XVI.- TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN Y TRANSPORTE.

La CSJN ha dicho

que la potestad tarifaria reside en el poder administrador y que en todo régimen de prestación de servicios públicos por medio de concesionarios las tarifas son fijadas, aprobadas o verificadas por el poder público conforme a lo que disponen la ley o el contrato, atribución que tiene en mira consideraciones de interés público, tales como asegurar la prestación del servicio en condiciones regulares y la protección del usuario.

La tarifa constituye el centro de gravedad de la concesión, pues vincula a todos los sujetos con ella relacionados (concedente, concesionario, usuarios). Ha sido definida como el precio que el usuario debe pagar por el servicio o, con más amplitud, como la tabla o lista de tasas o precios retributivos de servicios públicos o de la utilización de obras públicas

. Es aprobada mediante un acto administrativo de carácter general -respecto de los usuarios- y se integra el contrato -en lo que concierne al concedente y al concesionario-

. Con todo, los actos que aprueban las tarifas no constituyen reglamentos administrativos, por cuanto no integran el ordenamiento jurídico.

1.2. Criterios determinación tarifas.

Por aplicación del principio de subsidiariedad en la prestación de los servicios públicos eléctricos, consagrado en el art. 3 de la ley 24.065 (M- 1791) (v/apdo. 3.3.2 del cap. III), y de conformidad con lo establecido en el art. 93 y subsiguientes de la ley 24.065 (M-1791), se llevó a cabo la privatización de tales servicios públicos, y la consecuente adjudicación de las respectivas compañías concesionarias a inversores y operadores privados. Por lo tanto, se hizo necesario establecer el esquema de precios que regiría la prestación de tales servicios por compañías privadas.

1 Sent. de 7/12/99, en autos Fernández.

2 Sent. de 30/6/98, en autos Maruba; Fallos 258:328 (1964) en autos Suñé c/SEGBA.

3 Monti, Laura, “Las tarifas en la jurisprudencia”, E.D. 29/8/02. Ver tambien Salas, Javier; “Algunas consideraciones sobre la función de las tarifas en el suministro de energía eléctrica”; Revista de la Administración Pública, nº 88, ene-abr. 1979, Madrid, Centro de Estudios Constitucionales, p. 361-70.

4 Bianchi, “La regulación económica”, tomo I, p. 325 y sgtes.

5 Cassagne, Contrato administrativo, p. 143 y sgtes.

En tal situación, la ley 24.065 (M-1791), y el Dec. 1398/92 optaron por el sistema consagrado en la legislación británica sobre la materia entonces vigente, conocida como el sistema de price caps.

Los principios que animan la regulación tarifaria establecida por la ley 24.065 (M-1791) son la contracara del monopolio de explotación otorgado a las compañías que prestan el servicio de distribución de electricidad.

A su vez, tal carácter monopólico fue adoptado por considerarse que, en el estado de la tecnología en 1992, los costos de explotación del servicio de electricidad serían mayores si existiera competencia entre distintas firmas

. En tal contexto, la normativa pretendió, de alguna manera, contrarrestar las ineficiencias propias de todo monopolio. Así lo ha reconocido la jurisprudencia, al señalar que la función esencial de la regulación es cuidar que los precios del servicio de electricidad se asemejen a los que se obtendrían bajo un régimen de libre competencia; la regulación no sustituye a la competencia, pero permite morigerar considerablemente la acción de los monopolios, protegiendo de esta manera a los usuarios; las normas buscan lograr la calidad del servicio con los menores precios posibles.

Se parte entonces de la base de que la falta de competencia permite a las empresas obtener un mayor beneficio que el que podrían obtener en condiciones de libre competencia. A su vez, se asume (no podía ser de otra manera) que esta mayor utilidad se obtiene mediante un incremento de los precios y una menor producción. En tal marco de referencia, la regulación tiene por finalidad subsanar dichas deficiencias o imperfecciones.

En el sentido antes expuesto, los ejes conceptuales sobre los que gira la política de tarifas que inspiró la ley 24.065 (M-1791) son los siguientes.

1.2.1. Fijación de precios (tarifas) máximos. Con esto se pretende contrarrestar la posibilidad de incremento de precios que podría disponer la

6 Empero, esto es cierto únicamente con relación a la construcción, mantenimiento y operación de las instalaciones físicas, más no con relación a la actividad comercial. Ver apdo. 3.4 del cap. X.

7 CNACAF, sala IV, sent. de 5/12/02 en autos Central Térmica Güemes c/Res. 1650/98 ENRE; sobre este tema, ver también “Eficiencia y tarifas” (Estela B. Sacristán, RDA, 2001, p. 173) y “Algunas consideraciones sobre la función de las tarifas en el suministro de energía eléctrica” (Salas, Javier; Revista de Administración Pública, n° 88, págs. 361- 70).

concesionaria monopólica. La jurisprudencia ha tenido oportunidad de ponderar la consagración de este sistema.

1.2.2. Imposición al concesionario de la obligación de atender toda la demanda. Con esto se pretende neutralizar la tendencia de la concesionaria monopólica a prestar servicios únicamente a los usuarios o áreas rentables. Ver apdo. 7.7 del cap. VIII y 4.2.2.4 del cap. IX.

1.2.3. Control de calidad del servicio. Este tipo de control, que se manifiesta en la imposición de multas como consecuencia de cortes de suministro o fluctuaciones en la tensión u otros incumplimientos, obliga a las concesionarias monopólicas a efectuar inversiones tendientes a mejorar el servicio, que no llevarían a cabo de no mediar el antedicho “estímulo” de las multas. Ver apdo. 4.2.2.1 y 4.3.1 del cap. IX.

1.2.4. Determinación de una tasa de rentabilidad adecuada. Con esto, se pretende evitar que la beneficiaria del monopolio de explotación aproveche de su posición de privilegio para incrementar excesivamente sus ganancias.

En línea con la filosofía expuesta, la ley 24.065 (M-1791) y su decreto reglamentario establecieron los conceptos económicos que deberían ser tomados en cuenta en la determinación de los cuadros tarifarios de distribución

. Tal normativa, entonces, obliga al ENRE a “procesar” las presentaciones de las distribuidoras solicitando la aprobación de tarifas, siguiendo ciertas pautas. Así, el ENRE sólo podrá computar, para determinar los valores de los cuadros tarifarios para el subsiguiente período de explotación, los conceptos presentados por las distribuidoras que se ajusten a los cánones establecidos en la ley 24.065 (M-1791) y su reglamentación. Se trata de una aplicación del principio de legalidad (v/apdo. 7 del cap. IV) y de las exigencias de juridicidad y razonabilidad descriptas en los apdos. 8 y 9 del cap. IV. Ahora bien, la CSJN ha tenido oportunidad de señalar que el art. 40 y subsiguientes de la ley 24.065 (M- 1791) no “… permiten que las consecuencias de las eventuales faltas de

8 CNACAF, sala IV, sent. de 5/12/02 en autos Central Térmica Güemes c/Res. 1650/98 ENRE; ver “La tarifa en los servicios públicos (Del “rate of return” al “price cap”)”

(Bianchi, Alberto, RDA, 1998, p. 35).

9 Tales tarifas fueron determinadas, por primera vez, al negociarse los contratos de concesión para Edenor y Edesur, en 1992, y para Edelap, en 1993. Las mismas sólo pueden ser renegociadas en oportunidad de llevarse a cabo el proceso de revisión quinquenal de tarifas.

diligencia en que incurriesen las empresas concesionarias puedan ser tenidas en cuenta y cargadas al precio del servicio respectivo, toda vez que la tarifa debe satisfacer exclusivamente los costos en que aquellas hubieran prudentemente incurrido con el objeto de satisfacer la prestación debida a los usuarios.”.

