ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
Resolución 72/2019
RESFC-2019-72-APN-DIRECTORIO#ENARGAS
Ciudad de Buenos Aires, 11/02/2019
VISTO el Expediente Electrónico N° EX-2019-01861956- -APN-GAL#ENARGAS
la Ley N° 24.076; su Decreto Reglamentario N° 1738/92 y sus
modificatorios; el Capítulo IX de las Reglas Básicas de la Licencia de
Transporte (RBLT) y el Capítulo IX de las Reglas Básicas de la Licencia
de Distribución (RBLD), aprobadas ambas por Decreto N° 2255/92; y
CONSIDERANDO:
Que cabe consignar que la “Metodología de Traslado a tarifas del precio
de gas y Procedimiento General para el Cálculo de las Diferencias
Diarias Acumuladas” (en adelante la “Metodología”) sujeta a consulta
mediante RESFC-2019-12-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, que sirve como
antecedente de la presente medida, ha generado un conjunto de
observaciones, algunas de las cuales han sido receptadas por esta
Autoridad Regulatoria, en tanto respecto de otras no se ha hecho lugar
a lo propuesto o puesto en crítica y se ha decidido conservar la
redacción original por los motivos que se argumentan en el presente
acto.
Que, así las cosas, se ha cumplimentado -formal y materialmente- con la
reglamentación de los Artículos 65 a 70 de la Ley Nº 24.076, inciso 10,
aprobada por el Decreto Nº 1738/92, que prevé la consulta a los
interesados en forma previa a la emisión de normas de alcance general.
Que dicho instituto tiene por objeto la habilitación de un espacio
institucional para la expresión de opiniones y propuestas respecto de
proyectos de normas de alcance general, contribuyendo a dotar de mayor
transparencia y eficacia al sistema, y permitiendo a esta Autoridad
Regulatoria evaluar los tópicos a contemplar en la normativa.
Que cabe recordar que los argumentos vertidos en el contexto de la
Consulta, si bien no son vinculantes, hacen a la motivación del acto
administrativo.
Que el objeto de la Metodología que se aprueba en la presente
Resolución, se da en el contexto donde la Secretaría de Gobierno de
Energía del Ministerio de Hacienda de la Nación (en adelante SGE),
aprobó mediante la Resolución SGE N° 32 del 8 de febrero de 2019
(RESOL-2019-32-APN-SGE#MHA), el mecanismo para el concurso de precios
para la provisión de gas natural en condición firme para el
abastecimiento de la demanda de usuarios de servicio completo de las
prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes.
Que previo a evaluar los temas y argumentos que surgen del conjunto de
observaciones recibidas en el procedimiento participativo previamente
referido, cabe realizar algunas precisiones de índole jurídica que dan
forma al procedimiento en general y que surgen, como ya se ha dicho, de
manifestaciones o críticas realizadas.
Que es notorio que la temática en análisis se inserta en el contexto de
un “marco regulatorio” que debe interpretarse en forma sistemática y no
fragmentaria. Así ha dicho la Corte Suprema de Justicia de la Nación
que “en la tarea de investigar las leyes debe evitarse darles un
sentido que ponga en pugna sus disposiciones destruyendo las unas por
las otras y adoptando como verdadero el que las concilie y deja a todas
con valor y efecto...” (Fallos: 320:1962, sus citas y muchos otros).
Que, amén de lo expuesto, el presente acto cumple con los requisitos
del procedimiento “común” a la Administración; así el inciso f) del
artículo 1° de la Ley N° 19.549 y los requisitos esenciales del acto
administrativo, Artículo 7° de la ley citada.
Que, asimismo, en todo momento, se ha hecho valer la cuestión del
principio de especialidad -de derecho federal- en materia de eventual
conflicto de normas.
Que debe puntualizarse que la Metodología que se aprueba en el presente
acto no excede en ningún momento la potestad reglamentaria de esta
Autoridad Regulatoria; así la Ley N° 24.076, norma específica en la
materia, sostiene que “(e)n general, realizar todo otro acto que sea
necesario para el mejor cumplimiento de sus funciones y de los fines de
esta ley y su reglamentación” (Ley Nº 24.076, art. 52, inc. x); cómo se
ha manifestado, además, “Sintéticamente dicho, las fuentes de las
facultades reglamentarias de los entes son tres: (i) la Constitución,
artículo 42; (ii) la ley creadora del ente, y (iii) el reglamento del
Poder Ejecutivo que crea el ente” (Bianchi, Alberto B., “La potestad
reglamentaria de los entes reguladores”, en Revista de Derecho
Administrativo Económico, Nº 16, págs. 77 – 100, 2006).
