Costes normalizados y completos en la prestacion del servicio electrico, como herramienta para la toma de decisiones empresariales.
| Autor | Díaz Gil, Nelson Darío |
| Cargo | Report |
Standardized and complete costs of power supply services as a tool for making business decisions
Custos normalizados e completos na prestação de serviços de abastecimento de energia como ferramenta para a tomada de decisões empresariais
INTRODUCCIÓN
Es importante reconocer el logro alcanzado por Venezuela al ser uno de los países con mayor grado de electrificación en América Latina, donde aproximadamente el 94% de su población dispone de servicio eléctrico. Sin embargo, hoy en día, el reto es otro.
El nivel de inversión en los últimos años ha disminuido abruptamente y el Estado venezolano no está en capacidad de seguir invirtiendo en sectores que no son rentables financieramente. Esto ha significado pérdidas cuantiosas que se escapan del control de las empresas prestadoras del servicio, exigiendo la búsqueda de otras alternativas que permitan hacer eficiente el sector, con mínimo costo y máxima calidad.
En virtud de esto, dentro del sector eléctrico se requiere la adaptación de los sistemas de información para mejorar la toma de decisiones con miras a la gestión interna, para mantener un control efectivo de las operaciones que se traduzcan en un aumento rentable de la organización.
No obstante, es de hacer notar la escasa bibliografía que sobre la gestión interna existe en el mercado eléctrico, salvo el alcance realizado por la Asociación Española de Contabilidad y Administración de Empresas (2001) y Sáenz (2009), donde proponen una metodología de costes para el sector eléctrico basado en actividades y la determinación de los costes estimados y completos.
En este orden, el presente trabajo de investigación parte de la evaluación de estos aspectos, hasta la elaboración de un sistema de información que suministre inicialmente el coste normalizado y completo en cada uno de los eslabones que componen la cadena de valor, además del nivel representativo de la llamada pérdida por subactividad, originada por el nivel de aprovechamiento del sistema o por la capacidad instalada.
Se considera además, un apartado que relaciona las cifras económicas obtenidas en los últimos diez años por las empresas que prestan el servicio eléctrico en Latinoamérica y España, gracias a los avances realizados por la Comisión Integral de Energía Eléctrica (2006a, 2006b), e informes económicos y financieros suministrados por las empresas que prestan el servicio eléctrico en Venezuela. Para Latinoamérica, los estudios económicos se tomaron de los registros de la Superintendencia de Pensiones, Valores y Seguros de Bolivia (2006), la Superintendencia de Valores de Colombia (2006), la Superintendencia de Compañías del Ecuador (2006) y la Bolsa de Valores de Caracas (2006).
Para los estudios de la demanda y carga de energía por circuitos de distribución y localidades geográficas, se partió de la base de las cifras presentadas por la Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica (CAVEINEL), en los últimos diez años y el Atlas CADAFE (2006), donde se reflejan las mediciones promedios en cada uno de los circuitos de distribución.
Para lograr este objetivo se seleccionó la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico, CADAFE, como base para el estudio y aplicación empírica, dado que aglutina el 80% del mercado en Venezuela y desarrolla las diferentes actividades de generación de energía existentes en este país.
Otras razones de interés se centralizan en la facilidad de acceso a la información necesaria por parte del autor, debido a que éste desarrolla su labor profesional en la citada compañía. Además, la propia empresa apoya esta iniciativa, pues ve en ella un medio valioso para incrementar la calidad de la información disponible en los procesos de toma de decisiones y mejorar así los resultados empresariales. Los principales rasgos de CADAFE pueden resumirse en los siguientes epígrafes:
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Área servida y volumen de clientes atendidos: en cuanto al área servida se refiere, CADAFE suministra la energía a través de su red de filiales en todo el país, al 80% de la población venezolana, manteniendo en su haber una cadena de clientes o usuarios finales cercanos a 2.477.653. Adicionalmente, es de destacar que de los clientes registrados por las empresas que comercializan el servicio de energía en Venezuela, el 52,04% de éstos están adscritos a la empresa CADAFE.
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Tipología de clientes o usuarios: en función del tipo de clientes, su cartera se distribuye de la siguiente manera, 32% en clientes residenciales, 20,82% en clientes comerciales, 16,58% en clientes industriales y un 30,59% conformado por clientes gubernamentales y agropecuarios, entre otros.
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Número de empleados: se trata de la segunda empresa más importante del país, con una nómina de personal equivalente a 12.518 empleados.
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Estructura empresarial: CA DAFE está formada por 11 empresas de generación de primer nivel, 14 centrales de transmisión de energía y más de 344 oficinas departamentales para la comercialización de energía.