Al respecto, como lo señala Campolieti

, ciertas perturbaciones en el suministro no son consecuencia de la negligencia de la concesionaria sino del nivel de tarifas; en efecto, según explica dicho autor, existe una relación proporcional entre cada nivel de tarifas y cada nivel de calidad de servicio;

de tal modo, al nivel de tarifas concretamente establecido por el Estado Nacional corresponde un determinado nivel de calidad de servicio, que normalmente es intermedio, pues resultaría antieconómico elevar desmedidamente el nivel de tarifas para obtener una calidad de servicio perfecta o casi; al ser intermedio, el nivel de calidad de servicio aceptado presupone que se producirán ciertas perturbaciones en el suministro, las que, por lo tanto, en principio no serían imputables a la negligencia de la concesionaria, sino que resultarían del nivel de tarifas determinado por el concedente. En buenas cuentas, las indemnizaciones que la concesionaria deba erogar como consecuencia de perturbaciones en el suministro que se encuentren dentro de los parámetros de calidad del servicio serán en definitiva solventadas por todos los usuarios.

1.3. Componentes y criterios de determinación de las tarifas.

1.3.1. Costo propio de distribución.

1.3.1.1. Concepto.

La ley 24.065 (M-1791) estableció los parámetros a ser tenidos en cuenta por el ENRE en la fijación de las tarifas, en los siguientes términos:

Art. 40.- Principios Fijación Tarifas. Los servicios suministrados por los transportistas y distribuidores serán ofrecidos a tarifas justas y razonables, las que se ajustarán a los siguientes principios:

(a) Costo Propio Distribución. Proveerán a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer los costos operativos

10 Sent. en el expte. A. 126. XXXVI. Angel Estrada y Cía. S.A. c/ resol. 71/96 - Sec. Ener. y Puertos.

11 Campolieti, Federico; “El costo de falla del servicio público”, E.D., Derecho Administrativo, 31/8/05.

razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una tasa de retorno determinada¹² conforme lo dispuesto en el art. 41 de esta ley;

Los componentes de las tarifas que integran el “costo propio de distribución” serán los costos, impuestos, amortizaciones y tasa de retorno.

Este inciso (a) del art. 40 es uno de los pilares del régimen económico del servicio de distribución de electricidad instaurado en 1992.

Si tenemos en cuenta el mecanismo de traslado de costos a los usuarios y ganancia “garantizada”, es observable que, excepto en lo que respecta a costos, la ley no haya establecido expresamente límites prudenciales a los impuestos, amortizaciones y margen de ganancias que las compañías de distribución podrían trasladar a las tarifas. Está “libertad de traslado” fue ejercida en oportunidad de negociarse cada uno de los contratos de concesión, al establecerse los valores de los cuadros tarifarios iniciales

y vuelve a ejercerse en oportunidad de llevarse a cabo cada “reajuste”

trimestral (con relación al costo de adquisición de energía eléctrica en el MEM) y cada revisión quinquenal de los cuadros tarifarios.

El primer sub-componente del inciso (a) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791) son los “costos operativos razonables”. El concepto de “costo operativo” no es unívoco. Por lo tanto, fue necesario que la reglamentación precisara este concepto.

1.3.1.2. Componentes.

(a) Costo de desarrollo de las redes de distribución.

El primer apartado de la reglamentación del inciso (a) del art. 40 incorpora el costo de desarrollo de las redes afectadas a la prestación del servicio de distribución de electricidad, en los siguientes términos.

Reglamentación Dec. 1398/92: El costo propio de distribución para cada nivel de tensión, que integrará la tarifa de la concesión estará constituido

12 Se incluyó en el texto transcripto en este libro la expresión “determinada”, que es la contenida en la versión original de la ley 24.065. Sin embargo, en el texto aprobado por la ley 26.939, se incluye la expresión “determinado”, que supone una diferencia que excede lo gramatical. En efecto, la expresión “determinada” se refiere a la “tasa de retorno”, mientras que la expresión “determinado” se refiere al retorno.

13 Recordar que los valores de los cuadros tarifarios sólo se modifican, de ordinario, en oportunidad de llevarse a cabo la revisión quinquenal (decenal en el primer período) de tarifas. Es en oportunidad de llevarse a cabo tal proceso que las compañías de distribución podrán hacer uso de esta laxitud en la fórmula legal. También en la revisión tarifaria integral prevista en los acuerdos de renegociación de los contratos de concesión descriptos en el apdo. 3.2.3.3.2 del cap. III.

por: 1.- Costo Marginal Redes. El costo marginal o económico de las redes puestas a disposición del usuario, afectado por coeficientes que representen las pérdidas técnicas asociadas a los distintos niveles de tensión;

El significado del concepto esbozado por la reglamentación es explicado por el ENRE, al indicar como fue aplicado el mismo al cálculo de los cuadros tarifarios iniciales, incorporados a los contratos de concesión.

La metodología de cálculo involucraba los siguientes pasos (i) proyectar la demanda de potencia futura de los usuarios de la red de distribución en cuestión, para el período tarifario para el cual se proyectaban las tarifas

; (ii) elaborar un plan de expansión de redes a costo mínimo, pero con una calidad de servicio óptima, para satisfacer dicha demanda; (iii) calcular el costo incremental promedio (CIP) y (iv) determinar el costo de anticipación del CIP. El costo de anticipación fue definido como la sumatoria del costo incremental promedio anualizado (descontado a una tasa de interés de mercado) y de los gastos anuales de operación y mantenimiento de cada sección de la red.

Puede verse que, conceptualmente, este componente de las tarifas refleja el costo descontado de las inversiones a realizar en las redes de distribución durante un determinado período de tiempo.

Sentado lo anterior, cabe comparar, brevemente, el mecanismo de financiación de las inversiones en las redes de distribución (consistente en el traslado de su costo a las tarifas a los usuarios finales), con el correspondiente a los otros segmentos de la industria. En materia de generación, la inversión es totalmente privada y se recupera, principalmente, a través de uno de los componentes de sus ingresos, la remuneración de la “potencia puesta a disposición” (v/apdo. 2.3.8 del cap.

XV). En materia de transporte, la inversión es privada en el caso de ampliación de la capacidad de transporte por iniciativa de un potencial usuario del sistema de transporte (v/apdo. 3.2 del cap. XXIII), y es pública o semipública, en el resto de los casos, en donde el costo de la ampliación es

14 Es decir para un plazo de diez años, inicialmente, y para un plazo de cinco años, para cada revisión quinquenal posterior, a partir de 2002. Al menos a resultas de esta porción del procedimiento de cálculo de las tarifas, éstas deberían ser menores que las que integraron los cuadros tarifarios iniciales.

financiado con fondos obtenidos, en definitiva, de los usuarios (v/apdo. 4 del cap. XXIII).

(b) Costo de operación y mantenimiento.

El segundo apartado de la reglamentación del inciso (a) del art. 40 incorpora el costo de operación y mantenimiento de las redes afectadas a la prestación del servicio de distribución de electricidad, en los siguientes términos.

Reglamentación Dec. 1398/92: El costo propio de distribución para cada nivel de tensión, que integrará la tarifa de la concesión estará constituido por: 2.- Costo Operación. Los costos de operación y mantenimiento, considerándose como tales a los gastos inherentes a la operación y mantenimiento de las redes puestas a disposición de los usuarios ...

Este segundo sub-componente presenta en principio menores dificultades en lo que respecta a su identificación y cálculo. Además, este tipo de gastos se encuentran discriminados en los registros y estados contables elaborados por las emisoras, existiendo criterios relativamente uniformes para su determinación. De cualquier manera, el ENRE deberá extremar los recaudos para verificar la veracidad, razonabilidad y consistencia de la información suministrada por la distribuidora.