Que, así, algunas de las observaciones receptadas no logran demostrar
un “apartamiento” del “marco regulatorio” mencionado; la Metodología se
ajusta a esos principios rectores; los cuales, en técnica jurídica,
admiten distintos grados de determinación y pluralidad de
concretizaciones posibles, y no habiéndose presentado ninguna
ilegitimidad, antes bien meras discrepancias de criterios o planteos
desde lo meramente conjetural.
Que, en ese sentido, no se ha demostrado atribuir un nexo lógico entre
la Metodología aprobada por esta norma y una vulneración del principio
de legalidad; en concreto, que la Metodología específica puesta en
consulta vulnere ningún derecho fundamental reconocido en el llamado
“bloque de constitucionalidad”.
Que, contrariamente, como cualquier actividad del Organismo, el diseño
de la Metodología es una concretización del Artículo 2, inc. a de la
Ley N° 24.076 en cuanto dispone que “Fíjanse los siguientes objetivos
para la regulación del transporte y distribución del gas natural. Los
mismos serán ejecutados y controlados por el Ente Nacional Regulador
del Gas que se crea por el artículo 50 de la presente ley: a) Proteger
adecuadamente los derechos de los consumidores”.
Que, asimismo, lejos de apartarse de sus consideraciones, en todo
momento, se han tenido presente los parámetros que en materia
regulatoria surgen de la sentencia dictada por la Corte Suprema de
Justicia de la Nación en autos Centro de Estudios para la Promoción de
la Igualdad y la Solidaridad y otros c/Ministerio de Energía y Minería
s/amparo colectivo” (Expte. N° FLP 8399/2016/CS1) respecto a la
necesidad de asegurar la certeza, previsibilidad, gradualidad y
razonabilidad con el objetivo de evitar “restricciones arbitrarias o
desproporcionadas a los derechos de los usuarios, y de resguardar la
seguridad jurídica de los ciudadanos”.
Que respecto del “pass through” y el traslado directo -o no- de los
precios de gas, debe señalarse que, en el marco del traslado de precios
de gas a las tarifas, la Ley N° 24.076 en su artículo N° 38, inc. c
dispone que “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores
a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando
dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con
posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente
Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a
los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de
los negociados por otros distribuidores en situaciones que el ente
considere equivalentes”.
Que, en ese temperamento, y de acuerdo al artículo 38° del Decreto N°
1738/92 que aprobó la Reglamentación de la Ley N° 24.076, “En ejercicio
de las facultades conferidas por el Artículo 38 Inciso c) de la Ley, el
Ente no utilizará un criterio automático de menor costo, sino que, con
fines informativos, deberá tomar en cuenta todas las circunstancias del
caso, incluyendo los niveles de precios vigentes en los mercados en
condiciones y volúmenes similares”.
Que con ello la potestad de revisión técnica que posee este Organismo
debe quedar fuera de discusión, ante la literalidad de las normas
recién mencionadas y los términos en los que está redactado el
particular en la Metodología de marras.
Que, asimismo, el apartado 7 del artículo 37 del mencionado Decreto,
con toda claridad dispone que “El Ente establecerá los requerimientos
de información necesarios para controlar la correcta aplicación del
mecanismo previsto en la habilitación, no pudiendo suspender, limitar o
rechazar los ajustes en las tarifas excepto cuando y en la medida en
que (i) se hayan detectado errores en los cálculos o su base y/o en los
procedimientos aplicados, o (ii) se haya configurado la circunstancia
prevista en el Artículo 38 de esta Reglamentación” y es por esto último
que no existe principio alguno de traslado directo del precio de gas a
la tarifa.
Que, en consecuencia y como ya se dijera, el Ente no puede renunciar a
las potestades que surgen del “marco regulatorio” y del principio de
obligatoriedad de la competencia, que lo obliga con ello a limitar al
traslado del precio de gas a la tarifa cuando considera que este
resulta, en el contexto en el que fue acordado, excesivo.
Que, además, esta Autoridad Regulatoria no puede fijar de antemano una
regla de aceptación y traslado directo de los precios acordados por la
Distribuidora con sus proveedores, pero sí establecer criterios que
surgen del propio ordenamiento jurídico.
Que el conjunto de instituciones reseñadas es acorde a los objetivos
definidos en el Artículo 2° de la Ley N° 24.076, que incluye, entre
otros: “b) Promover la competitividad de los mercados de oferta y
demanda de gas natural, y alentar inversiones para asegurar el
suministro a largo plazo”.
