La regulación del servicio de distribución eléctrica en la Argentina está nítidamente basada en resultados, dejando a las empresas gran libertad sobre las cuestiones operativas del negocio. Naturalmente, además del precio los usuarios también valoran distintas dimensiones de calidad, las que son susceptibles de regulación, en particular cuando la regulación es del tipo price cap.

La regulación de la calidad por medio de penalidades por deficiencias en el suministro supone que éstas responden a los costos ocasionados a los usuarios. Asimismo, dichas penalidades deben considerar los costos de inversión u operativos que las mismas inducen, los que al menos en el largo plazo deben incorporarse en las tarifas.

En Urbiztondo (2000) se analiza el diseño óptimo de las penalidades, demostrando gráficamente que en el margen las mismas deben coincidir con los costos ocasionados a los usuarios por las deficiencias penalizadas. Inframarginalmente ello no es necesario, vgr., puede existir un nivel de fallas permitido sin penalizar a pesar de que éstas hayan generado costos, ya que así la tarifa resultante es menor (el equivalente a los deducibles en un seguro parcial). Veamos a continuación qué implicancias tiene este análisis, aplicado al caso argentino, para responder las siguientes preguntas: ¿cómo reaccionar frente a distintos costos de reducción de fallas, por ejemplo, en zonas rurales y urbanas? ¿cómo deben calcularse las penalidades si los consumidores son heterogéneos y asignan distintos valores a la energía no suministrada? ¿qué problemas surgen a partir de la existencia de inversiones comunes a varios usuarios?, ¿qué hacer si no se dispone de la información correspondiente a las preferencias individuales? ¿qué tan razonable es suponer que el regulador dispone de la información referida a los costos asociados con los distintos niveles de calidad del servicio?

Los tres contratos de concesión para la distribución de energía eléctrica existentes en el Gran Buenos Aires (Edesur y Edenor) y en el Gran La Plata (Edelap) prevén la aplicación de multas y sanciones frente a fallas de las empresas distribuidoras en brindar un servicio con los niveles de calidad que previamente fueron definidos como satisfactorios. Primero, existen multas y sanciones por deficiencias en el producto técnico, servicio técnico y atención comercial a usuarios individuales, dirigidas al menos parcialmente a resarcirlos por los daños ocasionados. Segundo, existen multas y penalidades motivadas por el incumplimiento de obligaciones en el vínculo con terceras personas (y por ende con el Poder Concedente), y en ese caso el destino de las mismas es el Tesoro Nacional.

Los niveles deseados o admisibles de calidad del producto técnico y del servicio técnico, y las penalidades ante su incumplimiento, fueron los definidos con mayor precisión en el contrato. Sin embargo, igualmente hay espacio para distintas interpretaciones en torno a la graduación de las penalidades por reiteración de fallas, el cómputo de las penalidades según la duración de los cortes, y el alcance de la medición del producto técnico. Asimismo, la "función de penalidades" de estos contratos contiene otro tipo de problemas de diseño. Primero, cierta confusión sobre el destino de las multas y penalidades cuando no es posible identificar a los usuarios afectados. Segundo, el excesivo margen que brindan las definiciones de la máxima interrupción permitida y del límite máximo de tiempo total sin suministro en un período determinado para que las empresas optimicen los cortes. Tercero, la falta de diferenciación de las tarifas y penalidades entre Edesur, Edenor y Edelap a pesar de que las diferentes características geográficas y económicas de los usuarios en las distintas áreas (fundamentalmente la última).

Rivier Abbad (1999) sostiene que en los países menos desarrollados existe un mayor cuidado respecto de la calidad del producto y servicio técnicos como consecuencia de tener un nivel de calidad más bajo que el de los países de mayor desarrollo, y que en estos últimos se consideran más importante las fallas en el servicio comercial que en el producto y servicio técnicos.

Considerando la regulación de la calidad del servicio eléctrico en algunos estados de los Estados Unidos y en Gran Bretaña, es posible argumentar un punto de vista ligeramente distinto. En particular, en estos países desarrollados la regulación de la calidad también es una prioridad en el sector energético aún cuando la forma que la misma toma puede diferir.

Considerando la experiencia en California, Illinois, Nueva York y el estado de Washington en los Estados Unidos se observa un seguimiento cercano respecto de la calidad del servicio eléctrico, aunque en cierto sentido las consecuencias de una calidad deficiente no están expuestas en una función de penalidades explícita. Sin embargo, según surge de un estudio realizado por la Iowa Utilities Board (1999), existe una tendencia a nivel nacional que muestra un cambio desde un cumplimiento voluntario de estándares de confiabilidad hacia la determinación de estándares obligatorios, incluso en cuanto al uso de incentivos en las revisiones de tarifas basadas en el desempeño. Así, al tiempo que la mayor discrecionalidad histórica es consistente con la alta reputación y calidad del Poder Judicial (en particular respecto de su participación en la regulación de los servicios públicos) y la tradicional regulación por tasa de retorno, debe notarse que la paulatina incorporación de regulaciones más modernas y cercanas a la regulación price-cap contribuye a explicar porqué comienza a debatirse la introducción de estándares más precisos de calidad acompañados por penalidades también más visibles.

