cobranza y atención de los reclamos de los
clientes.
De este modo, la componente del costo de comercialización está estrechamente
vinculada con el número de clientes.82 Es por ello que en el análisis y determinación de
los parámetros de referencia relevantes, se incluyó el cociente entre el costo total de
comercialización CTCM y el número de clientes (USU).
Puesto que normalmente el indicador S = (CTCM / USU) es calculado de modo tal que
la variable CTCM no es estrictamente un costo económico ya que no incluye la
remuneración del capital de trabajo que implican las correspondientes erogaciones y
cargos, al cargo unitario anual que resulte por este concepto habrá que ajustarlo para
incluir dicha remuneración.
82
Aunque los costos de compra no presentan una vinculación igualmente estrecha con el
número de clientes, su escasa significación dentro del total hace que la inclusión de dichas
partidas no altera la naturaleza de dicha relación.
103
A partir del cociente S podría calcularse el costo unitario de comercialización, en
términos de energía (MWh), a partir de la siguiente identidad:
(18)
CUCM = CTCM / MWh = (CTCM / USU) * [ 1 / (MWh / USU) ]
donde CUCM representa el costo unitario de comercialización (sin tomar aun en cuenta
la remuneración del capital).
A partir de esa identidad se desprende con claridad que el costo unitario de
comercialización, expresado en términos de energía, es función del número de clientes
y del consumo medio por usuario.
En consecuencia, para calcular la componente del CPD correspondiente al costo de
comercialización se propone el siguiente procedimiento:
a) Determinación del indicador S pertinente
En principio, la búsqueda de condiciones de eficiencia recomendarían utilizar como
indicador pertinente (Sp), para el cálculo de los costos de comercialización, el que
resulta de la expresión (19).
(19)
Sp = mín {Se, Sr}
Donde Se es el valor del mencionado indicador correspondiente a la empresa
distribuidora y Sr el respectivo del modelo de referencia eficiente, determinado de
acuerdo con la metodología indicada en una sección anterior de esta propuesta.
Sin embargo, en el caso en que Sr fuera menor que Se, podrían existir razones ligadas
a las características específicas del mercado específico que justifique cierto ajuste
hacia arriba del valor de Sr, tomado como referencia. En tal caso, se explicitarán los
factores que determinan la necesidad de tales ajustes, así como los procedimientos
utilizados para estimarlos.
En cualquier caso, se designará a continuación con Spa al coeficiente CTCM/USU
pertinente ajustado, admitiendo la posibilidad de que el ajuste sea nulo.
b)
Determinación del valor medio del costo económico unitario de comercialización
Tomando en cuenta que a partir de la prospectiva de demanda puede obtenerse la
información referida a la evolución prevista de la demanda media por cliente referida al
conjunto del mercado, es posible obtener un valor promedio para dicho indicador,
considerando el intervalo de tiempo correspondiente al próximo período tarifario.
Entonces si se simboliza con DMU a ese promedio, el valor medio para el costo unitario
de comercialización se determinará utilizando la siguiente expresión:
(19)
CUCM = Spa / DMU
En consecuencia, el costo económico unitario de comercialización (CEUCM), con base
anual, se obtendrá de acuerdo con:
(20)
CEUCM = CUCM * (1+ r)
donde r es la tasa normal de remuneración del capital.
104
c) Determinación del costo unitario de comercialización correspondiente a cada nivel de
tensión y/o categoría tarifaria
Tal como se ha expresado, el valor del costo económico unitario de comercialización
calculado de acuerdo con (20) constituye un nivel medio para el conjunto del mercado,
compatible con el VAD unitario total.
Sin embargo, ese costo unitario de comercialización puede ser diferente según el nivel
de tensión y/o categoría tarifaria. De hecho, la comercialización de los usuarios que se
vinculan en alta o en media tensión requiere de medición de potencia y de una
facturación más compleja. Incluso en baja tensión existen categorías tarifarias que
suponen también medición de potencia.
En términos estrictos, en tales casos se deberá tener un Spa superior al promedio.
Pero, la demanda media por cliente también será muy superior al promedio del
conjunto del mercado. En consecuencia, el apartamiento de CUCN correspondiente
será el resultado del apartamiento de ambos factores.