Que, también a título de ejemplo, el Decreto Nº 1411/94, en directa
aplicación de los principios reseñados, establece que el ENARGAS deberá
certificar si las operaciones de compra de gas natural realizadas por
las Distribuidoras “se han concretado a través de procesos
transparentes, abiertos y competitivos realizando esfuerzos razonables
para obtener las mejores condiciones y precios en sus operaciones”.
Que en este orden de cuestiones, la Ley N° 24.076 establece en el
artículo 24° que “las distribuidoras deberán tomar recaudos necesarios
para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles”, y eso
incluye los recaudos al momento de contratación.
Que por su parte, el artículo 52° inciso d) establece que el “ENTE
tendrá entre sus funciones y facultades, la de dictar las instrucciones
necesarias a los transportistas y distribuidores para asegurar el
suministro de los servicios no interrumpibles”.
Que, en este sentido, el abastecimiento de los usuarios
ininterrumpibles o prioritarios, a los cuales la Prestadora abastece
con servicio completo, no podrá quedar sujeto a los remanentes de
transporte de la contratación de usuarios de unbundling, en tanto ello
atenta con la seguridad de abastecimiento y la minimización de costos
por las que debe velar la Prestadora.
Que, por lo tanto, al momento de prever la contratación de gas para los
usuarios prioritarios a los cuales provee de Servicio Completo, las
Prestadoras deberán asegurar con primera prioridad el abastecimiento de
dichos usuarios, conforme las combinaciones de transporte (mix)
incorporadas en los cuadros tarifarios vigentes, o de cualquier otra
combinación, que compatible con la seguridad de abastecimiento, arroje
un menor costo (precio promedio ponderado).
Que en materia del ajuste por tipo de cambio, cabe precisar que la
incorporación de los precios de gas natural a la tarifa no responde a
ningún tipo de mecanismo indexatorio sino a lo dispuesto por el punto
9.4.2.5 de las RBLD aprobadas por Decreto N° 2255/92.
Que, atento a que los precios pactados en los contratos de compra venta
de gas natural pueden encontrarse denominados en dólares
estadounidenses, este Organismo debe definir el tipo de cambio a
considerar a efectos de su conversión a pesos.
Que, además, tal como establece el Decreto N° 1053/18, en ningún caso
podrá trasladarse a los usuarios que reciban servicio completo el mayor
costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio ocurridas durante
cada período estacional, y en ese sentido, la Metodología puesta a
consulta establece que “Se considerarán los costos de adquisición
abonados en pesos por las prestadoras tomando en cuenta el tipo de
cambio incluido en los Cuadros Tarifarios del período estacional
correspondiente”.
Que corresponde entonces precisar el tipo de cambio a tomar en cuenta para el traslado de los precios de gas a tarifas.
Que, ponderadas las presentaciones efectuadas y las potestades de esta
Autoridad Regulatoria, resulta conveniente definir que el tipo de
cambio a utilizar para el traslado de los precios de gas a tarifas sea
el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación
Argentina (Divisas) observado entre el día 1 y el día 15 del mes
inmediato anterior al inicio de cada período estacional o bien los
tipos de cambio contenidos en los contratos cuando estos contemplen
cotizaciones más bajas.
Que en cuanto a las observaciones que desestiman la competencia de este
Organismo para definir la metodología para la determinación del tipo de
cambio, corresponde indicar que en el marco del Decreto N°1053/18
(artículo 9°), se facultó al ENARGAS a dictar las normas
complementarias necesarias para la aplicación de este punto, dentro de
las cuales se enmarca la Metodología de traslado a Tarifa del precio
del gas.
Que en lo que concierne a la aplicabilidad del Decreto N° 1020/95, debe
señalarse que la operatividad del mismo fue afectada por cuestiones
relacionadas con el marco de la Emergencia, y que dada la evolución
actual del mercado en lo que al Decreto en cuestión refiere, se
dictarán oportunamente los mecanismos e instrucciones convenientes a
fin de viabilizar su aplicación.
Que, por otro lado, sobre la apertura de los volúmenes de compra
mensual de gas a reconocer en categorías, debe señalarse que para su
realización se utilizan las Declaraciones Juradas presentadas por las
empresas al ENARGAS en el marco de la facturación de productores, las
cuales reflejan la facturación de estos últimos a las Distribuidoras y
en ese marco, no se presentan aperturas adicionales que el ENARGAS
pueda utilizar.
Que, de todos modos, a partir de octubre de 2018 el precio de gas
natural se unificó para todas las categorías, por lo que esta
distinción, actualmente, no resultaría relevante para los cálculos
correspondientes a los volúmenes de ese mes y posteriores.
