EL CASO DEL SERVICIO PÚBLICO DE ELECTRICIDAD[1].
El objetivo de este análisis es exploratorio, y pretende aportar algunas evidencias empíricas para sostener la hipótesis de que el marco regulatorio de la actividad eléctrica creado por la Ley N
La primera parte del trabajo ofrece un panorama muy general sobre las privatizaciones en la Argentina , incluyendo algunas interpretaciones sobre sus causas y efectos. La segunda parte trata del marco regulatorio de la actividad eléctrica, puntualizando tres temas en torno de los cuales se aportan evidencias para sustentar la hipótesis enunciada. En la tercera se exponen dichas evidencias, y en la cuarta parte se hacen algunas consideraciones finales sugiriendo líneas de análisis a seguir que surgen a partir de esta indagación.
ANTECEDENTES
En el período que va desde los años 40 a los años 80 del siglo XX, la economía Argentina se caracterizó por una creciente y fuerte presencia del Estado en actividades productivas y de servicios públicos pero, a principios de los años 90 se inició un profundo, amplio y sobre todo rápido proceso de repliegue de estas actividades. Dicho repliegue se produjo a través del cierre, venta o concesión de empresas públicos al sector privado nacional y extranjero[2]. Este proceso tuvo características dispares según la actividad o sector involucrado, y también tuvo diferentes resultados.
En el caso específico de la electricidad, previamente a la transferencia al sector privado de la gestión de la actividad, se realizó por ley una profunda transformación institucional sobre la base de las empresas de jurisdicción nacional existentes (Segba S.A., Hidronor S.A., y Agua y Energía Eléctrica S.E.), creando “unidades de negocio” para su privatización, y segmentando la actividad, que hasta ese momento había funcionado en forma integrada, en tres etapas o eslabones productivos: generación, transporte y distribución de electricidad. Las reformas introducidas implicaron la “separación horizontal y vertical” de la industria, acompañada por restricciones a la propiedad de las nuevas compañías para evitar la reintegración del negocio eléctrico. Estas reformas, según la teoría predominante en ese momento, tuvieron como objetivo fomentar la competencia y otorgar más transparencia a la formación de los precios en cada una de las etapas productivas.
Por sus características técnicas, la etapa con mayores posibilidades de competencia se estableció en la generación de electricidad, donde las empresas productoras –en parte debido a importantes adelantos tecnológicos de los equipos térmicos de generación- pueden entrar y salir del mercado sin mayores restricciones, en tanto que las empresas de transporte y de distribución de electricidad, por su condición de “monopolio natural”, están sujetas, para poder operar, al otorgamiento de una concesión de servicio público por parte del Estado.
Para hacer operativa la competencia y la transparencia de los precios de la actividad, estos cambios institucionales fueron acompañados por nuevas reglas jurídicas y económicas[3]. Según estas reglas, los precios de producción de energía eléctrica se determinan en un mercado mayorista, donde intervienen alrededor de 40 empresas productoras, y la electricidad ofertada en dicho mercado es adquirida, y recibida mediante el sistema de transporte de electricidad, por las empresas de distribución, tanto de jurisdicción nacional como provincial, para su venta final a los consumidores, sean estos residenciales, comerciales, industriales, etc.
En general los consumidores están obligados a comprar la electricidad a la empresa distribuidora en cuya área de concesión se encuentran aunque, cuando el nivel de consumo eléctrico supera cierto límite, un consumidor (gran usuario) accede a un contrato particular de provisión con un precio pactado directamente con un generador.
El precio de la electricidad que paga un consumidor abastecido por una distribuidora (usuario cautivo) –que constituye la mayoría de los casos en el total de usuarios del servicio eléctrico- está conformado por la suma del costo mayorista de la electricidad, más el costo de transporte, más el costo propio de la etapa de distribución.