En el caso en que se pueda disponer de información de referencia para definir valores
específicos del indicador Spa, se procederá a calcular CUCN propios de cada nivel de
tensión y/o categorías tarifarias. En caso contrario se utilizará el promedio indicado en
(19) de modo uniforme.
2.2.5 – Costos indirectos de administración y estructura general
La infraestructura de capital físico y las erogaciones vinculadas a los servicios de
administración y estructura general de la empresa de distribución dan lugar a costos
indirectos
asignables a todos los procesos productivos (servicios de red y
comercialización, a diferentes niveles de tensión y área).
Para estimar un cargo anual unitario a estos servicios indirectos se propone la
utilización del parámetro o indicados de referencia, calculado de acuerdo con los
procedimientos especificados en un sección anterior de estas notas, consultando al
mismo tiempo la información histórica pertinente del mercado de distribución
considerado.
a) Cálculo del costo económico unitario para los servicio de administración y
estructura general
Designando con CTEG a los costos totales de administración y estructura general (con
base anual y sin la inclusión de la remuneración del capital), el indicador relevante
puede definirse del siguiente modo:
(21)
EG = CTEG / MWh
Sean entonces EGr y Ege los valores del indicador (21) correspondientes
respectivamente al modelo de referencia eficiente y a la información histórica de la
empresa distribuidora. Los pasos para el cálculo del indicador pertinente serán
entonces semejante a lo indicados en la sección anterior punto b).
105
En consecuencia, llamando con EGpa al indicador pertinente ajustado, el costo
económico unitario de administración y estructura general (CEUEG) se obtendrá del
siguiente modo:
(21)
CEUEG = Egpa *(1+r)
siendo r la tasa normal de remuneración del capital.
b) Apropiación de los costos económicos de administración y estructura general
Para la apropiación del costo económico unitario de administración y estructura general
a los diferentes niveles de tensión (j) y área (h), se propone utilizar la proporción de
costos directos (de servicios de red y comercialización). Es decir que, designando con
jh al porcentaje de participación del nivel de tensión j (j = AT, MT, BT) en área h (h =
urbana, rural) respecto del total de los costos de red (de capital, operación y
mantenimiento) y de comercialización, entonces al apropiación se realizará de acuerdo
con la siguiente expresión:
(23)
rural
CEUEGjh = jh * CEUEG
j= AT, MT, BT
h
=
urbana,
2.2.6 – Cálculo del valor unitario del CPD
De acuerdo con los procedimientos de cálculo propuestos para cada una de las
componentes del VAD se tendrían dos estimaciones del valor unitario del mismo:
i) Criterio del VNR
(24)
VADUVNR(jh) = VNRCjh + (CEUCMj + CEUEGjh) * Fjh
donde Fjh = (Energía(jh) / fcjh *8760) y fcjh es el factor de carga correspondiente al
nivel de tensión j en el área h
ii)
(25)
Criterio del CIPLP
VADUCIPLP (jh) = CIPLPCjh + (CEUCMj + CEUEGjh) * Fjh
2.3 – Costos Propios de Distribución y Cuadro Tarifario
Las expresiones alternativas (24) y (25), u otra que se considere eventualmente en
función de posibles variantes adicionales para el cálculo del costo de capacidad,
constituirá la base para definir el nivel del valor agregado de distribución medio
(definido en términos de potencia) correspondiente a cada nivel de tensión y área,
calculado en condiciones de eficiencia productiva y acorde a la calidad de servicio
estipulada. (contenido en el ingreso tarifario -price cap-).83
83
Que podría requerir algún ajuste debido a los análisis de los flujos de fondos vinculados con
la gestión global de la explotación que de plantean en una sección posterior .
106
La determinación del CPD pertinente para definir el ingreso tarifario (price cap), del cual
es componente, supone un análisis de las mencionadas alternativas que habrá de
conducir a una elección debidamente fundada entre las alternativas mencionadas en el
párrafo anterior.
2.3.1 – Apropiación del CPD por categoría tarifaria
La apropiación de los CPD, correspondientes a cada nivel de tensión y área, a las
categorías tarifarias o grupos de usuarios, se realizará tomando en cuenta las clases y
modalidades de demanda.