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Generación de energía: constituye la tercera empresa en generación de energía después de EDELCA y ELECAR. Con relación al tipo de generación, esta empresa tiene en su haber los diferentes tipos de plantas existentes en el país: generación térmica (en un solo propósito o mixta) e hídrica.
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PROPUESTA DE UN MÉTODO DE CÁLCULO DE COSTES EN LAS EMPRESAS DEL SECTOR ELÉCTRICO VENEZOLANO
Las continuas pérdidas que reflejan buena parte de las empresas que componen el sector eléctrico venezolano, evidencian la necesidad inicial de diseñar y poner en marcha un mecanismo de cálculo de costes que permita evaluar el grado de eficiencia con el que se desarrollan las operaciones en los diferentes eslabones que configuran la cadena de valor de dicho sector en aras de detectar el origen preciso de los problemas, su causa, y promover así la puesta en marcha de medidas correctoras.
Por lo tanto, se trata de saber qué plantas de generación en particular, qué centrales de transmisión, qué distritos técnicos de distribución y qué oficinas comerciales presentan situaciones más problemáticas, frente a aquellas otras que muestran un óptimo funcionamiento, con el fin de poder difundir las mejores prácticas de gestión en el resto de la organización.
Adicionalmente, el citado sistema debe permitir calcular resultados y evaluar rendimientos atendiendo a diferentes ámbitos de gestión y niveles de responsabilidad: oficinas comerciales, tipos de clientes y áreas geográficas, principalmente.
Dado el enorme peso de los recursos estructurales dentro del sector, se considera que el sistema de coste normal es el más adecuado, pues éste permite poner de manifiesto el impacto en resultados de un aprovechamiento deficiente del potencial que permiten desplegar tales recursos.
Concretamente, se sugiere calcular un coste normalizado por kWh para cada planta de generación, central de transmisión, distrito técnico de distribución y oficina comercial. Dicho coste normalizado será comparado después con el coste completo sin normalizar, para que pueda comprobarse el encarecimiento provocado por la llamada subactividad.
En primera instancia, se recomienda calcular los costes que corresponden estrictamente a cada fase (generación, transmisión, distribución y comercialización), sin incluir los correspondientes a las fases anteriores; es decir, en el caso de la actividad de transmisión, por ejemplo, se calculará el coste estricto de transmisión por kWh de energía, sin incluir o transferir el coste de la energía generada. Solamente al final, a efectos de calcular márgenes y resultados, se agregarán convenientemente los costes de las diferentes fases. De este modo, se posibilita evaluar la actividad correspondiente a cada eslabón de la cadena de valor sin que ésta se vea afectada por lo que ocurre en otros eslabones.
Puesto que la producción y comercialización de energía eléctrica constituyen una actividad monoproducto, en este caso se evita uno de los caballos de batalla más importantes en el cálculo de costes: la elección de criterios de reparto para los denominados costes indirectos, comunes a más de un tipo de producto.
En términos generales, el sistema propuesto implica que, para cada eslabón de la cadena de valor y, dentro de él, para cada unidad de análisis (planta de generación, central de transmisión, distrito técnico de distribución, u oficina comercial, según el caso), se efectúen los siguientes cálculos:
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Obtención del coste normalizado de amortización del inmovilizado, personal y otros recursos fijos por kWh para la unidad de análisis. Para ello será preciso establecer:
* Los costes fijos reales de amortización del inmovilizado
* Los costes fijos reales del personal operativo
* Los restantes costes fijos reales que puedan existir
* La capacidad normal de cada unidad de análisis
* El coeficiente de actividad correspondiente
* La pérdida por subactividad y los costes fijos imputados que se derivan del grado de aprovechamiento de la capacidad productiva (coeficiente de actividad)
* El coste normalizado de amortización del inmovilizado, personal y otros recursos fijos por kWh.
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Obtención del coste de materia prima (únicamente para las plantas de generación térmicas) por kWh.
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Obtención del coste de suministros para operaciones de mantenimiento por kWh.
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Obtención de los restantes costes variables de mantenimiento por kWh.
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Obtención del coste normal total (se refiere a la suma de los puntos anteriores), coste completo y penalizaciones por subactividad por kWh.
[GRÁFICO 1 OMITIR]
1.1. Capacidad práctica o normal
Para explicar el cálculo de la capacidad práctica o normal de generación, en el Gráfico 1 se expone dicho cálculo, centrado en la actividad de generación de la energía eléctrica.
A continuación se detalla el proceso de cálculo a seguir.
El punto de partida lo constituye la carga instalada medida en gigavatios (GW). Dicha carga instalada indica el número de GW que la planta puede generar en una hora. Ahora bien, dicha carga debe ser depurada de manera que se elimine la...
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