En el nuevo régimen institucional el Estado ha desdoblado sus funciones. En el esquema anterior éste cumplía básicamente cuatro roles: era productor del servicio eléctrico, autoridad concedente, responsable del dictado de las normas de funcionamiento (regulación), y ejercía el control de la actividad. Con la reforma, el Estado se desprendió de la primera función y retuvo para sí las tres últimas. Al Estado como concedente del servicio y responsable final del mismo, le cabe la responsabilidad de regular el servicio, en tanto que la función de reglamentación de ciertos aspectos contractuales y de control la ejerce a través de un organismo que tiene cierta independencia de la administración: el Ente Nacional Regulador de la Electricidad – ENRE (el Ente). En resumen, el Estado a través del concedente establece las reglas de la actividad eléctrica (económicas, jurídicas y técnicas), y el Ente primordialmente debe controlar que esas reglas sean cumplidas por las empresas concesionarias. Entre las regulaciones claves a reglamentar y controlar están: las tarifas a cobrar por las distribuidoras a los usuarios cautivos, el régimen de calidad de servicio y sus penalidades, las conductas anticompetitivas y el abuso de posición dominante que todo monopolio puede ejercer[4].
Es importante remarcar –al menos en el caso institucional de nuestro país- la importancia de mantener la separación de la responsabilidad de las funciones de regulación y de control en ámbitos públicos claramente diferenciados, porque ello hace a la aplicación de un sano principio de la administración que tiende a asegurar la eficacia de ambas[5].
A pesar de que han pasado más de 10 años desde el proceso de reforma, aún existe una fuerte controversia sobre los beneficios y/o perjuicios de las privatizaciones. En el arco de opiniones predominan las posiciones extremas, y existe una llamativa ausencia de contribuciones que apunten a mejorar los cambios introducidos[6].
Los impulsores del proceso de reforma, en general, sostienen que hay privatizaciones exitosas (entre las que incluyen las de gas y de electricidad), y que las deficiencias o los malos resultados de otras son solucionables profundizando la reestructuración económica o erradicando la corrupción que las motivó. En tanto que en lo que podría interpretarse como la postura opuesta se encuentran aquellos que sostienen que las privatizaciones constituyen parte de un proceso más complejo y amplio, en el cual los grupos económicos dominantes, internos y externos, utilizan diferentes mecanismos, como las privatizaciones, para apropiarse de mayores porciones de la renta de la economía.
Por su parte, J. Stiglitz –premio Nobel de economía, ex funcionario del Banco Mundial y del Gobierno del Presidente Clinton-, partidario de las privatizaciones debido a los déficit que provocan las ineficiencias de las empresas públicas, critica la forma en que en general éstas se llevaron a cabo, ya que esa política se transformó en un fin en sí mismo. Esto se evidencia en la rapidez con la que se ejecutaron, impidiendo que previamente se adoptaran ciertas medidas para asegurar su eficacia. Estas medidas están relacionadas con la atenuación de su impacto social, y con el establecimiento de un contexto de regulaciones y controles apropiados que eviten la consolidación de nuevos grupos de interés económico, tanto o más perjudiciales que los que se pretende erradicar. (Stiglitz, 2002, Pág. 90)
En este caso intentamos adoptar una perspectiva “realista” o “pragmática” que parte de aceptar que se han producido cambios significativos y costosos[7] en la actividad eléctrica, que estos cambios se han producido en el marco del régimen constitucional, que es poco probable que el Estado vuelva a tener igual o similar injerencia en los servicios públicos a la que tuvo en el pasado, y que es necesario hacer un análisis particularizado de sus resultados para introducir mejoras, e imaginar nuevas formas de relación entre el Estado y la actividad privada que redunden en servicios públicos eficientes y accesibles a toda la población. Contribuyendo de este modo a hacer realidad el principio de igualdad sostenido por el régimen democrático.
EL MARCO REGULATORIO
La nueva norma es muy abarcativa. Esta dividida en veintiún capítulos y cien artículos que legislan sobre todo los aspectos sustantivos de la actividad. En este trabajo nos circunscribimos al análisis de tres cuestiones que son claves para el desarrollo de las actividades de transporte y distribución de electricidad:
- Tarifas o precios del servicio
- Inversiones
- Control general de la actividad: calidad del servicio.
En materia tarifaria la ley establece tarifas económicas, que cubran los costos eficientes del servicio, prohibiendo los subsidios cruzados. Sobre esta base se adoptó el sistema tarifario denominado “precio máximo” (price cap). Sustancialmente este sistema implica establecer, en base a una operación eficiente del servicio, un cuadro tarifario con precios máximos fijos, y su revisión por el Ente en períodos plurianuales de cinco años. Las tarifas así determinadas deben ser mantenidas en términos reales o constantes por dicho período, estando sujetas a la aplicación anual de un factor de reducción para estimular incrementos en la eficiencia.