Como principios metodológicos generales para realizar dicha apropiación puede
mencionarse lo siguiente:
 Ya se ha descripto en una sección anterior de esta propuesta el procedimiento para
la apropiación de los costos de capacidad (vinculados al servicio de la red).
 Los costos de comercialización se apropiarán recuperando su expresión unitaria en
términos de usuario en función de las expresiones (19) y (20).
 Los costos de administración y estructura general se traducirá en un cargo uniforme
para cada categoría tarifaria, atendiendo al consumo medio de energía de cada
categoría tarifaria o grupo de usuarios y el uso de la expresión (23).
.
3. Las articulaciones empresarias
Se ha expresado que la construcción de la disputabilidad de los mercados en las
cadenas energéticas donde se utilizan redes en el transporte y la distribución
(electricidad, gas natural) se requiere de un profundo cambio en la organización
institucional-productiva, en los principios regulatorios y en las modalidades de
coordinación. Se ha enfatizado que en tal sentido la separación de funciones y la
simetría y transparencia en el libre acceso a las redes de transporte y distribución
constituyen elementos esenciales para promover la competencia efectiva en el
mercado y la competencia potencial.
Sin embargo, quedó pendiente, especialmente por ausencia de evidencia empírica, el
análisis de las pérdidas en términos de las economías de costos que supone la
segmentación vertical y la partición horizontal de los procesos.
La significatividad de esas pérdidas está de algún modo insumida por las tendencias a
introducir cierta reintegración de los mencionados procesos de cierta cadena
productiva (electricidad, gas natural o petróleo), sobre varias cadenas productivas
(hidrocarburos  electricidad) e incluso, hacia otras actividades de servicios públicos
(teléfonos, aguas corrientes, etc.)
Este tipo de estrategias empresarias están dirigidas evidentemente a mejorar las
posiciones de mercado en el “negocio energético”, con la finalidad de incrementar las
posibilidades de captación de las rentas de los recursos naturales o de las cuasi-rentas
de monopolio.
No cabe duda que tales estrategias constituyen desafíos para el diseño institucional y
de los instrumentos para la intervención regulatoria.
107
3.1.
Reestructuración de las industrias energéticas y las estrategias empresarias
Por supuesto, los problemas que enfrenta la regulación y sus instituciones con motivo
de ciertas estrategias empresarias son tanto más complejas cuanto más profundo haya
sido el cambio de la modalidad de coordinación de las cadenas productivas
energéticas; por ejemplo, pasando de un sistema de coordinación centralizada por el
estado con monopolios públicos integrados (vertical y horizontalmente) a otro de
coordinación por el mercado y la privatización casi total de los activos de las empresas
públicas.
También incide en la complejidad de ese desafío regulatorio, la forma en que se haya
realizado el proceso de privatización. En general no tiene los mismos efectos la venta
atomizada de acciones en el mercado de capitales que la venta de tales activos a
consorcios o a otro tipo de entes empresarios por medio de una licitación.
Es claro que esta segunda modalidad permite que los mencionados actores
empresarios privados (no se descarta que también pueda tratarse de actores públicos
o mixtos) ubicarse estratégicammente en las diferentes actividades que se privatizan.
Pero este fenómeno no se limita a las instalaciones existentes sino que abarca también
a las decisiones que implican la expansión de los sistemas.
Se ha hablado de la importancia de la desintegración vertical y la partición horizontal
de los sistemas para la construcción de la disputabilidad de los mercados. Supóngase
que se haya pretendido impulsar un cambio en esa dirección y que el marco regulatorio
haya establecido con claridad la incompatibilidad de las actividades de transporte con
aquellas ligadas con la producción (o generación) y con la distribución, así como el
principio de libre acceso a las redes. ¿Cómo se trataría en ese contexto el hecho de
que un mismo grupo empresario participe de los consorcios (de diferente composición
empresaria) que resulten adjudicatarios de los diferentes procesos productivos?
¿Se puede hablar en este caso de una violación al principio de separación estricta de
funciones? ¿Cuál debería ser la participación del mencionado grupo económico en los
mencionados consorcios para que se produzca la violación a aquellos principios?
También se puede formular un interrogante complementario: ¿Cuál es el porcentaje
mínimo necesario para tener control empresario sobre un consorcio de este tipo?