(c) Costo de comercialización.

El tercer apartado de la reglamentación del inciso (a) del art. 40 incorpora los costos administrativos y de comercialización vinculados a la prestación del servicio de distribución de electricidad, en los siguientes términos.

Reglamentación Dec. 1398/92: El costo propio de distribución para cada nivel de tensión, que integrará la tarifa de la concesión estará constituido por: ... 3.- Costo Comercialización. los gastos de comercialización, incluyéndose en tal concepto a los gastos de medición y administrativos que se relacionen con la atención al usuario.

El tercer sub-componente, de cálculo relativamente simple, estará dado por los gastos administrativos. Como en el caso del sub-componente anterior, también podrá tomarse en cuenta lo consignado en los registros y estados contables de las distribuidoras.

En relación con los dos precedentes tipos de costos, trasladables a

usuarios vía tarifas como hemos visto, es útil el recurso a los estados

contables de las distribuidoras a los efectos de su conceptualización y

cuantificación. Esto demuestra la estrecha correlación que existe entre las

técnicas de contabilización de sus costos que utilicen las distribuidoras y las tarifas que percibirán. Ello, a su vez, explica el requisito, contenido en el art. 41 de la ley 15.336 (M-521), derogado por el art. 90 de la ley 24.065 (M-1791), para los operadores del sector, de ajustar su contabilidad a los requerimientos de las autoridades. Quizá en la medida en que continúe madurando el sector, debería coordinarse mejor la contabilidad de los operadores. En tal sentido, es loable que el ENRE, quizá con motivo de la revisión tarifaria originariamente prevista para el 2002, haya comenzado a implantar un Plan Único de Cuentas.

(d) Amortización e impuestos.

Los otros componentes del inciso (a) del art. 40 de la ley 24.065 (M- 1791) son las amortizaciones y los impuestos. Aunque la ley 24.065 (M- 1791) admite un traslado de costos que deben ser “razonables”, no requiere expresamente esa razonabilidad con relación a las amortizaciones e impuestos.

La cuestión de las amortizaciones puede manejarse dentro de ciertos cánones, brindados por los principios de contabilidad generalmente aceptados, que harían más previsible su tratamiento en el curso del proceso de revisión quinquenal de tarifas.

No sucede lo mismo con los impuestos. Un ejemplo absurdo (aunque desgraciadamente frecuente) permitirá visualizar la relevancia económica de este concepto. Supongamos que el gobierno nacional, aquejado por sus endémicas crisis financieras, establece, como lo han propuesto numerosos dirigentes políticos, un “Impuesto de Emergencia” a las concesionarias del servicio de electricidad. Supongamos además que ese impuesto es confiscatorio. ¿Podrá la distribuidora afectada obtener del ENRE su traslado íntegro a tarifas? ¿O podrá trasladar sólo la porción “razonable” de dicho impuesto? Si no le es permitido trasladar tal impuesto y el mismo impide a la distribuidora obtener ganancias razonables, las tarifas resultantes no cumplirán con los arts. 40 y 41 de la ley 24.065 (M-1791).

1.3.1.3. El costo propio de distribución a resultas de la RTI de 2017.

A través de los Anexos I a III inicialmente aprobados mediante las Res.

ENRE 63 y 64/17 (B.O. 1/2/17), modificadas por las Res. ENRE 82 y 83/17

(B.O. 8/2/17) y republicados parcialmente a través de la Res. ENRE 92/17

(B.O. 9/2/17), se aprobaron nuevos costos propios de distribución para

Edenor y Edesur.

1.3.2. Diferenciación de tarifas.

Bajo el criterio de transparencia y eficiencia impulsado por la ley 24.065 (M-1791), el inciso (b) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791) permite la configuración de distintos tipos de tarifas, en los siguientes términos.

(b) Diferenciación de Tarifas. Deberán tener en cuenta las diferencias razonables que existan en el costo entre los distintos tipos de servicios considerando la forma de prestación, ubicación geográfica y cualquier otra característica que el ente califique como relevante;

En rigor, este inciso (b) del art. 40 no contempla un componente de las tarifas, sino que habilita la existencia de distintos tipos de tarifas, para cada universo de usuarios, de acuerdo a ciertas características técnicas con impacto en los costos de prestación del servicio. Como en el caso del inciso (a) del art. 40, este inciso habilitó en su oportunidad a la SE para configurar, en los contratos de concesión originarios, distintos tipos de tarifas, estructurados tomando en cuenta las diferentes características de los consumidores. Este inciso se relaciona con el que prohíbe los subsidios cruzados y se basa en el principio de que cada usuario, o universo de usuarios en una situación similar, debe afrontar los costos (de construcción - costo marginal-, de operación y mantenimiento -costo de operación y mantenimiento- y administrativo -costo administrativo-) que la distribuidora debe afrontar para proveerle energía eléctrica, en las condiciones requeridas por el usuario. Un caso extremo ilustrará el concepto: un usuario, o grupo de usuarios, de Edelap, que se encuentre en una localidad muy aislada de la Provincia de Buenos Aires. Los costos inherentes a la construcción, operación, mantenimiento y administración de la línea y demás instalaciones de maniobra necesarias para abastecer a dicho/s usuario/s de energía eléctrica deben ser afrontados por los mismos. Bajo este inciso (b), entonces, Edelap podrá requerir del ENRE la habilitación de una nueva categoría tarifaria. Este tema fue motivo de especial consideración en la renegociación de los contratos de concesión en 2004 y 2005 (v/apdo. 4.3.2 del cap. III).

Veamos la reglamentación del inciso (b) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791).

1.3.2.1. Adecuación de las tarifas por el nivel de tensión en el punto de suministro.

La reglamentación permite configurar las distintas categorías de

usuarios en base a la tensión de suministro, en los siguientes términos.

Reglamentación Dec. 1398/92: Los costos de distribución se asignarán a las distintas categorías tarifarias teniendo en cuenta: 1.- Tensión. La tensión en que se efectúe el suministro, y

Este factor de diferenciación de categorías de usuarios se justifica pues la adecuación de la tensión de suministro a las necesidades del usuario requiere la adquisición, instalación, operación y mantenimiento de instalaciones de transformación. Una determinada línea urbana transporta energía eléctrica a cierta tensión, que toma en cuenta el promedio de las tensiones en las que los usuarios del área cubierta por dicha línea reciben el suministro. Si existe un usuario que se sale del promedio, la distribuidora deberá instalar equipamiento exclusivamente para poder abastecer a dicho usuario, lo que supone costos diferenciales, que, bajo la norma en comentario, se reflejarían en una especial categoría tarifaria.

1.3.2.2. Adecuación de las tarifas por el horario de consumo.

Dispone la reglamentación lo siguiente:

Reglamentación Dec. 1398/92: Los costos de distribución se asignarán a las distintas categorías tarifarias teniendo en cuenta: 2.- Modalidad Consumo. La modalidad de consumo de cada tipo de usuarios, teniendo en cuenta su participación en los picos de carga de las redes de distribución.