Que, respecto de otro concepto sometido a consulta, relativo a los
volúmenes por los cuales se dividirán las diferencias calculadas, el
procedimiento presentado (Metodología) y el punto 9.4.2.5 de las RBLD
mantienen el criterio de dividir la suma de las diferencias calculadas
por el total de metros cúbicos vendidos por la Distribuidora en el
período estacional siguiente, pero del año anterior y no se considera
que exista una situación extraordinaria o elementos que fundamenten la
no representatividad de estos volúmenes.
Que, en otro orden de ideas, se realizaron planteos respecto del plazo
para presentar la información por parte de las Distribuidoras y, a fin
de evitar inconvenientes para el procesamiento de la información, se
consideró necesario que las Prestadoras presenten toda la información
que esta Autoridad requiera para emitir los nuevos cuadros tarifarios
hasta quince (15) días antes que inicie cada nuevo período estacional.
Que dicho período no se modificará por considerarse sumamente
pertinente y razonable a los fines dispuestos en el considerando
anterior.
Que, tampoco se establecerán límites temporales para que esta Autoridad
Regulatoria realice observaciones a la información presentada.
Que, en otro orden, cabe referir lo concerniente al gas retenido, en
tanto parte de los costos de transporte; la modalidad de ajuste de
dicho componente, contemplando el precio actualizado del gas en el
punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) se realiza a partir de
lo dispuesto por el artículo 8° del Decreto N° 180/04.
Que, como puede observarse en los informes que han tratado la cuestión,
este Organismo siempre ha determinado las DDA en City Gate, detrayendo
de los volúmenes de compra de gas, los volúmenes correspondientes a gas
retenido (% teórico) y es objetivamente razonable que se continúe en
esa línea.
Que con respecto a las devoluciones del gas retenido realizadas por las
Transportistas al Cargador, los Decretos N° 2457/92 (TGN) y N° 2458/92
(TGS), en el apartado Tarifas de Servicios Firme e Interrumpible,
establecen claramente que el transportista llevará contabilidades
mensuales separadas y para cada tramo de transporte (según el Cuadro
Tarifario correspondiente) que reflejen: (a) el consumo real de
combustible y la cantidad real de gas perdido, y (b) la retención de
combustible de acuerdo con lo dispuesto en los regímenes tarifarios de
TF y de TI.
Que así las cosas si la diferencia (a) - (b) es positiva, el
Transportista deberá devolver al Cargador la cantidad de gas
equivalente en poder calórico a esa diferencia, en el mes posterior a
aquel en que fue computada.
Que, dicho de otro modo, el costo real de combustible que tienen los
Cargadores, es el del gas natural comprado inicialmente como porcentaje
(%) de ‘gas retenido’ teórico menos la ‘devolución de ese combustible’.
Que el derecho sobre los ‘volúmenes de devolución’ no es del tipo que
se pueda ceder, sino que la recepción de esa devolución de combustible
es la que va a determinar el costo real que la Prestadora tiene en
concepto de transporte.
Que en materia de DDA y la definición del criterio de lo “pagado” o
“comprado” para la definición como principio rector, cabe consignar que
el procedimiento aplicado en octubre 2018 y la Metodología propuesta
son completamente compatibles con lo indicado en las RBLD, dado que las
diferencias diarias se acumulan mensualmente hasta el último día hábil
de un período estacional; si se cuenta con la información disponible
para trasladarlas, así se hace en el periodo estacional siguiente.
Que, caso contrario, si no se cuenta con la totalidad de la información
para calcularlas, se llevan adelante los cálculos hasta el período del
que se disponga información cierta y el cálculo del resto de los meses
se lleva adelante en el período estacional siguiente.
Que no surge de las RBLD que para la elaboración de las DDA se deba utilizar el criterio de lo devengado.
Que, asimismo, utilizar el criterio de lo efectivamente pagado es otra
implementación concreta de lo que debería ser el principio rector de
todo lo relacionado con el traslado del precio del gas y de las DDA a
la tarifa: el principio de mínimo costo para el usuario compatible con
la seguridad del abastecimiento.