Esta modalidad tarifaria supone que las tarifas se calculan sobre la base de una suerte de empresa modelo, o teórica que opera eficientemente y por ello obtiene como recompensa una rentabilidad no garantizada. Por lo tanto, si la “empresa real” opera con mayor eficiencia que la supuesta en el calculo tarifario, su rentabilidad será mayor que la prevista originalmente. Según esta teoría, la obtención de mayor ganancia, en el marco de las exigencias contractuales en materia de prestación del servicio, es el incentivo que induce a la empresa monopólica a la búsqueda permanente de mejoras en la eficiencia productiva[8]. A la inversa, en el caso que no se comporte así, recibirá una renta menor a la esperada. Por otra parte, dado que el Estado revisa las tarifas cada cinco años, la empresa puede “apropiarse” del ahorro de costos –mayor ganancia- logrado por las mejoras en la eficiencia productiva durante ese período, al menos hasta la próxima revisión de las tarifas[9].
En materia de inversiones en el servicio, la ley le otorga amplios poderes al Estado para inducirlas cuando lo considere conveniente y también para controlarlas, puesto que establece que las decisiones de inversión de las empresas está sujetas a la consideración de una audiencia pública, y a su aprobación posterior por el Ente mediante la emisión de un Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública; delegando en ese organismo la fijación de un límite para definir qué inversiones deben pasar por éste procedimiento y cuáles no.
Estas disposiciones de la ley con relación a las inversiones tienen implicancias que importan para conocer y eventualmente direccionar la expansión del servicio, conforme las necesidades del interés público. Una de ellas es que faculta al Estado a tener un conocimiento detallado de la configuración física de la red de distribución existente y planeada por la empresa, y otra que le permite contar con elementos para elaborar escenarios propios sobre la ampliación futura del servicio eléctrico. Adicionalmente, le permite acceder a información sobre aspectos cuantitativos y cualitativos del sistema eléctrico y sus cambios, que pueden ser útiles para elaborar los futuros diseños tarifarios.
Es necesario remarcar que detrás de estas posibilidades de conocimiento en materia de inversiones, como en otros aspectos del servicio, hay una cuestión crucial relacionada con la capacidad reguladora del Estado. Esta cuestión es la información con la que cuenta el Estado para ejercer la función de regulación y control, y la necesidad de reducir la asimetría existente entre la información que sobre la operación del servicio tiene la empresa y la disponible por la autoridad pública. La “distancia” que tiene el Estado respecto del manejo efectivo del servicio lo coloca en una posición de desventaja con respecto a su facultad de regulación y control, y por ello se requiere generar múltiples estrategias que fortalezcan estas capacidades[10].
Respecto al control general de la actividad, la ley faculta al Ente para dictar todos los reglamentos y disposiciones que considere conveniente para cumplir esa tarea, y además para hacer inspecciones, auditorias y requerir toda aquella información que permita vigilar su cumplimiento.
Los aspectos del servicio y de la empresa concesionaria que pueden ser controlados son numerosos. Respecto del servicio, interesan por ejemplo, la calidad del mismo, cantidad y precio de los insumos para la producción del mismo (participación de empresas vinculadas por ejemplo), inversiones, el cuidado del ambiente, y la seguridad pública. Respecto de la gestión empresaria y su solidez interesan, entre otras cosas: la veracidad y razonabilidad de los registros económico financieros de las operaciones, sean estas de actividades reguladas o no, la determinación y valuación de los bienes afectados al servicio, la rentabilidad y el endeudamiento.
Por otra parte, desde la perspectiva del momento en que el Estado ejerce el control sobre el servicio, éste puede ser: preventivo (ex ante) – apunta a minimizar los riesgos del servicio -, o a posteriori (ex post) de ocurrido el incumplimiento. En este último caso debe existir un régimen de sanciones económicas complementario que induzca al concesionario a mantener la calidad del servicio exigida en el contrato de concesión. A su vez esto implica, entre otras cosas, conocer si la magnitud de la sanción es adecuada en relación con el daño causado y si incentiva el comportamiento eficiente de la empresa.