La regulación de la calidad en Gran Bretaña contiene requerimientos de calidad fijados por el Director General de OFFER de dos tipos: estándares garantizados y estándares generales. A su vez, resulta interesante notar que tanto los estándares como las penalidades asociadas ante su incumplimiento han evolucionado durante los últimos 10 años. Así, por ejemplo, la falla en restituir el servicio en 24 horas luego de una interrupción tenía en 1989 una penalidad de £20 (aproximadamente $36) más £10 por cada 12 horas de interrupción adicional, mientras que al presente dichos valores se han incrementado respectivamente a £50 y £25. Además, debe repararse en que los estándares que rigen a las 14 empresas distribuidoras reguladas por el OFGEM varían en función de las distintas condiciones geográficas y según haya sido el desempeño previo a la privatización.

Así, la revisión de la experiencia internacional y las características de la regulación de tipo price-cap señalan la importancia de la regulación de la calidad del servicio eléctrico por medio de la determinación de penalidades que lleven a las empresas a internalizar los costos sufridos por sus usuarios ante una mala calidad del suministro. Naturalmente, los costos ocasionados a los usuarios están directamente ligados a la voluntad de pago por el servicio, al tiempo que un vínculo semejante entre penalidades y tarifas es inescapable en una perspectiva regulatoria de largo plazo con el fin de permitir una tasa de retorno razonable sobre el capital invertido.

Evaluación del caso argentino (GBA y GLP)

La evaluación del caso argentino requiere: a) tener una noción de la gravedad del problema de calidad, b) tener una noción de los costos implicados en el mejoramiento de la misma, y c) analizar la correspondencia entre penalidades y calidad demandada por los usuarios.

En relación al primer punto, la Tabla a continuación indica que hay un amplio margen para la mejora en la calidad del suministro eléctrico, puesto que los indicadores de calidad SAIDI y SAIFI en la Argentina oscilan en valores muy superiores a los de EE.UU. y Gran Bretaña.

Con respecto al segundo punto, una comparación integral de los índices de calidad debe considerar los distintos niveles tarifarios en el segmento de distribución contemplando las diferencias geográficas que en promedio caracterizan a las distintas experiencias, en el costo del capital, en la productividad de los insumos (por distintos contextos regulatorios), en la evolución histórica de la calidad del servicio para captar inversiones pasadas, en la composición de la demanda, etc. Esta tarea excede el alcance de este trabajo, pero como punto de referencia inicial puede observarse que el valor agregado de distribución de las distribuidoras eléctricas del GBA es comparable al de varias de las empresas de EE.UU. y Gran Bretaña.

En lo que respecta al último punto, finalmente, cabe comparar las dimensiones de calidad reguladas, por un lado, y el diseño de las penalidades (incluyendo nivel y estructura) por el otro. En el primer caso, la experiencia internacional muestra cierto énfasis mayor en cuanto a requerir la publicidad en la información sobre distintos indicadores de calidad, pero en todos los casos se consideran aspectos que como en la Argentina pueden agruparse en el cuidado por la calidad del producto técnico, el servicio técnico, el servicio comercial y la seguridad pública. En el caso argentino, los estándares implícitos de calidad tienen una definición individual, a nivel de suministro, tal como ocurre en Gran Bretaña, mientras que tanto en EE.UU. como en Gran Bretaña se consideran estándares globales cuyo cumplimiento es informalmente considerado en los respectivos ajustes tarifarios. En estas experiencias, por otra parte, se está comenzando a exigir información sobre el servicio a los usuarios que reciben la peor calidad para focalizar el esfuerzo regulatorio en la mejora de la calidad del suministro de dichos clientes.

Concretamente, considerando las concesiones del GBA y GLP, reguladas por el ENRE, pueden hacerse las siguientes observaciones y propuestas de reforma en el mediano plazo, según lo permita el marco legal vigente:

Rango de variación del voltaje y penalidades por fallas en el producto técnico. Los rangos vigentes son razonables según la experiencia internacional. Sin embargo, la realización de un número reducido de mediciones sin su posterior utilización estadística para inferir fallas a nivel poblacional reduce la incidencia (e incentivos generados) de este tipo de penalidad.

Diferenciación entre usuarios según localización. La única diferencia que existe es en cuanto al estándar del producto técnico, y las tarifas no diferencian entre usuarios rurales y urbanos aún cuando hay diferencias importantes en la composición de la demanda y los costos asociados. Así, sería conveniente diferenciar entre Edelap, por un lado, y Edenor y Edesur, por el otro lado (ya sea en cuanto a las tarifas, las penalidades o ambas).

Duración total sin suministro, tiempo máximo de interrupción y número de interrupciones permitidas. La determinación de estos parámetros debe resultar a partir de una estimación de las preferencias y voluntades de pago de los usuarios. Por otra parte, suponiendo que el costo marginal de una falla sea creciente con su magnitud, las penalidades deberían ser crecientes por cada corte según su duración y su reiteración. En ese caso, sin embargo, podría simplificarse (aunque imperfectamente) y establecerse una penalidad creciente en función del tiempo total sin suministro dentro del período, fijando máximos permitidos en cuanto a la duración de los cortes individuales y al número de cortes sufridos. Similarmente, si bien la medición semestral es correcta, sería posible incluir un estándar bianual por el cual los usuarios serían bonificados aún si en ningún semestre calificaron a tal efecto mientras de forma reiterada hubiesen estado próximos a hacerlo.