Que, en otro orden de consideraciones, y en relación con los volúmenes
de compra mensual a reconocer, corresponde llevar adelante para cada
periodo estacional un análisis pormenorizado de la gestión de compra
diaria de cada Prestadora (tal como quedara plasmado oportunamente en
los informes previos a las correspondientes resoluciones emitidas en el
contexto del último ajuste semestral IF-2018-49096072-APN-GDYE#ENARGAS,
IF-2018-49096035-APN-GDYE#ENARGAS, IF-2018-49096001-APN-GDYE#ENARGAS,
IF-2018-49095958-APN-GDYE#ENARGAS, IF-2018-49095895-APN-GDYE#ENARGAS,
IF-2018-49093887-APN-GDYE#ENARGAS, IF-2018-49093804-APN-GDYE#ENARGAS,
IF-2018-49093730-APN-GDYE#ENARGAS, IF-2018-49093566-APN-GDYE#ENARGAS).
Que el objeto del análisis en cuestión consiste en evaluar las compras
de gas realizadas por las Prestadoras, conforme lo establecen los
criterios regulatorios y normativos aplicables en el marco del punto
9.4.2 de RBLD en cuanto a compras de gas en PIST/D, como al despacho
diario establecido en los Reglamentos Internos de los Centros de
Despacho (RICD) vigentes.
Que, a tal fin, con el objeto de la puesta en consulta de la Resolución
ENARGAS N° 12/2019, se elaboró el informe
IF-2018-02055523-APN-GAYA#ENARGAS: Modelo Optimizado de despacho
operativo-económico para demanda abastecida con servicio completo (el
Informe del Modelo) , el cual reproduce las cuestiones de alcance
general explicitadas en los informes individuales antes citados, y pone
a disposición la metodología de cálculo para simular el Despacho diario
a partir de información provista por la propia prestadora, en el marco
de protocolos informáticos existentes y/o de requerimientos formales
específicos.
Que, el referido informe destaca los antecedentes y consideraciones que
el equipo técnico tiene en cuenta en la evaluación individual y
pormenorizada de los volúmenes de gas a reconocer.
Que, por lo tanto y a fin de realizar un análisis que contemple los
criterios allí expuestos, se requiere de un estudio de mayor
profundidad y detalle, en el cual se evalúan entre otros aspectos, las
inyecciones respecto de los consumos, el análisis de los desbalances
acumulados reales, ajustes, observaciones puntuales que la prestadora
informa, entre otros elementos de análisis.
Que cabe destacar, finalmente, que el objeto de este proceso es evaluar
la consistencia de los datos agregados y que, si bien no se trata de
una auditoría de la operación de Despacho, sin embargo, nada obsta a
que del análisis de las compras de gas que se realice puedan surgir
observaciones que resulten de consideración en la materia.
Que, en este sentido resulta oportuno aclarar que en materia de
Despacho y en relación con la utilización del transporte, las normas
que conforman los RICD establecen en el punto 2. ASIGNACIÓN DE
SERVICIOS DE TRANSPORTE/ 2.1. “La nominación de transporte de cada
distribuidora para su Demanda Prioritaria tendrá preeminencia por sobre
el pedido de otros clientes de la misma distribuidora, ello así en
cuanto a que en primer lugar se decidirán las asignaciones y mixes de
gas y transporte para abastecer la Demanda Prioritaria”.
Que, por lo tanto, toda evaluación que efectúa este Organismo se
sustenta sobre los principios normativos de cumplimiento obligatorio,
sin dejar de observar que la obligación de las Prestadoras es asegurar
el abastecimiento de los usuarios ininterrumpibles.
Que, finalmente, la Metodología versa en torno a un análisis detallado
y pormenorizado en relación con la operación de Despacho diario, cuyo
objetivo es evaluar la razonabilidad de las compras que efectúa la
Distribuidora en el marco de la operación de despacho, teniendo en
consideración la complejidad de las condiciones en las que éste se
desarrolla.
Que el Servicio Jurídico Permanente de este Organismo ha tomado la intervención que por derecho corresponde.
Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS se encuentra facultado para el
dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto por el Artículo 52,
incisos d), e) y x) de la Ley Nº 24.076 y en el Decreto Nº 1411/94.
Por ello,
EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
RESUELVE:
ARTÍCULO 1º: Aprobar la “Metodología de Traslado a tarifas del precio
de gas y Procedimiento General para el Cálculo de las Diferencias
Diarias Acumuladas”, que como Anexo IF-2019-08335385-APN-GAL#ENARGAS
forma parte de la presente Resolución.
ARTÍCULO 2°: Dicha Metodología será de aplicación a partir de su fecha
de publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina.
ARTÍCULO 3°: Registrar, publicar, dar a la Dirección Nacional del
Registro Oficial y archivar. Daniel Alberto Perrone - Diego Guichon -
Griselda Lambertini - Mauricio Ezequiel Roitman
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 12/02/2019 N° 7968/19 v. 12/02/2019