El ejercicio de la función del control también debe ser considerado desde la perspectiva de la responsabilidad operativa del servicio y/o de los riesgos empresarios. Si bien la ausencia de controles efectivos puede ir en detrimento de los intereses de los usuarios del servicio[11], un exceso de los mismos también puede afectar estos intereses vía su paralización, ineficiencia o mala calidad. En este caso se corre el riesgo de que el concesionario traslade la responsabilidad por la prestación del servicio, o los riesgos asociados, al Estado, ya que podrá argumentar, con o sin razón, que las deficiencias son producto de los problemas derivados de una excesiva intromisión en el funcionamiento de la empresa que resulta en un entorpecimiento o paralización de su gestión.
Estas diferentes perspectivas ponen de manifiesto que el problema de la regulación y el control del servicio público de electricidad por parte del Estado no es simple ni unidimensional, sino que es un problema complejo que requiere contar, además de los recursos técnicos y humanos especializados, con un importante nivel de información, y con capacidad para administrar un delicado y difícil balance entre el interés privado y el interés público.
DESVIOS REGULATORIOS
A) TARIFAS
Como se señaló, la ley marco establece que los contratos de concesión de distribución y de transporte de electricidad deben incluir un cuadro tarifario inicial válido por cinco años, especificando los principios a los cuales debe ajustarse (artículos 40, 41 y 42). Además, la ley dispone que una vez finalizado el período inicial de cinco años, el ente fijará nuevamente el nivel de las tarifas por períodos subsiguientes de cinco años (artículo 43).
Los cuadros tarifarios iniciales fueron establecidos por la Secretaria de Energía en oportunidad de la privatización de las “unidades de negocio”, actuando como concedente[12]. La primera deficiencia que se podría señalar sobre este particular, es que no existe ninguna norma ni antecedente acerca de la metodología y de la información empleada para la determinación de los valores de estos cuadros tarifarios iniciales. Esto implica, entre otras cosas, que no hay constancia de los costos operativos, del programa de inversiones y de la magnitud de la rentabilidad supuesta en ese momento para determinar los valores de las tarifas. Esto a su vez supone que no se conoce el nivel de eficiencia adoptado en el punto de partida de la concesión.
Se podría argumentar que esto no era importante al momento de la privatización porque los oferentes cotizaban un precio para obtener la concesión sobre la base de un flujo de fondos esperado, y que ellos tenían sus propias expectativas sobre el futuro de la empresa. Este argumento parece insuficiente porque el resultado de esa decisión es que quedaron sin explicitar una serie de aspectos sustantivos de la concesión que deberían ser resueltos en la primera revisión tarifaria[13], lo que implicó dejar un amplio margen de decisión en manos del Ente, responsable según la ley de dicha revisión.
Otro desvío de las disposiciones de la ley marco se refiere al plazo de cinco años de duración del cuadro tarifario inicial de las concesiones de distribución y de transporte de electricidad.
En el caso de las tarifas de distribución, el decreto reglamentario del artículo 42 de la ley 24.065 dice que dicho cuadro tarifario inicial podrá tener una duración de 10 años, o sea el doble de lo establecido en la ley. Posteriormente, en el contrato de concesión firmado con el adjudicatario de la licitación, se estableció finalmente un plazo de 10 años para el primer cuadro tarifario, y 5 para los posteriores. La consecuencia mas directa de este cambio en las disposiciones es la mayor rentabilidad que le permite tener a la concesionaria en dicho primer período tarifario, tomando en cuenta que el sistema de “precio máximo” supone, como ya se señaló, un decrecimiento de las tarifas en el tiempo, producto de las mejoras en la eficiencia logradas por la concesionaria (artículo 49 de la ley). Esto significa que, de haberse cumplido con las disposiciones de la ley marco, en la revisión tarifaria de los primeros 5 años muy probablemente, como resultado de las mejoras en la eficiencia logradas en este período inicial, deberían haberse reducido las tarifas, mediante el traslado a los usuarios al menos de una parte de esas mejoras.
En el caso del cuadro tarifario del servicio público de transporte de electricidad, el contrato de concesión establece que las remuneraciones fijadas en el momento de otorgar el contrato de concesión (cuadro tarifario inicial integrado por tres conceptos remunerados: Cargos por Conexión, Capacidad de Transporte y Energía Eléctrica Transportada) son válidas para el primer período de gestión (contrato de concesión, artículo 25), estableciendo la duración de dicho primer período de gestión en 15 años (contrato de concesión, artículo 5).
No obstante esta disposición, en un anexo del contrato de concesión, se establece que uno de los conceptos que integra las remuneraciones del transportista –la Energía Eléctricala Ley 24.065, o sea que tiene una duración de 5 años.