Este factor de diferenciación de tarifas se explica por el denominado costo de oportunidad de utilización de las redes de distribución. Como ya se ha dicho en el apdo. 1.3 del cap. VII, al analizar las funciones de CAMMESA como coordinadora del despacho de cargas en el MEM, en el sistema de transporte de energía eléctrica no existe siempre lugar para todos los electrones que se encuentran disponibles para “salir a circular” ni para todos los electrones que los usuarios requieren para el ingreso a sus redes o instalaciones. Este fenómeno también se da, como no podía ser de otra manera, dentro de las redes de distribución. El óptimo para la distribuidora, en términos de aprovechamiento de las redes y maximización de ingresos, sería que los requerimientos de consumo de todos sus usuarios se

“acomodaran” a la capacidad de transporte existente en las redes de distribución en cada momento, de modo que en ningún momento fuera necesario cortar el suministro a ningún usuario. Pero sucede que, en las denominadas “horas pico”, una gran cantidad de consumidores se

“apelotona” demandando energía eléctrica. Y, por otra parte, en las

denominadas “horas de valle”, hay mucha capacidad de transporte sin

utilizar en las redes de distribución, pues la demanda de energía eléctrica registra un descenso notable. En virtud de lo anterior, el suministro de cada electrón será para la distribuidora más oneroso, en términos de costo de oportunidad, en las “horas pico”.

1.3.3. Costo de la energía eléctrica.

1.3.3.1. Introducción.

El inciso (c) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791) introduce el otro componente de las tarifas, en los siguientes términos:

(c) Costo Energía Eléctrica. En el caso de tarifas de distribuidores, el precio de venta de la electricidad a los usuarios incluirá un término representativo de los costos de adquisición de la electricidad en el MEM.

15

El otro componente de las tarifas de distribución, que se agrega al

“costo propio” de distribución, ya explicado, es el costo de adquisición de la energía eléctrica en el MEM.

La decisión de política energética implícita en la disposición de la ley 24.065 (M-1791) es que sean los usuarios, y no las distribuidoras, quienes

15 Se ha transcripto el texto originario de la ley 24.065. Sin embargo, el texto aprobado mediante la ley 26.939 incluye la redacción de este artículo aprobada mediante el Dec.

804/01, a pesar de que el mismo fue derogado por la ley 25.468. Dicho texto es el siguiente: En el caso de las tarifas de los distribuidores, el precio de venta de la electricidad a los usuarios incluirá un término representativo de sus adquisiciones en el Mercado Eléctrico Mayorista. A tal efecto se calculará un precio de referencia que estará conformado por el precio de los contratos que el distribuidor celebre en los términos del artículo 21 de la presente ley, el precio spot horario por nodo que resulte de lo dispuesto en el artículo 36 de la presente ley y los costos de transporte asociados. En el texto aprobado por la ley 26.939 se incluye una nota de la oficina de información parlamentaria del Congreso Nacional en la que se expresa que los artículos 1, 3, 4, 8, 21, 36, 40 inc. c), de la ley 24065 fueron modificados expresamente por el decreto 804/2001 (BO: 21-6-2001). Posteriormente, en el mismo año legislativo, fue sancionada la ley 25468 (BO 16-10-2001) que derogó “el decreto 804/2001”. La técnica del decreto 804/2001 en cuanto a las modificaciones expresas a la Ley 24065 lo fueron por medio de la formula “Sustituyese”, “Modifíquese”, no así la Ley 25468 de derogación del decreto 804/2001. De ello puede desprenderse que el legislador no habría tenido en miras la recuperación de la norma original contenida en la Ley 24065. Finalmente, entendemos importante destacar que los contenidos del decreto 804/2001 que modificaron de manera expresa la Ley 24065 mediante la fórmula “Sustituyese”, “Modifíquese” serían de objeto cumplido al momento de la derogación de la Ley 25468. Se trata de una interpretación muy discutible y en cualquier caso se pretende a su amparo introducir modificaciones en el texto de una ley por vía de una interpretación.

soporten las variaciones en el precio de la energía eléctrica en el MEM

. El fundamento de dicha postura es impedir que las variaciones del precio mayorista de la electricidad puedan afectar la continuidad operativa de la compañía concesionaria, como consecuencia de los quebrantos que ésta sufriría si fuera obligada a absorber dichas fluctuaciones o se le permitiera especular con las mismas.

Otro efecto que teóricamente debería producirse es que cualquier reducción en dicho precio mayorista de la electricidad debería reflejarse en una reducción de las tarifas de distribución, asumiendo que el “costo propio” de distribución se mantuviera constante. Sin embargo, la reducción ocurrida entre 1995 y 2001 en el precio mayorista de la energía eléctrica no fue acompañado de una reducción en la tarifa de distribución de magnitud semejante.

Veamos lo dispuesto por la reglamentación del inciso (c) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791).

1.3.3.2. Traslado del costo de la energía eléctrica a las tarifas en base al precio spot.

Dispuso la reglamentación lo siguiente:

Precio de Referencia. Se adicionará al costo propio de distribución el precio de compra en bloque en el MEM, tomando como referencia el correspondiente al “Mercado Spot”.

Puede verse que la reglamentación optó por tomar como referencia, para el traslado a usuarios del precio de la electricidad en el mercado mayorista, el precio horario. Como fue explicado en el apdo. 9 del cap. VII, en el MEM existen dos mercados: el mercado spot y el mercado a término.

Cabe consignar que el precio de la energía eléctrica en el mercado spot es esencialmente variable, mientras que los precios del mercado a término son por definición estables. Pero, a la vez, el precio spot es el que más fielmente refleja los costos subyacentes. Lo que la reglamentación pretende es mantener el equilibrio financiero de los operadores. Los generadores trasladan sus costos a quienes adquieren energía eléctrica en el MEM, al precio vigente en el mercado spot y a los precios estacionales a distribuidores (el precio estacional refleja el precio spot) y los compradores

16 Bien que sin sufrir los efectos de las bruscas oscilaciones que experimenta el precio de la energía eléctrica en el MEM, por intermedio del mecanismo de estabilización de precios (v/apdo. 2.6 de este cap. XVI).

del MEM trasladan los susodichos costos de adquisición de energía eléctrica a sus clientes (en el caso de los grandes usuarios) y a los usuarios finales (en el caso de los distribuidores). La decisión de trasladar los costos de adquisición de energía eléctrica en base a los precios del mercado spot es coherente con la ausencia de restricciones, en el ámbito mayorista, a la libertad de contratación (es decir la facultad de determinar cómo y a quien se vende la energía eléctrica). Si las tarifas se trasladaran en base a los precios en el MAT, podría producirse un incremento de tales tarifas que terminaría beneficiando al generador. Aquí se observa una diferencia con el mercado del gas, en el que los precios mayoristas tomados como referencia son los que publica la SE en base a la información suministrada sobre los contratos de suministro de gas en boca de pozo.

En base a lo establecido en el Dec. 1398/92 , en el sentido de tomar

“como referencia” el precio spot, la SE incorporó, al Cap. 2 de los PC, la metodología a utilizar por CAMMESA para calcular los precios de la energía y la potencia a los efectos del traslado a tarifas de distribución (v/apdo. 2.3.13 del cap. XV).

1.3.3.3. Factores de nodo.

Dispuso la reglamentación lo siguiente:

Factor de Nodo de Distribución. Dicho precio de compra deberá multiplicarse por un factor que represente las pérdidas técnicas asociadas a su sistema de distribución, según el nivel de tensión del suministro.

Como también fue explicado anteriormente, CAMMESA calcula, aplicando la normativa dictada por la SE, para cada punto de vinculación de los distintos actores del MEM con éste, el factor de nodo, que es - simplificando un tanto este concepto- un coeficiente de ajuste que refleja las pérdidas técnicas sufridas durante el transporte de la electricidad a través de los diversos sistemas de transporte (v/apdo. 2.5 del cap. XV). Lo que hizo la reglamentación del inciso (c) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791), en este aspecto, fue trasladar el antedicho concepto al transporte de energía a través de las redes de distribución. De tal modo, al trasladar a la tarifa a usuarios el precio mayorista de la energía eléctrica, la distribuidora debe tomar en cuenta los “factores de nodo” “internos” de su red de distribución.