Se trata sin duda de interrogantes de difícil respuesta. Sin embargo, es claro que ese
tipo de situaciones arriesgan con crear barreras a la entrada de nuevos competidores,
con lo que haría disminuir la disputabilidad que se ha intentado crear con el cambio de
modalidad. Resultado semejante produciría una articulación empresaria que vincule
ciertos procesos de la cadena eléctrica con la gasífera. En tal caso, los actores que
logren ese tipo de articulación (por ejemplo producción de gas-generación eléctrica o
producción-transporte de gas-generación eléctrica) tendrán sin duda ventajas sobre
otros generadores independientes de electricidad.
Sin bien este tipo de articulaciones pueden, en algunos casos, dar lugar a una
competencia que haga disminuir los precios, una vez consolidada la posición en el
mercado (con una concentración creciente) no sería extraño que signifique en realidad
una mayor apropiación de la renta del gas natural y/o de cuasi-rentas derivadas de un
mayor poder monopólico en el sector eléctrico.
Por el momento, los entes reguladores no están preparados para enfrentar estos
desafíos.
108
ANEXO I a la Sección V.2: Alternativas al uso del Criterio del VNR
1 - El VNR puntual como valor unitario de los costos propios de distribución
De acuerdo con lo ya expresado, el VNR unitario representa un punto sobre la curva de
costo medio de largo plazo. En presencia de rendimientos crecientes a escala, tal como
ocurre con el mercado de distribución, esa curva tiene la forma indicada en el Gráfico
1.
Si se designa respectivamente con t0 y tn al inicio de los años de principio y fin del
período tarifario, el uso del VNR unitario como estimación de los costos propios de
distribución para fines de determinación de las tarifas, en presencia de rendimientos
crecientes a escala, implicaría conceder a la empresa distribuidor un beneficio
supernormal (por encima de la tasa de ganancia admitida por el regulador) equivalente
a la zona rayada en azul en el Gráfico 1.
En consecuencia, el uso de ese criterio no resulta equitativo en el sentido de que
implica cargar costos excesivos a los usuarios cautivos, que pagan la tarifa plena y a
los grandes usuarios que opten por el by pass comercial por lo que se refiere al peaje.
Gráfico 1
Los costos medios de largo plazo (CMeLP) y el VNR unitario
CMeLP
VNR
VNR Promedio
t0
tn
En caso de utilizar el VNR para fines tarifarios, un criterio más equitativo sería el de
utilizar un promedio (debidamente actualizado) de los VNR correspondientes a todos
los años del período tarifario.
Los VNR para los años sucesivo se obtienen calculando los stocks de equipamiento a
principio de cada uno de los años del período tarifario en base a los planes físicos de
expansión y utilizando los mismos precios empleados para la valorización a nuevo de
109
t
los activos existentes y las inversiones de expansión. En el Gráfico 2 se presenta una
estimación de los VNR unitarios para media y baja tensión correspondientes al caso
concreto del mercado de distribución eléctrica de la Provincia de Catamarca
(Argentina).
Gráfico 2
VNR unitario promedio en base a la valorización de activos y los planes de
expansión
125
120
115
110
105
100
95
90
85
80
75
2000
2001
Me Tensión
2002
Ba Tensión
2003
2004
V Me MT
V Me BT
Los puntos sobre las líneas decrecientes de esos gráficos (salvo por lo que se refiere al
año 2001 en el Gráfico 2) indican los valores de los VNR correspondientes a cada año,
calculados de acuerdo con la expresión usual, sobre la base de los socks de
infraestructura de redes al inicio de cada año valorizados a precios constantes. La
forma de las líneas que unen los puntos correspondientes a los VNR de cada año
permiten verificar la existencia de rendimientos crecientes a escala.
Las líneas constantes indican los valores promedio de los VNR debidamente a
actualizados, de acuerdo con la siguiente expresión:
_
VNR = [ t VNR jt (1 + r) –t ] / [1+ [1- (1+r) -4 ] / r ]
t = 0,1,2,3,4
Puesto que las líneas constantes muestran diferencias positivas y negativas respecto
de las líneas descendentes, se trata que promedio actualizado se derive de modo tal
que el valor presente neto de esas diferencias sea nulo.