El nivel de las penalidades. Los usuarios residenciales reciben $1,4 por KWh no suministrado sujeto a penalidad (lo que representa un monto inferior a $10 por día sin servicio para un consumo residencial típico), valor que si bien es más de 10 veces el precio de la energía es muy reducido en comparación por ejemplo con la penalidad vigente en Gran Bretaña (que es similar a la aplicada a Edesur en el caso del "apagón" de Azopardo con carácter excepcional por el ENRE en 1999, vgr., $90 por día sin suministro). En ese sentido, más allá del nivel final que se elija para la penalidad (según sea la estimación de preferencias de los usuarios), parece claro que las penalidades deben cuanto menos hacer explícito el tratamiento de casos excepcionales como el "apagón".

Estándares globales de calidad. Prácticamente no existen, y los mismos podrían efectivamente ser innecesarios en la medida en que los estándares individuales que sí existen sean correctamente diseñados.

Destino de las multas. En la experiencia internacional es frecuente que las multas se reflejen en reducciones tarifarias aplicadas al conjunto de los usuarios, pero ello no es apropiado cuando los niveles de calidad para distintos usuarios son muy distintos.

Penalidades vs. incentivos (premios y penalidades). Lo importante como incentivo es la diferencia entre premios y penalidades, y la penalidad promedio esperada es la que se refleja en la tarifa con el fin de permitir una rentabilidad razonable en el largo plazo, de forma tal que ambos esquemas son similares una vez hecha esta consideración. En general, dado que la visibilidad de las tarifas seguramente sea mayor cuando solamente se incorpora una penalidad en vez de incentivos más amplios, el esquema argentino es el más apropiado. Sin embargo, si se induce un fuerte incremento en la calidad, introducir premios contingentes podría permitir un menor incremento tarifario ex-ante y facilitar la aceptación pública.

Responsabilidad de la distribuidora por fallas en la red de transmisión. Puesto que en el esquema regulatorio argentino la inversión en transporte surge a partir de las voluntades de pago reveladas por generadores y usuarios, resulta apropiado que la demanda por calidad de los usuarios en baja tensión –residenciales y comerciales básicamente– esté reflejada en la voluntad de pago expresada por las distribuidoras que les suministran el servicio. Para que esto ocurra las distribuidoras deben percibir el costo de la ausencia de inversiones de transporte necesarias que contribuyan a una mayor calidad del servicio final, y en ese sentido es correcto que las mismas sean responsables por todas las fallas del servicio, independientemente de si se originaron en el transporte o la distribución, cosa que no se verifica al presente.

Responsabilidad por generación insuficiente. Dado que las distribuidoras no pueden realizar contratos que aseguren la oferta marginal cuando el mecanismo de passthrough sólo reconoce un precio estacional de la energía y el despacho es ordenado por Cammesa en base a costos declarados de los generadores, es discutible la razonabilidad de la actual responsabilidad de las distribuidoras al respecto.

Cortes programados. En la legislación éstos no aparecen diferenciados de los cortes no programados, y ello es eficiente para evitar eventuales abusos y una pérdida de relación entre los costos ocasionados a los clientes y las penalidades pagadas. Eventualmente podría permitirse un tiempo máximo de cortes programados para cada suministro.

Estacionalidad de las tarifas y del sobrecosto de la calidad. Por último, hay que evaluar ajustes tarifarios estacionales para cargar los costos a incurrir por inversiones y otras erogaciones para atender mayores requerimientos de calidad a las demandas estacionales según su incidencia, evitando subsidios cruzados e ineficiencia en el consumo.

Referencias:

Urbiztondo, Santiago: "La regulación de la calidad en el servicio eléctrico: una evaluación en base a principios teóricos y la experiencia internacional", trabajo a ser presentado en la Reunión Anual de la Asociación Argentina de Economía Política, Córdoba, Noviembre, 2000.

IOWA Utilities Board (1999): Reliability: Emerging Competition in the Electric Industry, Docket No. NOI-95-1, A Staff Analysis, March 1999.

OFGEM: Review of Public Electricity Suppliers 1998 - 2000: Distribution Price Control Review: Consultation Paper, May 1999.

Rivier Abbad, Juan: "Revisión Internacional de las Regulaciones de Calidad", Capítulo 3 de su Tésis Doctoral Calidad del Servicio, Regulación y Optimización de Inversiones, Universidad Pontificia de Madrid, 1999.

[1] Los dos índices de calidad más utilizados en la experiencia internacional son el SAIDI (System Average Interruption Duration Index) que mide la cantidad de minutos sin suministro del servicio para un usuario promedio, y el SAIFI (System Average Interrumption Frecuency Index) que mide la frecuencia de los cortes para un usuario promedio. Se construyen de la siguiente manera:

SAIDI= ,  SAIFI =