De este modo en el contrato de concesión de transporte se establece que una parte del cuadro tarifario inicial tiene una vigencia de 15 años y otra parte de 5 años.
En oportunidad de la primera revisión tarifaria –parcial- de la transportista principal de electricidad, que se efectuó a los 5 años del inicio de la concesión (en 1998), la concesionaria reclamó al Ente que se analizara la totalidad del régimen remuneratorio del servicio, basándose en que, de aplicarse las disposiciones literales del contrato sobre la tarifa –comentadas precedentemente- la suma total percibida por la prestación del servicio sería insuficiente para cubrir sus costos conforme lo determinan los artículos 40 y 41 de la ley 24.065.
El Ente, fundado en el argumento de que la cuestión tarifaria es un tema de su competencia, dio curso al reclamo de la transportista y procedió a una revisión de la totalidad de los conceptos remuneratorios del servicio, y a la aprobación de un nuevo cuadro tarifario válido por 5 años. Esta decisión, que se apartaba del texto del contrato, fue cuestionada legalmente por algunos generadores (responsables de pagar una parte de la remuneración de la transportista). Dicha demanda se terminó dirimiendo en la Corte Suprema de Justicia a favor de lo actuado por el Ente.
Además de esta inconsistencia entre el texto del contrato de concesión y la ley marco, en la citada revisión de la tarifa se pusieron de manifiesto otras debilidades del control ejercido por el Ente, por ejemplo:
- El Ente no contrató los servicios de un consultor para que lo asistiera en la elaboración de un propuesta tarifaria propia para comparar con la propuesta de la transportista. Si bien esta contratación es solo obligatoria, según las normas, para el caso de la revisión del cuadro tarifario de distribución, era aconsejable realizarla, tratándose de la primera revisión de la tarifa de la empresa, y de la primera que llevaba a cabo el Ente.
- Para determinar los costos futuros del servicio de la transportista, el Ente se basó en los registros históricos de la empresa, y no en estudios propios por carecer de los mismos. La debilidad de este método es mayor si se tiene en cuenta que a esa fecha no existían normas del Ente especificando las características y condiciones que debían cumplir los registros económicos y financieros de la empresa tratándose de un servicio público (“contabilidad regulatoria”)
- No se hizo una auditoria técnica y económica especializada e independiente sobre la veracidad y razonabilidad de los costos del servicio registrados por la empresa.
- El Ente no realizó un estudio acerca de un plan de inversiones desde la perspectiva del interés público, y que permitiera su comparación con la propuesta de la empresa concesionaria.
- La base de capital para definir la rentabilidad se calculó en dólares estadounidenses, en base a la oferta realizada por el concesionario al momento de la privatización del servicio. Este criterio no parece aconsejable de aplicar en una economía que históricamente registra bruscas variaciones en el tipo de cambio.
- La tasa de rentabilidad incluida en el cálculo de la nueva tarifa incluye un componente que representa el riesgo país, y el resto de los factores que la definen está basados en parámetros externos. Si bien esta tasa queda definida para los 5 años siguientes, la metodología aplicada establece un precedente que implica que a medida que empeora la situación externa del país, mayor es la tasa de rentabilidad a determinar, cuando, probablemente, la situación del resto de la economía está transitando una etapa de depresión, con bajos o nulos niveles de rentabilidad[14].
- No existían normas respecto al tratamiento que correspondía dar a las “actividades no reguladas” en el momento de determinar la nueva tarifa regulada, y por ello sus implicancias económicas quedaron fuera de su cálculo. Sobre el particular hay que subrayar que la definición del tratamiento que se le dará a los bienes dedicados a las actividades no reguladas (base de capital) y a los ingresos provenientes de esas actividades es importante para conocer el valor efectivo de la rentabilidad obtenida por al empresa concesionaria, y su proyección futura.
B) INVERSIONES
Como se señaló anteriormente, la Ley 24.065 otorga amplias facultades al Ente para supervisar las inversiones a realizar por las concesionarias; sin embargo, esta autoridad, en uso de la atribución conferida por dicha norma para determinar el límite mínimo de valor que deben tener las ampliaciones del sistema para ser sometidas a la fiscalización del Estado, estableció un importe elevado ($1.000.000 + IVA)[15], que en la práctica neutraliza en gran medida la aplicación de la ley.