1.3.3.4. Limitaciones al traslado a tarifas del precio de los contratos a término.

La reglamentación limitó el traslado a tarifas de los precios pactados en

los contratos a término, en los siguientes términos:

Limitaciones Traslado Precios Contratos a Término. En caso de comprar el distribuidor toda o parte de la energía eléctrica en bloque, a través de contratos libremente pactados, el precio a trasladar a la tarifa a usuarios finales será el que corresponda al Mercado Spot.

En concordancia con el principio reseñado en el precedente párrafo 3.3.7.2 (de que el precio que se utilizará como referencia para el traslado a usuarios del costo de adquisición de electricidad en el MEM es el precio spot), la reglamentación establece que dicho precio se utilizará aún para los casos en que la distribuidora se abastezca mediante un contrato a término.

Esta decisión del PEN pretende evitar que un mismo grupo empresario, titular de plantas de generación y compañías de distribución (cosa que la misma reglamentación permite expresamente - v/apdo. 4.2.3 del cap. XVIII) apropie renta de los usuarios de la distribuidora “inflando” indebidamente el precio del contrato de suministro entre el generador y el distribuidor.

Pero a continuación la reglamentación establece una importante excepción, en los siguientes términos:

Traslado de Precios de Contratos asignados en Privatización. Los precios de los contratos de compraventa de energía eléctrica en bloque, que se transfieran a los adjudicatarios del proceso licitatorio que se lleve a cabo a los efectos de la privatización de la actividad de distribución a cargo de SEGBA, se trasladarán íntegramente a la tarifa a usuario final.

De acordarse modificaciones en dichos contratos, con posterioridad a tal transferencia, se los asimilará, a los efectos reglados en el presente inciso, a los contratos libremente pactados.

El párrafo en cuestión establece una excepción al principio sentado en el párrafo que lo precede, y permite trasladar a los usuarios los precios, ciertamente exorbitantes, establecidos en los contratos de suministro

“asignados” a Edenor, Edesur y Edelap en el marco se sus privatizaciones.

Nuevamente, se trató de una decisión del PEN, con vistas a dotar de mayores atractivos a las plantas de generación a privatizar. Ello, ya que, con la implantación del sistema de costo marginal para la determinación de los precios de la energía eléctrica en el MEM, tales plantas, por su escasa eficiencia, quedarían relegadas en la operatoria en el mercado spot del MEM.

1.3.3.5. Mecanismo traslado costo energía eléctrica.

En atención a la posibilidad brindada a los distribuidores de adquirir

energía eléctrica en el mercado spot y en el mercado a término, la

reglamentación dispuso la forma de prorratear los costos inherentes, en los siguientes términos:

Mecanismo Traslado Precios. Cada distribuidor trasladará a la tarifa a usuario final el precio correspondiente al Mercado Spot (ya sea que la compra se efectúe en tal ámbito o a través de contratos libremente pactados), y/o el de los contratos transferidos en los procesos de privatización, a que hacen referencia los párrafos precedentes, ponderando la proporción que cada uno de éstos represente en su compra total.

Este párrafo de la reglamentación es un corolario de los anteriores (en la medida en que prescribe el traslado de costos en base al precio spot), y establece el principio de la proporcionalidad en el traslado de los costos de la energía a usuarios.

1.3.4. Piso de las tarifas.

La proclamada intención de reducir en la mayor medida posible las tarifas del servicio eléctrico hubo de conjugarse con otros factores, disponiendo el último inciso del art. 40 en tal sentido lo siguiente:

(d) Equilibrio Precio-Seguridad. Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán el mínimo costo razonable para los usuarios compatible¹⁷ con la seguridad del abastecimiento.

El inciso (d) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791) establece un principio ciertamente indiscutible: las tarifas a usuarios deberían ser tan bajas como fuera posible, pero sólo en la medida en que la reducción en los niveles de inversión en la expansión de redes (costo marginal) y de costos operativos y de administración indisolublemente vinculada a tal reducción en las tarifas no llegara a afectar la confiabilidad y suficiencia de las redes de distribución afectadas al servicio. El art. 9 de la ley 25.561 en conjunto con la Disp. DNP 1/02 y la Res. ENRE 89/02 (v/apdo. 4.1 del cap. III) y normas complementarias, en la medida en que simultáneamente pesificaron y congelaron las tarifas y obligaron a mantener los niveles de servicio, desconocieron esta elemental regla, aceptada por el Estado Nacional en la norma en comentario (empero, los acuerdos de renegociación de las concesiones neutralizaron en gran medida este desfasaje). En cualquier caso, recuérdese que el marco regulatorio no impone obligaciones

17 En el texto aprobado por la ley 26.939 se utiliza la expresión “compatibles”, que solo aporta confusión.

específicas de inversión a las distribuidoras, sino que les impone penalidades por incumplimiento de sus obligaciones en lo que respecta a la calidad de servicio. En definitiva, el contrato de concesión y el ENRE

“regulan”, indirectamente, la expansión de la red y el nivel de los costos de operación, mantenimiento y administración, por intermedio de las penalidades que impone a las distribuidoras por incumplimiento a sus obligaciones en materia de calidad de servicio. A su vez, estos niveles de costos se traducen en determinados niveles de tarifas.

1.3.5. Determinación del margen de ganancias.

Uno de los componentes de las tarifas era la tasa de retorno, o margen de ganancia, que el ENRE determinaría para cada distribuidor. Sobre este crítico aspecto, la ley 24.065 (M-1791) dispuso lo siguiente:

Art. 41.- Determinación Margen Ganancia. Las tarifas que apliquen los transportistas y distribuidores deberán posibilitar una razonable tasa de rentabilidad, a aquellas empresas que operen con eficiencia.

Asimismo, la tasa deberá:

(a) Guardar relación con el grado de eficiencia y eficacia operativa de la empresa;

(b) Ser similar, como promedio de la industria, a la de otras actividades de riesgo similar o comparable nacional e internacionalmente.

Previo a comentar la reglamentación, cabe aclarar la filosofía del art. 41 de la ley 24.065 (M-1791) sobre la tasa de retorno que se reconocería a las distribuidoras, plasmada en el inciso (a). Con la eufemística expresión

“guardar relación con el grado de eficiencia y eficacia operativa”, la ley pretende premiar a las distribuidoras cuyos costos fueran razonables o razonablemente reducidos. En otras palabras, el ENRE se encuentra autorizado a reconocer a la distribuidora que presente costos reducidos una mayor tasa de retorno “trasladable a tarifas”. Inversamente, podrá reconocer una menor tasa de retorno “trasladable a tarifas” cuando los costos informados por la distribuidora sean excesivos. Esta mecánica hará que los accionistas de las distribuidoras, los destinatarios naturales del margen de ganancia, influyan sobre los administradores de las distribuidoras, a fin de que reduzcan al máximo los costos. Naturalmente, este empeño lucrativo, comprensible en el inversor, encuentra su

18 Tomando en cuenta, claro está, que los niveles tarifarios sólo pueden variar como consecuencia de una variación en los niveles de costos de operación y mantenimiento con cada revisión quinquenal.

contrapartida en el interés del usuario en recibir un servicio adecuado a precios razonables. Cabe al ENRE arbitrar en cada caso concreto.

El segundo criterio, complementario del anterior, que el ENRE debe seguir, para determinar la tasa de retorno de las distribuidoras “trasladable a tarifas”, consiste en verificar la tasa de rentabilidad de actividades similares.