2 - El VNR y el criterio del PRI – X
Aunque resulte mucho más equitativo utilizar un promedio (actualizado) de los VNR
correspondientes a cada año del período tarifario que emplear directamente el VNR
puntual de comienzo de ese período, dicho procedimiento presenta el inconveniente de
implicar un posible desajuste financiero para la empresa durante los primeros años de
tal período.
110
Puesto que el ajuste que se realiza al comienzo de cada nuevo período tarifario
pretende transferir a los usuarios una parte de las mejoras en la eficiencia productiva
logradas por la empresa Distribuidora y que ese propósito suele trasladarse a los
principios regulatorios por medio de la adopción de fórmulas del tipo PRI – X84, un
enfoque que mantiene las bondades del VNR promedio, pero que evita el
inconveniente mencionado previamente, consistiría en combinar los valores de los VNR
de los años comprendidos en el período tarifario con el sentido de la X en la fórmula de
ajuste PRI – X.
Esa combinación consistiría en considerar un X aplicable a cada uno de los años del
período tarifario, a partir del segundo (es decir Xt, t = 2,3,4,5), siendo:
Xt = [VNRt - VNRt-1] / VNRt-1
donde
 es un número entro 0 y 1
Gráfico 3
- CMeLP
VNR anuales
1
2
3
4
5
Años
El VNR calculado al inicio del primer año del período tarifario serviría de base para el
cálculo de las tarifas iniciales y, por tanto, para el primer ajuste respecto de las tarifas
vigentes durante el período anterior.
84
Donde PRI traduce los ajustes tarifarios debido a la inflación costos y X un porcentaje de la
ganancia de productividad.
111
Este enfoque supone que los VNRt van traduciendo los costos propios de distribución,
en términos unitarios, en condiciones de eficiencia productiva (Ver Gráfico 3, donde se
supone la existencia de rendimientos crecientes a escala). El agregado del
multiplicador  en la expresión anterior pretende incluir un incentivo para que la
empresa se muestre interesada en realizar mejoras en su eficiencia productiva, para
una calidad dada del servicio.
Es importante aclarar que este enfoque no implica necesariamente la realización de
estudios adicionales para determinar los ajustes anuales. Los Xt pueden determinarse
para todo el período tarifario en el momento previsto para realizar el ajuste.
Eventualmente pueden existir negociaciones entre el Ente Regulador y la Distribuidora
cuando la evolución real de ciertas variables significativas se aparte significativamente
de la prospectiva utilizada (demanda, etc.).
Es importante aclarar que el procedimiento propuesto parece alcanzar tan solo a las
mejoras (disminución) de costos debidas al impacto de las economías de escala,
dejando a un lado las que resultan de las mejoras de la gestión empresaria. Sin
embargo, esto no es así; hay uqe recordar que el cálculo del VNR correspondiente al
primer año del período tarifario supone un ajuste inicial en el que se incluye el recalculo
de todos los costos propios de distribución (Costos unitarios de capital, de O&M, de
comercialización y de administración). Por tanto en ese primer ajuste deberían tomarse
en cuenta los incrementos de productividad derivados de las mejoras (reales o
pautadas) en la gestión empresaria.
ANEXO II a la Sección V.2: EJEMPLO DE APLICACION DEL PRINCIPIO DEL
COSTO
MARGINAL
A LA TARIFICACION
ELECTRICA
I – DATOS
1- Características del sistema eléctrico
Cuadro 1
Punta
Fuera de Punta
3.600
10.800
300
1.500
3.300
9.300
Demanda de Energía (GWh)
Generación Hidráulica
Balance
Generación térmica
a) Turbovapor
b) Turbogas
2
2.400
900
- Costos variables de la generación térmica
Cuadro 2
Equipamiento
Turbovapor
Turbogas
112
costo (C$)
5
8
9.300
3 - Pérdidas de transmisión y distribución
Cuadro 3
Transmisión
Distribución
Pérdidas (%) (*)
Punta
Fuera de Punta
6
4
12
8
(*) Calculadas como porcentaje de la energía entregada a la red correspondiente.
4
Expansión de la capacidad de generación
En el sistema considerado, que es predominantemente térmico, la potencia marginal
adicional requerida en los períodos de punta es provista por turbinas de gas. Si la
capacidad del sistema es justo la suficiente para abastecer la demanda máxima de
punta, cualquier incremento pequeño será provisto por medio de capacidad adicional
de turbinas de gas.