Sobre este punto es interesante citar los resultados de una verificación realizada por la Auditoria Generalla Nación (AGN) “en lo concerniente a la actividad de control, seguimiento y registro de las obras correspondientes a la construcción, mejoramiento y/o ampliación de instalaciones o activos esenciales del servicio de distribución de energía eléctrica” del Ente, para el período comprendido entre mayo de 1995 y mayo de 2000.
Dicho informe contiene observaciones de peso respecto a la aplicación de las regulaciones vigentes por parte del Ente de control, señalando, entre otras cosas, que:
- “el umbral de magnitud fijado [para la autorización de las inversiones] carece de una fundamentación suficiente que justifique el acotamiento del tipo de obras sometidas a las facultades de controlar del Ente.”
- El Ente “no emitió…el reglamento instructivo para las presentaciones de los anteproyectos de las distribuidoras que requieran la emisión de certificados”, pese a que su obligación legal era hacerlo dentro de los 120 días de su puesta en funcionamiento en mayo de 1993.
- “el Ente no efectúa un seguimiento, control ni registro de las nuevas instalaciones y obras a las que otorgó…el certificado previo al inicio de su construcción.”, como tampoco consta que haya emitido observaciones a los anteproyectos presentados por las concesionarias.
- El Ente “no realiza inspecciones técnicas durante la construcción, ni luego de su puesta en servicio, en cada una de las obras a las que les otorgó” el certificado.
- “el Ente no registra si se han introducido modificaciones en las obras” realizadas por el concesionario.
Estos señalamientos de la AGN son suficientemente explícitos como para evidenciar el grado de ausencia en el control –especialmente preventivo- por parte del Estado de las ampliaciones o inversiones en el servicio público de distribución de electricidad.
Sobre esta falta de controles es oportuno recordar que en el año 1999 la distribuidora EDESUR tuvo un grave siniestro en una nueva subestación que se encontraba en la etapa final de su construcción y puesta en operación, y ello derivó en un conflicto social de cierta envergadura porque una vasta zona de la Ciudad de Buenos Aires se quedó sin suministro eléctrico por un prolongado período de tiempo. Este fenómeno también puso de manifiesto que se carecía de planes de contingencia para enfrentar este tipo de situaciones previsibles en la operación de un sistema eléctrico.
C) CONTROL GENERAL DE LA ACTIVIDAD : CALIDAD DEL SERVICIO
Un tema en el cual es muy evidente la divergencia entre el enfoque adoptado por el legislador y el aplicado por el poder ejecutivo es el relativo al control general del servicio. Frente a la amplitud de la facultad de supervisión que la ley 24.065 le otorga al Estado en especial en cabeza del Ente, el decreto reglamentario de la misma explícitamente circunscribe dicha función a la calidad de servicio, y establece las pautas para ello:
- La calidad de servicio se mide por el producto eléctrico (tensión), servicio técnico (interrupciones del suministro eléctrico), y el servicio comercial (demora en trámites comerciales de los usuarios);
- Los valores límites de calidad a controlar forman parte del contrato de concesión;
- El concesionario determina, a su criterio, los trabajos e inversiones necesarios a fin de dar cumplimiento al nivel de calidad preestablecido;
- Los incumplimientos al régimen de calidad se sancionan con penalidades económicas;
- El régimen de penalidades se establece en función del perjuicio económico que ocasione al usuario la prestación del servicio en condiciones no satisfactorias;
- La multa por incumplimiento de las normas de calidad de servicio, consiste en la aplicación de bonificaciones sobre las facturaciones a los usuarios que hayan sido afectados. Dichas bonificaciones se calcularán en función del costo que representa, para cada grupo de usuarios, la energía no suministrada.
Por estas disposiciones, el régimen de calidad del servicio eléctrico se constituye en la piedra angular de su control. Dicho control es a posteriori (ex post), y sus efectos se aplican una vez que el Estado comprueba fehacientemente su incumplimiento, determinando una sanción económica en base al perjuicio causado.
El pago de la penalidad se materializa como un descuento en la factura del servicio de aquellos usuarios que sufrieron el perjuicio. Este método permite interpretar que, frente a un servicio de calidad inferior al fijado en el contrato de concesión, el usuario paga una tarifa mas baja que la que figura en el cuadro tarifario autorizado.