En este sentido, podrá consultarse la situación de las prestadoras de servicios públicos domiciliarios, tales como el gas, las telecomunicaciones y el agua corriente, tanto a nivel nacional como internacional. El propósito del inciso (b) del art. 41 es evitar que las tarifas del servicio de electricidad, en virtud del traslado a las mismas de una tasa de retorno que podría justificarse en virtud del inciso (a), se “despeguen” del nivel de precios de los otros servicios públicos.

Veamos la reglamentación.

Considérase como tasa de rentabilidad a la tasa de actualización que determine el ENRE para el cálculo de los costos propios de distribución.

El Ente, a tales efectos, deberá respetar los principios definidos en el art.

41 de la ley 24.065.

El Dec. 1398/92 no aportó nada sustancial sobre este aspecto. En cambio, configura la forma de concretar el reconocimiento de la tasa de retorno: la misma operaría como una “tasa de actualización”, que se aplicaría sobre el valor de los costos propios de distribución.

1.4. Régimen y cuadros tarifarios.

El art. 42 de la ley 24.065 (M-1791) se ocupó de establecer pautas para elaborar el régimen y cuadros tarifarios iniciales de los contratos de concesión. La mayoría de sus disposiciones proyectaron su aplicación a través de la recepción de los principios en ellas establecidos en los contratos de concesión celebrados en 1992 y 1993. Además, otras disposiciones se aplican directamente.

1.4.1. Régimen y cuadros tarifarios iniciales.

El citado art. 42 de la ley 24.065 (M-1791), y su reglamentación, fueron concebidos en los siguientes términos:

Art. 42.- Régimen y Cuadro Tarifario Inicial. Los contratos de concesión a transportistas y distribuidores incluirán un cuadro tarifario inicial que será válido por un período de 5 años y se ajustará a los siguientes principios:

Reglamentación Dec. 1398/92: El Régimen Tarifario y el Cuadro Tarifario que se establezcan en los contratos de concesión de distribución y comercialización de energía eléctrica, que se otorguen como resultado

de la privatización de tal actividad en los términos del art. 95 de la ley 24.065, podrá ser aplicable por un período inicial de 10 años, a los efectos de otorgar un marco de referencia adecuado a la prestación del servicio público.

(a) Establecerá las tarifas iniciales que correspondan a cada tipo de servicio ofrecido, tales bases serán determinadas de conformidad con lo dispuesto en los arts. 40 y 41 de la presente ley.

Reglamentación Dec. 1398/92: Sólo podrán mantenerse vigentes las reducciones de tarifas en favor de usuarios del Sector Pasivo, cuyo ingreso no exceda el haber que a tales efectos determine el ENRE, de entidades de bien público sin fines de lucro debidamente registradas como tales y/o de sectores industriales electrointensivos, si se prevé una partida presupuestaria específica destinada a cubrir al concesionario la diferencia de ingresos que tal subsidio representa. En tales casos, el ENRE deberá gestionar la habilitación de las respectivas partidas presupuestarias con cargo al área de gobierno a la que corresponda velar por el sector social subsidiado y deberá controlar la correcta aplicación del régimen tarifario diferencial por parte del distribuidor.

La reglamentación es en este aspecto coherente con la prohibición de subsidios cruzados consagrada en el art. 42 inciso (e) de la ley 24.065 (M- 1791) (v/apdo. 1.4.4 de este capítulo) y plantea la delicada cuestión de las

“tarifas subsidiadas”, es decir las tarifas no determinadas en base a criterios puramente técnicos y económicos. La disposición es muy clara: no podrían incluirse en los contratos de concesión tarifas preferenciales, a menos que el gobierno otorgue un subsidio a la concesionaria. Esta decisión también respondía a la entonces proyectada privatización de la actividad de distribución y a la decisión política de evitar en lo sucesivo subsidios al sistema energético. En efecto, mientras tal actividad fue prestada por el estado, las tarifas tuvieron un componente político y fueron utilizadas como herramientas de fomento económico o protección social a pesar de lo dispuesto en sentido contrario por el art. 39 de la ley 15.336 (M-521) (v/apdo. 1 del cap. XV). Pero tal estado de cosas cambió cuando el servicio pasó a ser prestado por operadores privados, pues los mismos no se encuentran autorizados para subsidiar a unos usuarios con cargo (en forma explícita o implícita) al resto. Ello, ya que sólo el estado goza de tal

“aptitud redistributiva”, la que se manifiesta, esencialmente, por medio de

los impuestos y los subsidios

. Los acuerdos de renegociación de los contratos de concesión de distribución celebrados en 2004 y 2005 (v/apdo.

4.3.2 del cap. III) contemplaron el establecimiento de una “tarifa social”. A falta de una definición oficial, cabe entender por tal una tarifa que no constituye una remuneración adecuada de los costos de prestación del servicio y demás componentes descriptos en el apdo. 1.3 de este capítulo.

Bien, por aplicación de la norma en comentario (art. 42 de la ley 24.065 (M- 1791) y su reglamentación) o en su caso de los principios que la misma recoge y de las normas descriptas en el apdo. 1.3 de este capítulo, la instrumentación de dicha tarifa social requiere el otorgamiento de un subsidio a las concesionarias, lo que fue previsto en los mencionados acuerdos de distribución.

(b) Las tarifas subsiguientes establecerán el precio máximo que se fije para cada clase de servicios.

Este inciso (b) del art. 42 de la ley 24.065 (M-1791) reviste singular trascendencia, pues consagra el sistema de tarifas máximas (price caps). La ley parece contradictoria, pues en el encabezamiento hace referencia a los

“principios” a los que se ajustará el “cuadro tarifario inicial”, y en el inciso (b) menciona “las tarifas subsiguientes”. Cabe entender que éstas son las que resulten del reajuste de las tarifas iniciales.

Esa interpretación se concilia con lo que a continuación prescribe el inciso (d) del art. 42 de la ley 24.065 (M-1791).

(c) El precio máximo será determinado por el ente de acuerdo con los indicadores de mercados que reflejen los cambios de valor de bienes y/o servicios. Dichos indicadores serán a su vez ajustados, en más o en menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de instalaciones.

La ley, entonces, autorizó dos mecanismos de ajuste de las tarifas iniciales.

En primer lugar, se permitió el ajuste en base a los “indicadores de mercados que reflejen los cambios de valor de bienes y/o servicios”. Esta eufemística expresión de la ley se tradujo, en los contratos de concesión de distribución y transporte, en la adopción de una fórmula de reajuste basada

19 Conforme a la CN, sólo el Congreso Nacional se encuentra facultado para crear impuestos y promover las actividades económicas u otorgar subsidios (v/apdo.s 5 a 7 del cap. IV).

en ciertos índices de precios de los EUA. Dicha fórmula ha sido objetada, por la Procuración del Tesoro, por su presunta infracción a la ley 23.928.

Finalmente, fue dejada sin efecto mediante el art. 8 de la ley 25.561.

En segundo lugar, la ley contempló la aplicación de “un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de instalaciones”. Los contratos de concesión introdujeron los pertinentes mecanismos de “traslado a tarifas”

de las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de las concesionarias.

La reglamentación del inciso (c) del art. 42 de la ley 24.065 (M-1791) estableció precisiones respecto del último de los componentes introducidos por la ley (el factor de estímulo a la eficiencia y las inversiones). Lo hizo en los siguientes términos:

El ENRE deberá considerar, en principio, los siguientes factores destinados a estimular la eficiencia y las inversiones en construcción y mantenimiento de instalaciones.

1.- La fijación de los cuadros tarifarios teniendo en cuenta niveles normales de pérdidas técnicas, y

2.- La aplicación de descuentos sobre la facturación a usuarios finales en caso que el distribuidor no dé cumplimiento a las normas de calidad de servicio establecidas en su contrato de concesión.