Cuadro 4
a) Dato de inversión: $ 350 por kW
b) Vida útil del equipamiento: 15 años
c) Tasa de descuento: 12%.
d) costo fijo de operación y mantenimiento expresado como porcentaje del costo de
inversión: 1,5%.
e) Porcentaje de reserva: 20%.
5 - Expansión de la capacidad de transmisión y distribución
Cuadro 5
a) Valor presente del costo de inversión
b) Valor presente de los incrementos de carga
(GW)
c) Vida útil de las instalaciones (años)
d) Tasa de actualización (%)
II -
Transmisión
123,6
0,432
Distribución
220,6
0,540
25
12
25
12
CALCULO DE LAS COMPONENTES DEL CMLP
1- Cálculo del costo marginal de energía
Para el cálculo del costo marginal de energía, en el caso considerado, deben tomarse
en cuenta los datos de los Cuadros 2 y 3.Para las horas de punta el costo marginal a
nivel de generación viene dado por el costo variable (medio o marginal) de las turbinas
de gas (5 c en este caso).
El correspondiente de las horas de valle es el costo variable (medio o marginal) del
equipamiento turbo vapor (8 c).
Para obtener el costo marginal de energía a media tensión deben considerarse las
pérdidas de transmisión y en baja tensión las pérdidas de transmisión y distribución.
113
Cuadro 6
Costo marginal de energía (C de $)
A nivel de:
Punta
Generación
Media Tensión
(MT)
Baja Tensión (BT)
8
8,8
Fuera de
Punta
5
5,2
9,5
5,6
Los valores del costo marginal de energía en MT y BT se obtienen realizando los
cálculos que se indican a continuación:
CMLPEP(MT) = CMLPEP(G) (1+PTP) = 8 (1,06) = 8,5
CMLPEFP(MT) = CMLPEFP(G) (1 + PTFP) = 5 (1,O4) = 5,2
CMLPEP(BT) = CMLPEP(G) (1+PTP)(1+PBP) = 8 (1,06) (1,12) = 9,5
CMLPEFP(BT) = CMLPEFP(G) (1+PTGP)(1+PDFP) = (1,04)(1,08) = 5,6
2
- Cálculo del costo marginal de capacidad de generación
Para calcular el costo marginal de capacidad de generación se utilizan los datos del
Cuadro Nº 4. En primer lugar se debe analizar el costo de inversión. Para ello se utiliza
la fórmula financiera del Factor de Recuperación del Capital (FRC) que se define del
siguiente modo:
FRC 
(1  i) N * i
(1  i) N  1
donde N es el período de vida útil del equipamiento y i la tasa de actualización.
Teniendo en cuenta los datos del Cuadro Nº 4 el valor de este factor es:
(1  0,12)15 x0,12
FRC 
 0,147
(1  0,12)15  1
Es decir que el costo de inversión analizado (CIA)
CIA = CI X FRC = 350 $/Kw x 0,147 = 51,45 $/Kw
Por otra parte el Costo Fijo de Operación y Mantenimiento (CFOM)
CFOM = CI x 0,015 = 350 $/Kw X 0,015 = 5,25 $/Kw
En consecuencia, el costo marginal de largo plazo de capacidad de
generación (CMLPcg) es
CMLPcg = (CIA + CFOM) (1 + MR) = (51,45 $/Kw + 5,25 $/KW)(1+0,20) =
68,0 $/Kw/año
donde MR es el margen de reserva.
3 - Cálculo del costo marginal de capacidad de transmisión y distribución
114
El primer paso para el cálculo de los costos marginales de capacidad de transmisión y
distribución es obtener los valores del costo medio incremental correspondiente
a cada caso. Por definición el costo medio incremental (CMI) es:
CMI = (Costo de inversión actualizado) / (Incrementos de potencia actualizados)
Entonces, de acuerdo con los datos del Cuadro Nº 5 se tiene que:
CMI CT 
123,6 x106 $
 286,7$ / Kw
0,432Gw
CMI CD 
220,6 x106 $
 408,5$ / Kw
0,540Gw
En este caso el factor de recuperación del capital es:
FRC 
(1  0,12) 25 x 0,12
 0,1275
(1  0,12) 25  1
Es decir que el costo de inversión analizado es en cada caso:
CMIACT = CMICT x FRC = 286,7 $/kW x 0,1275 = 36,5 $/kW/año
CMIACD = CMICD x FRC= 408,5 $/kW X 0,1275 = 52,1 $/kW/año
3 - Costos marginales de capacidad a diferentes niveles
Para tener el valor de los costos marginales de capacidad a los diferentes niveles (de
tensión) deben tenerse en cuenta las pérdidas. Puesto que se trata de costos de
capacidad, deben considerarse las pérdidas de punta del Cuadro 3.