Otro supuesto en que se basa este mecanismo es que la penalidad es un incentivo económico lo suficientemente fuerte como para inducir al concesionario a realizar las inversiones en el servicio en cantidad y calidad suficiente como para mantener la calidad y cantidad comprometida. Según este esquema podría ocurrir que al concesionario le resulta mas conveniente pagar la multa, si ésta es inferior al valor de la inversión que evita su pago.
Hasta el momento no existe una evaluación integral y seria sobre las bondades de este sistema y su eficacia en el caso Argentino, aunque hay algunas evidencias que indican la conveniencia de realizar dicha evaluación.[16]
El tercer elemento a tomar en cuenta es que el procedimiento para determinar los incumplimientos de los concesionarios es complejo, y tiene sustanciales demoras en su efectivización. Como consecuencia de ello el usuario que recibe una compensación por mala calidad del servicio no percibe claramente, en tiempo y forma, la señal económica, tal como el sistema presupone. Si bien el impacto de la multa puede tener efecto económico para la empresa, no ocurre lo mismo con el usuario, dado que recibe el descuento en la tarifa mucho después de ocurrido el hecho, y muchas veces se trata de valores poco significativos.
CONSIDERACIONES FINALES
Como se expresó en el punto de Antecedentes de este trabajo, enfrentamos el desafío, post década del 90, de instalar, sobre bases sólidas, la prestación de servicios públicos gestionados por el sector privado. Esto implica, entre otras cosas, hacer una revisión de lo sucedido en esta materia hasta el año 2001 cuando se desmoronó la convertibilidad y la macropolítica que la sustentaba, e imaginar las nuevas condiciones para introducir mejoras institucionales y de políticas públicas en esta materia.
Esta decisión no parece tarea fácil, porque existe la sensación de que carecemos, a nivel institucional, del acervo de conocimientos y de reflexión acumulada sobre la experiencia realizada para diseñar e introducir éstas mejoras. Como telón de fondo de esa tarea está la necesidad de repensar el Estado –luego del largo deterioro que sufre desde mediados de los años 70-, y las vinculaciones de éste con la sociedad civil. La consolidación del régimen democrático requiere de una nueva, mayor y cotidiana participación de los ciudadanos en las cuestiones públicas.
El análisis realizado pretende aportar en la búsqueda de mejoras a las instituciones existentes, y también es una invitación a explorar otros aspectos que pueden estar vinculados con nuestra hipótesis.
Entre las líneas de investigación posibles esta la de indagar sobre el origen político de las divergencias entre el marco regulatorio aprobado por el Poder Legislativo y el puesto en práctica por el Poder Ejecutivo[17]; a su vez, este interrogante, probablemente nos conduzca a preguntarnos sobre los factores externos e internos que influyeron en el proceso de reforma de los años 90.
Otra línea de trabajo posible es el análisis del impacto que las regulaciones tuvieron en el desenvolvimiento de los concesionarios. En este análisis se mencionan algunos relacionados con la rentabilidad del negocio.
Finalmente se considera conveniente enfatizar que un problema clave a resolver es la introducción de mejoras institucionales que compatibilicen un mayor control del Estado con la presencia activa del sector privado allí donde su participación aporte a una mayor eficiencia y eficacia en la prestación del servicio público.
[1] Este artículo se refiere particularmente al período comprendido entre 1992 y fin de 2001, en el cual tiene plena vigencia la Ley N º 24.065: Marco regulatorio de la actividad eléctrica.
[2] Conviene recordar que ambos movimientos, el de expansión y luego retracción de la esfera pública en estos ámbitos, tuvieron su correlato en ideas y procesos equivalentes ocurridos en países desarrollados.
[3] Si bien algunas de las reglas se alteraron transitoriamente luego de la crisis del año 2001 en virtud de la Ley de Emergencia, las mismas son válidas en la medida que la Ley 24.065 se mantiene inalterada, y recuperaría su plena vigencia una vez concluido el plazo de la citada emergencia.
[4] El Ente también ejerce una nueva función que se puede considerar un área intermedia entre dos poderes del Estado: el Ejecutivo y el Judicial. Dicha función consiste en la resolución de conflictos entre “actores” de la actividad eléctrica, dejando la posibilidad de un control judicial de estas decisiones por parte de la justicia. Conviene recordar que la figura del ente regulador constituye un “transplante” a nuestra legislación de un instituto que tiene su origen y tradición en la institucionalidad norteamericana.