El apartado segundo de la reglamentación del inciso (c) del art. 42 de la ley 24.065 (M-1791) brinda el basamento legal para el régimen de calidad de servicio, incluyendo el novedoso sistema de compensación a los usuarios por infracciones a las normas sobre calidad de servicio, establecido en los contratos de concesión y aplicado por el ENRE (v/apdos. 6.2.2.1 y 6.3.1 del cap. VIII).

1.4.2. Ajuste de las tarifas según la paridad cambiaria.

A pesar de no existir ninguna referencia clara en la ley 24.065 (M- 1791) o su reglamentación sobre el particular, los contratos de concesión de distribución establecieron que los costos que inciden sobre la tarifa (inversiones, operación y mantenimiento, comercialización, adquisición de energía) se calculan y recalculan en dólares estadounidenses. El cuadro tarifario recalculado o resultante, se expresará en el momento de su

20 Ver “Impacto de la Ley de Emergencia Pública y Modificación del Régimen Cambiario en el Régimen Legal de la Industria Eléctrica.”, del autor, publicado en La Ley, edición del 7 de febrero de 2002.

aplicación para la facturación a los usuarios en pesos ($), teniendo en cuenta para ello la relación para la convertibilidad al peso, establecida en el Artículo 3º del Decreto 2128/91 o sus modificatorios.

El precedente mecanismo “dolarizó” los costos, pues aún cuando los mismos no estuvieran íntegramente expresados en dólares, se asumió que ello era así. Consecuentemente, introduce un mecanismo de ajuste de las tarifas de las prestadoras de los servicios públicos en base a la evolución de la paridad cambiaria. Este mecanismo también fue dejado sin efecto por el art. 8 de la ley 25.561 (v/apdo. 4 del cap. III).

1.4.3. Ajustes de tarifas por variaciones de costos externos.

El inciso (d) del art. 42 permite al ENRE autorizar ajustes a las tarifas incluidas en los cuadros tarifarios contenidos en los contratos de concesión, en caso que se produjeran variaciones en los costos externos de las prestadoras de los servicios públicos. Lo hizo en los siguientes términos.

(d) Las tarifas estarán sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio en los costos del concesionario, que éste no pueda controlar.

La reglamentación introdujo precisiones sobre los ajustes autorizados por el inciso (d) del art. 42 de la ley 24.065 (M-1791), en los siguientes términos.

Los ajustes de tarifas a que hace referencia el inciso d) del art. 42 de la ley 24.065, permitirán reflejar las variaciones en el precio de compra de la energía eléctrica en bloque, según el concepto que se define en la reglamentación del inciso c) del art. 40 de la citada ley y mantener constantes los costos propios de distribución determinados según lo establecen los incisos a) y b) de la reglamentación del artículo precedentemente mencionado.

El párrafo pretranscripto hace referencia a las variaciones en el precio de compra de la energía eléctrica en bloque, según el concepto establecido en la reglamentación del inciso (c) del art. 40 (v/apdo. 1.3.3 de este capítulo). En virtud de esta referencia, el ajuste en las tarifas, en este aspecto, tomará como parámetro las variaciones en el precio spot (que es el mentado en la reglamentación el inciso (c) del art. 40), según sean reflejadas en la programación estacional elaborada por CAMMESA en base al procedimiento de cálculo establecido por la SE (Cap. 2 de los PC - v/apdos.

2.3 y 2.4 del cap. XV).

Según los contratos de concesión de distribución, las tarifas se

ajustarán, en lo que respecta a las variaciones en el costo de adquisición de

energía eléctrica en el MEM, tomando en cuenta las variaciones del precio medio estacional (mercado spot), calculado por CAMMESA, como consecuencia de la programación semestral y de su revisión trimestral.

Asimismo, se tomarían en cuenta la actualización de los precios contenidos en los contratos de suministro transferidos por Segba a las concesionarias.

En virtud de lo dispuesto en el Dec. 1398/92 y en la reglamentación dictada por la SE, trimestralmente, la SE aprueba la programación trimestral y los precios estacionales determinados por CAMMESA. A su vez, el ENRE, también trimestralmente, aprueba los ajustes en los cuadros tarifarios que corresponde efectuar por aplicación de la normativa vigente.

Según el párrafo de la reglamentación en comentario, el procedimiento de ajuste no reflejaría las variaciones en los costos propios de distribución.

Sin embargo, los contratos de concesión disponen que los costos propios de distribución se recalcularán cada 6 meses y tendrán plena vigencia en los 6 meses siguientes a la fecha de actualización. La primera de ellas será al inicio del mes número 9, contado a partir de la fecha de toma de posesión.

1.4.4. Prohibición de subsidios cruzados.

El inciso (e) del art. 42 prohíbe redistribuir los costos de prestación del servicio a un usuario o grupo de usuarios entre otros usuarios.

(e) En ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un usuario o categoría de usuarios podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros usuarios.

Mientras los incisos (a) a (d) del art. 42 de la ley 24.065 (M-1791) se aplican a los cuadros tarifarios iniciales y a su ajuste hasta la aprobación de un nuevo cuadro tarifario, tema del que se ocupa el art. 43 de la ley 24.065 (M-1791), el inciso (e) establece una regla que se aplicará en todo momento.

La restricción pretende evitar la utilización del “poder de mercado”

derivado del monopolio de explotación, traducido en la “renta cautiva”, para brindar condiciones beneficiosas a los segmentos de la clientela del distribuidor en los cuales el mismo debe competir con los generadores.

También imposibilitaba la instrumentación de tarifas “políticas” a

menos que la concesionaria recibiera un subsidio (v/apdo. 1.4.1 de este

capítulo). Lo estipulado en la norma en comentario también limita la

implementación de la “tarifa social” contemplada en los acuerdos de

renegociación de 2004 y 2005 (v/apdo. 4.3.2 del cap. III). Sin embargo,

Uslenghi considera que la tarifa social viene impuesta por el principio de

solidaridad, que considera de rango constitucional por hacer a la justicia social.

1.4.5. Revisión quinquenal del régimen y cuadros tarifarios.

Mientras el art. 42 de la ley 24.065 (M-1791) se concentra en las tarifas iniciales y su ajuste, el art. 43 se ocupa de la revisión tarifaria, como sigue:

Art. 43.- Revisión Quinquenal Régimen y Cuadros Tarifarios.

Finalizado el período inicial de 5 años, el ente fijará nuevamente las tarifas por períodos sucesivos de 5 años. El cálculo de las nuevas tarifas se efectuará de conformidad con lo establecido por los arts. 40 y 41 y se fijarán precios máximos de acuerdo a lo dispuesto por el artículo precedente.

Reglamentación Dec. 1398/92: El ENRE, una vez vencido el período inicial a que hace referencia la reglamentación del art. 42 de la ley 24.065 fijará nuevamente las tarifas por períodos sucesivos de 5 años.

Art. 45.- Inicio Procedimiento Reajuste Quinquenal de Tarifas. Los transportistas y distribuidores, dentro del último año del período indicado en el art. 43 de esta ley, y con sujeción a la reglamentación que dicte el ente, deberán solicitarle la aprobación de los cuadros tarifarios que respondan a lo establecido en el art. 42 que se proponen aplicar, indicando las modalidades, tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de servicio, así como las clasificaciones de sus usuarios y las condiciones generales del servicio. Dichos cuadros tarifarios, luego de su aprobación, deberán ser ampliamente difundidos para su debido conocimiento por parte de los usuarios.

Reglamentación Dec. 1398/92: El distribuidor adjuntará a su presentación tarifaria toda la información en la que funda su propuesta, debiendo, a su vez, suministrar toda la que, adicionalmente, solicite el ENRE. Para realizar el estudio de la propuesta tarifaria presentada por el distribuidor, el Ente contratará los servicios de un grupo consultor independiente de reconocida experiencia en el sector, que efectuará una propuesta alternativa. En base a ésta y a la propuesta del concesionario, el ENRE establecerá el cuadro tarifario para los próximos 5 años.