Así por ejemplo:
CMLPcg(MT) = CMLPcg (G)(1+PTP)= 68,0 $/KW/año(1+0,06) = 72,3
$/KW/año
CMLPCT(BT) = CMIACT(1+PTP)(1+PDP)= 36,5 $/KW/año(1+0,06)(1+0,12) = 43,5
$/KW/año
CMLPCD(BT) = CMIACD(1+PDP) = 52,1 $/KW/año(1+0,12) = 58,3
$/KW/año
Los valores resultantes se consignan en el Cuadro 7.
Cuadro 7
Costos marginales de Capacidad ($/kW/año)
A nivel de
Generación
Media Tensión
Baja Tensión
Generación
68
72,3
81,0
Transmisión
38,7
43,5
115
Distribución
58,3
III -
CÁLCULO DE TARIFAS
1 - Usuario residencial que toma en baja tensión
a) Datos
i)
ii)
iii)
Factor de carga = 0,2055(esto equivale a 1800 hs/año de utilización)
1000 hs. de demanda en punta
Factor de Coincidencia: 1 tanto a nivel de generación-transmisión como a nivel
de la distribución
b) Costo de energía (en $/kW/año)
Este costo puede calcularse del siguiente modo:
CE = (dem. en hs de punta)* (costo marginal de energía en hs. de punta) +(dem. en hs
f/ de punta)* (costo marginal de energía en hs. f/de punta)
Es decir:
CE = (1000 x 0,095) + (800 x 0,056) = 139,8 $/kW/año)
c) Costo de capacidad
Para el cálculo de los costos de capacidad atribuibles a este usuario puede
multiplicarse los factores de contribución a la carga máxima por los costos de
capacidad correspondientes a su nivel de baja tensión (Cuadro Nº 7). Es decir que
en baja tensión se tendría:
CC = (CMLPCG (BT) + CMLPCT (BT)) X FCGT + CMLPCD (BT) X FCD
donde CC costo de capacidad, (BT) baja tensión, FC factor de coincidencia y en los
subíndices C: Capacidad, G: Generación, T: Transmisión y D: Distribución.
En consecuencia.
CC = ( 81 $/kW/año +43,5 $/kW,/año) x 1 + (58,3 $/kW/año)x 1 = 182,8 $/kW/año
a) Cálculo de la tarifa monómica
Si la tarifa es monómina, su valor se obtiene del siguiente modo:
t = (CE + CC) / (No total de horas de utilización en el año)
En el caso considerado
t = (139,8 $/kW/año+182,8 $/kW/año)/(1800 hs/año) = 0,179 $/kWh
2 - Usuario que toma en media tensión alta utilización
a) Datos
i) Utilización permanente
ii) Factor de coincidencia100%
116
b) Costos de energía
Punta: 0,085 $/kWh
Fuera de Punta: 0,052 $/kWh
c) Costo de capacidad
CC
= (CMLPCG (MT) + CMLPCT (MT)) X FC
= (72,3 $/kW/año +38,7 $/kW/año) x 1,00
= 111 $/kW/año
d) Tarifa
En estos casos la tarifa suele estar integrada por un cargo de potencia y por cargos de
energía con diferenciación horaria. En este caso particular:
Cargo por Potencia: 111 $/kW/año.
Cargo por Energía:
Tarifa de punta: 0,085 $/kWh
Tarifa fuera de punta: 0,052 $/kWh
3 - Usuario que toma en media tensión y baja coincidencia
a) Datos
i)
ii)
La casi totalidad de la demanda se ubica fuera de las horas de punta.