[5] Hay un debate acerca del alcance de las atribuciones del Ente. Algunos sostienen que éstas son amplias y puede modificar regulaciones establecidas por el concedente (en general esta ha sido el enfoque adoptado por el Ente en los primeros 10 años de la privatización). La posición de otros autores y del que escribe este trabajo es que dichas atribuciones deben ser restringidas, porque el ejercicio simultáneo, en una misma organización, de las funciones de regulación y de control favorece la confusión de ambas, y disminuye su eficacia.
[6] En este sentido conviene recordar que el gobierno de N. Kirchner hizo una propuesta de ley de servicios públicos que pretendía ser superadora de la situación existente, pero que no generó adhesiones significativas, ni siquiera en las filas del oficialismo.
[7] La transferencia al sector privado de las empresas públicas implicó costos sociales y económicos cuya cuantificación probablemente debió efectuarse en oportunidad de la decisión de la reforma que se llevó a cabo.
[8] Este es el mismo tipo de incentivo que tienen las empresas en las condiciones supuestas en la “competencia perfecta”.
[9] Este sistema supone que el Estado tiene los medios para determinar los costos de esa empresa modelo o teórica. Lo cual requiere tener amplios y detallados conocimiento de la actividad eléctrica presente y futura. En el régimen anterior (Ley Nº 15.336) el sistema tarifario se basaba en los costos de la “empresa real” más una rentabilidad garantizada (sistema “costo plus”). Este sistema se abandonó aquí, y en varias partes del mundo, con el argumento de que el Estado no podía obtener verdadera información sobre los costos del servicio, y que el sistema inducía a la empresa concesionaria a comportamientos ineficientes (abultando el capital para incrementar la utilidad garantizada, por ejemplo) que implicaban sobrecostos que pagaba el usuario del servicio eléctrico.
[10] Este problema se planteó desde el origen mismo del servicio eléctrico, cuando era una actividad privada que requería autorización del Estado. En el caso de la Ciudad de Buenos Aires, ver la tesis del autor “Política y Servicios Públicos: el caso del servicio público de electricidad. Desde sus orígenes hasta su estatización: 1887-1962” . Buenos Aires. 2007. Maestría de Ciencia Política y Sociología (FLACSO).
[11] Permitiendo rentas extraordinarias, por ejemplo.
[12] La puesta en funcionamiento del Ente data de mediados de 1993 y es posterior a la privatización de la mayoría de las unidades de negocio.
[13] Algunos de estas cuestiones son el tratamiento de: la percepción de rentas extraordinarias, el endeudamiento para pagar dividendos, las actividades no reguladas y su vinculación con las actividades reguladas, etc.
[14] Un estudio realizado luego de la crisis del 2001, y avalado por el Banco Mundial, determinó que el costo del capital en la Argentina , aplicando la metodología comentada, estaba entre el 22% y el 25%. Plantear un servicio público con esos niveles de rentabilidad en la Argentina , carece de sentido de realidad.
[15] Valor vigente durante la vigencia de la convertibilidad.
[16] A fin del año 2001 el valor total de las multas fijadas por el Ente desde el inicio de las concesiones esta en el orden del 1% del total de las ventas de las 3 distribuidoras nacionales (EDENOR, EDESUR y EDELAP). Cabe aclarar que el valor total de las multas (aproximadamente $200 mill.) esta muy influido por el valor de $50 mill. de multas aplicadas a EDESUR por el siniestro ocurrido en 1999 que dejó sin suministro a un conjunto importante de usuarios de la Ciudad de Buenos Aires. En la medida que se considere que la calidad del servicio prestado no fue satisfactoria, este reducido porcentaje estaría indicando que el valor de las multas es muy bajo.
[17] Durante los años 90 se puso un fuerte énfasis en la independencia de los entes reguladores, tanto para “aislarlos de presiones cortoplacistas desde el gobierno”, como de la “captura…por parte de las empresas regulada”. Se suponía que la separación institucional y financiera de los Entes del poder político lograría “un comportamiento equilibrado e imparcial de los mismos.” (Urbiztondo S., 1998, p. 8) Este supuesto virtuosismo de la neutralidad técnica que se le pretendía adjudicar a esta institución es “una de las características centrales de las ideologías [llamadas] neoliberales” que consideran “la política y el estado como fuente de todos los males y, consiguientemente” quieren “reducir ambos a una mínima expresión” (O´Donnell, G., 2007, p. 14)
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