Art. 56.- Facultades ENRE. El ente tendrá las siguientes funciones y facultades:

... (d) Política Tarifaria. Establecer las bases para el cálculo de las tarifas de los contratos que otorguen concesiones a transportistas y

21 En su estudio “El servicio público como categoría constitucional”, publicado en la obra

“Servicio Público y Policía”, Editorial El Derecho (2003).

distribuidores y controlar que las tarifas sean aplicadas de conformidad con las correspondientes concesiones y con las disposiciones de esta ley;

Reglamentación Dec. 1398/92: El ENRE, con anterioridad suficiente al vencimiento del cuarto año de cada período de vigencia del cuadro tarifario del distribuidor, a que hace referencia el art. 43 de la ley 24.065, deberá definir las bases para el cálculo de las tarifas de distribución, conforme los siguientes principios generales:

d.1.- Costos Distribución. Los costos propios de distribución, según se define en la reglamentación del inciso (a) del art. 40 de la ley 24.065, deberán reflejar los costos marginales o económicos del desarrollo de la red.

d.2.- Precio Energía. Al valor resultante de concepto definido en el punto precedente, se le adicionará el precio de compra de la energía eléctrica en bloque en el MEM, concepto que se entiende con el alcance definido en la reglamentación del inciso (c) del art. 40 de la ley 24.065.

El inciso (c) del art. 40 de la ley 24.065 (M-1791) -a que hace referencia el apdo. d.2 de la reglamentación- toma como referencia (v/apdo.

1.3.3 de este capítulo), para su traslado a las tarifas, al precio mayorista de la energía eléctrica en el denominado mercado spot o instantáneo. La crisis de 2002 y las normas dictadas durante la misma, frustraron la primer revisión tarifaria. Los acuerdos de renegociación de los contratos de concesión celebrados en 2004 y 2005, produjeron una interferencia en este mecanismo (v/apdo. 4.3.2 del cap. III), en tanto dispusieron una revisión tarifaria integral.

d.3.- Modalidades. Las tarifas deberán diferenciarse por modalidad de uso y por nivel de tensión en que se efectúe el suministro.

El art. 45 de la ley 24.065 (M-1791) indica que los concesionarios deberán elevar al ENRE su propuesta, en la cual deberán hacer referencia al tratamiento requerido en materia de (i) modalidades de servicio, (ii) tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de servicio, (iii) clasificaciones de usuarios y (iv) condiciones generales del servicio.

Los contratos de concesión incorporaron la primera versión del régimen

y cuadros tarifarios aplicable al servicio de distribución. La revisión

quinquenal a que hacen referencia las disposiciones bajo comentario

contemplan, en definitiva, la modificación de dicho régimen y cuadros

tarifarios. Tales aspectos son los más relevantes del contrato de concesión,

por cuanto configuran su régimen económico y las modalidades de

suministro a los usuarios. De tal modo, el contrato de concesión es en

extremo flexible para adaptarse a las cambiantes circunstancias en que se presta el servicio. Ver por su íntima vinculación lo expuesto en el apdo.

6.5.2 del cap. VIII.

Para comprender la importancia de la cuestión, cabe tener en cuenta la complejidad del régimen y cuadro tarifario incorporados inicialmente a los contratos de concesión, que es, justamente, el objeto de la modificación.

A tal fin bastará la descripción que se efectúa en el apdo. 1.5 de este capítulo del régimen y cuadro tarifario incorporados a los contratos de concesión. De la misma se desprende que los usuarios de las distribuidoras tendrán un legítimo interés en el desarrollo del proceso de revisión quinquenal del régimen tarifario. A pesar de ello, la normativa no contempla su intervención en dicho proceso. Sin embargo, la decisión a adoptar debería estar precedida por una audiencia pública, conforme lo prescribe expresamente la reglamentación del art. 74 de la ley 24.065 (M- 1791) (v/apdo. 2.2.2 del cap. XIX). Además, la intervención de los usuarios ha sido facilitada por el Dec. 1172/03, incorporado el MREN por el ENRE (v/apdo. 2.2.2 del cap. XIX).

1.4.6. No discriminación tarifaria.

Dispuso la ley 24.065 (M-1791):

Art. 44.- No Discriminación Tarifaria. Ningún transportista ni distribuidor podrá aplicar diferencias en sus tarifas, cargos, servicios o cualquier otro concepto excepto que aquéllas resulten de distinta localización, tipo de servicios o cualquier otro distingo equivalente que razonablemente apruebe el ente.

El principio consagrado en el art. 44 de la ley 24.065 (M-1791) es una aplicación del art. 16, CN (v/apdo. 5.2 del cap. IV), y además expresa de otro modo la prohibición de subsidios cruzados contenida en el art. 42 inciso (e) de la ley 24.065 (M-1791) (v/apdo. 1.4.4 de este capítulo).

Ambos responden a la política de racionalidad económica y transparencia en la prestación de los servicios públicos en el sector eléctrico establecida a partir de lo dispuesto en el art. 2 incisos (a), (b) y (c) de la ley 24.065 (M- 1791).

El requerimiento de la no discriminación se condice con la uniformidad

tarifaria, que se aplica a cada comunidad de usuarios y se traduce en que, en

igualdad de circunstancias, todo usuario de una comunidad determinada

tiene derecho a pagar una tarifa igual a la que paga cualquier otro usuario de la misma comunidad para la utilización del servicio público.

1.4.7. Modificaciones tarifarias.

Dentro del MREN, el régimen y cuadros tarifarios sólo podrían ser modificados, como principio, en forma quinquenal (v/apdo. 1.4.5. de este capítulo). En los períodos intermedios, sólo se podrían realizar “ajustes”, que, en lo esencial, están enderezados a reflejar la variación del costo de adquisición de la energía eléctrica. Pero al existir otras variables que influyen en las tarifas, como los costos de expansión y operación de las redes, la normativa incorporó la posibilidad de obtener modificaciones del régimen y/o cuados tarifarios fuera del proceso de revisión quinquenal.

Estas modificaciones pueden ser impulsadas por los concesionarios o por el ENRE.

La CSJN ha señalado que estos mecanismos implementados al privatizar los servicios públicos responden a la previsible insuficiencia de las tarifas para retribuir a los concesionarios

y que su contrapartida es la flexibilidad del régimen tarifario, inclusive a través de una reducción de las tarifas, si así lo imponen las circunstancias.

1.4.7.1. Modificaciones tarifarias a iniciativa de los concesionarios.

Preservación de la ecuación económico-financiera.

Dispuso la ley 24.065 (M-1791):

Art. 46.- Solicitud Modificación Tarifas. Los transportistas y distribuidores aplicarán estrictamente las tarifas aprobadas por el ente.

Podrán, sin embargo, solicitar a este último las modificaciones que consideren necesarias, si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas. Recibida la solicitud de modificación, el ente dará inmediata difusión pública a la misma por un plazo de 30 días y convocará a una audiencia pública para el siguiente día hábil a fin de determinar si el cambio solicitado se ajusta a las disposiciones de esta ley y al interés público.

El fundamento que, según la ley, habilita al concesionario a solicitar la modificación, está concebido en términos singularmente amplios: deben existir “circunstancias objetivas y justificadas”. Debe tenerse en cuenta que las tarifas son, junto con el régimen de calidad del servicio, un elemento

22 PTN, Dictámenes, 135:498.

23 Fallos, 322:3008.

24 Fallos, 321:1784.