Factor de coincidencia: 25%.
b) Costos de energía
Puesto que la mayor parte de la demanda se ubica fuera de las horas de punta, el
costo de energía atribuible a este tipo de usuario es el que corresponde al período de
horas fuera de la punta, es decir:
Cargo por Energía:
Tarifa de punta:
0,085 $/kwh
Tarifa fuera de punta:.0,052 $/kwh
c) Costo de capacidad
Al igual que en el caso anterior:
CC = (CMLPCG CMT) + CMLPCT (MT) x FC
Es decir:
CC = (72,.3 $/KW/año + 38,7 $/KW/año) x 0,25 = 27,7 $/KW/año
d) Tarifa
De acuerdo con lo que se establece en b) y c) la tarifa será:
Cargo por Potencia: 27,7 $/kW/año
117
Cargo por Energía:
Tarifa de punta: 0,085 $/kwh
Tarifa fuera de punta: 0,052 $/kwh
4
- Usuarios con una situación intermedia de coincidencia
a) Datos
i)
El factor de carga varía de valores muy pequeños hasta alcanzar valores de
alrededor del 70%.
ii)
El factor de coincidencia varía entre 50 y 100%.
iii)
Demanda en punta: 1500 hs.
b) Costo de Capacidad
En este caso el mínimo costo de capacidad atribuible a los usuarios es el que
corresponde a un factor de coincidencia de 50%. Esto es, teniendo en cuenta los
resultados obtenidos en los puntos 3) y 4) anteriores, se deduce que:
CC = 111 $/KW/año x 0,50 = 55,5 S/KW/año
c) Costos de energía
Puesto que el anterior costo sólo cubre parte del costo total de capacidad que puede
atribuirse a este tipo de usuarios, la parte restante puede cargarse sobre el costo de
energía en las horas de punta.
Es decir:
111 $ / Kw / añox 0,50 55,5 / Kw / año

 0,037 $ / Kwh
1500 hs / año
1500 hs / año
En consecuencia:
Costo de Energía en Punta: 0,085 $/KWh + 0,037 $/KWh = 0,122 $/KWh
Costo de Energía fuera de Punta: 0,052 $/KWh.
d) Tarifa
Cargo de Potencia : 55,5 $/KW/año
Cargos de Energía
Punta
: 0,122 $/Kwh
Fuera de Punta : 0,052 $/KWh
IV - AJUSTES SOBRE LAS TARIFAS BASADAS EN EL CMLP ESTRICTO
Las tarifas calculadas en la sección C, están basadas en el uso estricto de criterio del
costo marginal. Estas tarifas tienen que ser ajustadas a fin de tomar en cuenta los
objetivos de: Financiamiento, Equidad Social, Eficiencia Productiva de las Empresas,
Uso Racional de la Energía, etc.
118
En el caso del objetivo de Financiamiento, suponiendo que con las tarifas anteriores
no se cubrieran los costos de Abastecimiento, las tarifas anteriores podrían ajustarse
apartándose hacia arriba respecto del costo marginal en proporción inversa a la
elasticidad precio de la demanda en cada tipo o grupo de usuarios.
La consideración de los objetivos Equidad Social, Financiamiento y Conservación de la
Energía pueden conducir a una tarifa residencial creciente con el nivel de consumo.
De este modo, sí puede considerarse que .el usuario tipificado en la sección C-1 puede
ser considerado como representativo de los usuarios residenciales de consumo medio.
La consideración simultánea de los objetivos de Equidad, Financiamiento y de
Conservación podría tenerse una tarifa residencial del tipo de la siguiente:
Tarifa Residencial
1 - Cargo fijo con derecho al consumo de 75
KWh/mes
2 - Siguientes 75 KWh
3 - Siguientes 150 KWh
4 - Excedente de 300 KWh
8,0 $/mes
0,206 $/kWh
0,240 $/kWh
0,271 $/KWh
De acuerdo con este cuadro tarifario, la curva de la tarifa media tendría la forma que
muestra el Gráfico 1.
Gráfico 1
Tarifa media
$
0,300
tma
0,220
0,179
tmme
0,140
0,060
50
100
200
300
400
500
600
700
Kwh
tmme : Tarifa media marginal estricta.
tma:
Tarifa media ajustada a los objetivos de Equidad, Financiamiento, Conservación
de Energía.
119