Tarifa por costos en Venezuela: lo que exige a facturación y cobro

Cobrar lo que se factura: la condición que toda tarifa por costos da por hecha

Una tarifa que refleja costos parte de un supuesto que casi nunca se escribe: que la empresa factura toda la energía que entrega y cobra todo lo que factura. Brasil convirtió ese supuesto en regla. Para la ANEEL, las pérdidas no técnicas no se originan solo en hurtos y fraudes, sino también en errores de lectura, medición y facturación (ANEEL, 2025). Sus procedimientos tarifarios tratan en un mismo submódulo las pérdidas de energía y los ingresos irrecuperables, es decir, los que no se logran cobrar (ANEEL, 2026).

La lectura operativa es incómoda. Una parte de lo que el regulador llama pérdida nace en la oficina comercial, no en la red. Además, la tarifa solo reconoce esa pérdida hasta un techo. El kWh que no se lee bien, se factura mal o nunca se cobra termina pagándolo el operador.

Cuánto de la pérdida entra en la tarifa

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  A([Pérdida real de la distribuidora]) --> B[ANEEL fija el nivel en revisión periódica]
  B --> C{¿Supera el nivel reconocido?}
  C -->|No| D([El consumidor paga el nivel reconocido])
  C -->|Sí| E([La diferencia sale del margen])
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La ANEEL fija los porcentajes regulatorios de pérdidas técnicas y no técnicas de cada distribuidora en la revisión tarifaria periódica, que ocurre cada cuatro o cinco años (ANEEL, 2022). El consumidor regular no paga toda la pérdida real, sino el nivel que el regulador reconoce con criterios de eficiencia. Si la distribuidora pierde más de lo reconocido, la diferencia sale de su margen.

La escala importa. En 2024 las pérdidas no técnicas representaron un costo del orden de R$ 10.300 millones, y el regulador las monitorea comparando las pérdidas reales con las regulatorias (ANEEL, 2025). En julio de 2026 la ANEEL publicó la edición 2026/2025 de su informe de pérdidas en la distribución, que actualiza la serie con los datos de 2025. Según ese informe, la parte reconocida en tarifa equivalió al 3,1% del ingreso requerido de las distribuidoras (ANEEL, 2026). El resto de la pérdida real queda fuera de la tarifa.

Por eso la distinción de la ANEEL sirve como herramienta de gestión y no solo como definición. El hurto se combate en campo. El error de lectura, medición o facturación se corrige en el sistema comercial. Si ambos se mezclan en un solo indicador, ninguno se puede atacar bien.

Colombia: lo que se remunera hay que demostrarlo

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flowchart TD
  A([Plan de gestión de pérdidas]) --> B[Remuneración con base en costos eficientes]
  B --> C{¿Cumple las metas aprobadas?}
  C -->|Sí| D([La remuneración se mantiene])
  C -->|No| E([La remuneración no se mantiene])
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En Colombia, la metodología de distribución de la CREG establece que la remuneración de los planes de gestión de pérdidas se calcula con base en costos eficientes y se mantiene solo mientras el operador de red cumpla las metas aprobadas (CREG, 2018). La consecuencia es directa: si una parte del ingreso depende de metas, el operador tiene que demostrarlas con datos de medición y facturación, no con estimaciones.

Venezuela pone la tarifa por costos en la agenda

Venezuela llega a esta discusión desde otro punto de partida. La reforma parcial de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico fue aprobada en primera discusión y por unanimidad en la Asamblea Nacional (Asamblea Nacional, 2026). Según el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, sus ejes incluyen abrir la generación y la comercialización a la inversión privada, trabajar con modelos mixtos y operadores independientes por región, e implementar un sistema de tarifas que refleje los costos en el consumo (MPPEE, 2026). El ministerio informó además que el proyecto modifica 31 de los 115 artículos de la ley vigente e incorpora 11 nuevos (MPPEE, 2026).

A la fecha de esta nota no encontramos registro oficial de segunda discusión ni de publicación en Gaceta Oficial. El marco sigue en construcción. Pero hay algo que ninguna ley resuelve por sí sola: cualquier operador, sea público, mixto o privado, solo va a cobrar lo que pueda medir, facturar y conciliar.

Hoy no hay cifras públicas citables sobre la proporción de lecturas reales, la morosidad o las pérdidas no técnicas del servicio eléctrico venezolano. Ese vacío es el primer problema a resolver, porque una tarifa por costos necesita una línea base de lo que efectivamente se cobra.

En la pieza anterior de esta serie vimos por qué medir la energía por circuito antes de ampliar las horas de servicio. Esta pieza sigue la cadena un paso más adelante, hasta la factura y el recaudo.

Lo que la reforma le pide al ciclo comercial

Tarifas que dejan de ser una sola

Si la tarifa refleja costos y hay operadores que atienden realidades regionales distintas, el sistema comercial tendrá que manejar varias estructuras tarifarias, cada una con sus propias vigencias, categorías y reglas. Un sistema diseñado para un esquema nacional único suele absorber cada cambio con ajustes manuales, y cada ajuste manual puede terminar en refacturación y reclamos.

Varios actores sobre la misma red

Si generación, distribución y comercialización quedan en manos distintas, cada kWh facturado tiene que poder asignarse a quien lo entregó y a quien lo cobra. Para eso, el vínculo entre usuario, contrato, punto de medición y activo de red debe estar completo y actualizado. Sin ese vínculo, la liquidación entre operadores se vuelve una negociación en lugar de un cálculo.

El recaudo deja de ser un trámite

Cuando la tarifa remunera costos reales, la brecha entre lo facturado y lo cobrado deja de ser un asunto contable interno y pasa a condicionar el mantenimiento y la inversión. Energía que no se factura y factura que no se cobra terminan en el mismo lugar: la tarifa.

Qué preparar mientras la reforma avanza

La secuencia que proponemos no depende de la fecha de sanción y sirve para cualquier esquema tarifario que termine aprobándose. Son seis pasos, en este orden:

Tres de estos pasos merecen una precisión. La separación del paso 2 sigue la misma distinción que usa la ANEEL, porque cada tipo de pérdida se corrige con acciones distintas. En el paso 3, plataformas como SAP S/4HANA Utilities usan la contabilidad de contratos (FI-CA) como subledger de cuentas por cobrar, lo que permite separar la lógica de facturación de la de cobro. Y la facturación en paralelo del paso 4 evita las fases de prueba que interrumpen durante semanas la facturación y la atención al cliente.

Cómo saber si el ciclo comercial está listo

Los cinco indicadores de las tarjetas no se leen sueltos: se comparan contra una línea base tomada antes del cambio. Esa comparación sigue este flujo:

En AGT acompañamos a utilities de la región en la preparación de su ciclo meter-to-cash para cambios regulatorios, desde el maestro de datos hasta la conciliación. La próxima pieza de esta serie aborda por qué un contrato eléctrico firmado en Venezuela todavía necesita otra autorización para ejecutarse.

Fuentes

• Asamblea Nacional — AN aprueba en primera discusión Reforma Parcial de Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico
• MPPEE — AN aprueba Reforma Parcial de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico
• MPPEE — Inicia consulta pública de la Reforma Parcial de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico
• ANEEL — Perdas de Energia
• ANEEL — Relatório traz níveis de perdas técnicas e não técnicas em 2024 no sistema de distribuição de energia
• ANEEL — Perdas de Energia Elétrica na Distribuição 2026/2025
• ANEEL — Procedimentos de Regulação Tarifária (Proret)
• CREG — Resolución CREG 015 de 2018
• SAP Help Portal — SAP S/4HANA Utilities