Gas y subsidios

La actual crisis de Magallanes, originada en un alza futura del precio del gas natural, obliga a revisar algunas de sus causas. Es sabido que la zona consume una cantidad del hidrocarburo muy superior al resto del país, atendido su clima y cercanía a pozos de gas. Además, en dicha región no existen buenos sustitutos del gas natural, como el gas licuado de petróleo, por lo que los consumidores no tienen alternativas económicas de optar por otros hidrocarburos.

El motivo principal de la disputa es el alza del precio del gas que vende Enap a la distribuidora, y no el costo de la distribución. La decisión de la empresa pública pondría término a un subsidio no explicitado -venta bajo el costo- que se entrega indiscriminadamente a todos los consumidores.

Desde una perspectiva de política pública, lo correcto es establecer un precio que cubra los costos, y, al mismo tiempo, entregar un subsidio fiscal a la demanda. Dicho subsidio debe enfocarse en los más pobres y tener un tope en términos de consumo, evitando transferencias que benefician a quienes no lo necesitan, a costa de una empresa pública como Enap. Por lo demás, así se ha hecho, exitosamente, en materia de agua potable (Ley N° 18.778) y electricidad (Ley N° 20.040).

En septiembre pasado, el actual Gobierno ingresó al Congreso un proyecto de ley que busca enmendar la Ley de Gas -que data de 1931 y cuya última modificación ocurrió en 1989- en materias de tarifas de distribución, el cual no considera un subsidio como el señalado.

Atendidas las ideas matrices de dicha reforma, sólo un nuevo proyecto de ley, que aborde específicamente la manera de financiar e implementar esa ayuda pública, podría servir para resolver parte importante del problema que hoy inquieta a esa región, y también al país.

Los recientes hechos obligan a dar señales correctas a los consumidores, pero también a enfrentar un problema distributivo de forma transparente, haciendo uso eficiente de los recursos fiscales, a los que todos los chilenos contribuimos.

[este texto fue publicado en el diario El Mercurio, el 15.01.2011]

¿Debemos regular la industria de los hidrocarburos? Dos tesis

Dos estudios "omni-comprensivos" de tres destacados economistas nacionales abordan la eventual necesidad de regulación de dos sectores de la industria de los hidrocarburos en el país.

Como se podrá ver, son tesis opuestas. En una vereda, "no regule", "no fije precios", etcétera. En la otra, "regule".

El primer trabajo, sobre la distribución de gas de red en Chile (Galetovic), fue encargado por la Asociación de Gas Natural (AGN) y partes del mismo son un capítulo del libro "Gas Natural: Lecciones de una Crisis" de LyD. Este trabajo describe y evalúa a la industria de la distribución de gas natural en Chile. Muestro que, con la excepción de Magallanes, la distribución de gas natural no es un monopolio natural en los respectivos mercados relevantes, ni la red de distribución una instalación esencial. Más aun, la práctica de seguir las variaciones del precio del sustituto relevante es indicio de que el gas natural compite en cada mercado relevante con el sustituto y da señales eficientes para guiar la sustitución de combustibles. Por eso, ninguno de los argumentos estándares que justifican regular a monopolios naturales le son aplicables a la distribución de gas natural por redes en Chile. El artículo No 31 de la ley del gas faculta al TDLC para que le solicite al Ministerio de Economía que regule las tarifas del distribuidor cuando su rentabilidad supere en más de cinco puntos porcentuales a la tasa de costo de capital. Tal regulación es innecesaria porque el ejercicio de poder de mercado es controlado por los sustitutos del gas distribuido por redes. La regulación es inconveniente, porque se sustenta en la premisa de que la rentabilidad del distribuidor de gas natural es indicio del ejercicio del poder de mercado. En realidad, sin embargo, se trata de un indicador equívoco. Si el precio de los sustitutos es alto durante la vida del proyecto, la rentabilidad del proyecto será alta y lo contrario ocurrirá si el precio de los sustitutos es bajo, pero tal cosa dependerá del comportamiento del precio del petróleo, y poco o nada tiene que ver con la posibilidad o imposibilidad de ejercer poder de mercado. El techo a la rentabilidad tiene el inconveniente adicional de limitar la cobertura de la red de distribución, precisamente cuando es socialmente más conveniente extenderla. Por último, pero no menos importante, es probable es que si el TDLC le solicita al Ministerio de Economía que regule, el Ministerio usará la técnica de la empresa eficiente, lo cual sería equivocado.

El segundo estudio, más reciente, y encomendado por la CNE, se adentra en la industria petrolífera nacional (Agostini / Saavedra). Este artículo describe y caracteriza, desde el punto de vista de su organización industrial, los mercados del petróleo y sus derivados líquidos en Chile. Con ese objetivo, se realiza primero una descripción sistemática de cada uno de los mercados que componen esta industria, considerando para ello la estructura vertical de la industria que permite que el insumo básico proveniente de la naturaleza llegue al usuario final: exploración, producción de crudo, importación de crudo, refinación, almacenamiento, transporte y distribución mayorista y minorista. Posteriormente, se realiza un análisis de organización industrial que, a partir de los niveles de concentración y los grados de integración vertical y competencia, identifica posibles conductas anticompetitivas en la industria. Finalmente, se entregan recomendaciones de política pública en aspectos que requieren medidas de corrección o perfeccionamiento para garantizar la competencia. Los autores se inclinan por sugerir una ley marco que proteja la competencia en la industria y la libertad de entrada en segmentos de mercado que pueden operar competitivamente, con la debida tutela de las autoridades de competencia, pero con un mínimo de regulación sectorial.

Recomendación: ENAP, contrate un estudio que replique a Agostini/Saavedra, ASAP.

"Gas natural: Lecciones de una crisis"

Ayer se publica la opinión de María de la Luz Domper y Carlos Cortés de AGN sobre las lecciones que pudiera sacar Chile sobre el suministro de gas natural. Es una referencia al libro que publicará Libertad y Desarrollo por estos días.

Sin ánimo de aportillar, hay un error de hecho en su op.ed.

Afirman: "A mediados de la década de los 90, después de diversas evaluaciones de proyectos para la interconexión entre las principales cuencas productoras de gas en Argentina y los centros de consumo en Chile, los gobiernos de ambos países acordaron llevar adelante la integración energética binacional, con la suscripción, en junio de 1995, del Protocolo de Integración Gasífera y Suministro de Gas Natural. "

El error es que, para los autores, "la integración comienza con la suscripción en 1995 del protocolo de interconexión de gas". Y no fue así. Ya en 1991, se había firmado el primer protocolo sobre interconexión gasífera entre Chile y Argentina.

Cierto, ese protocolo era aplicable sólo respecto a la llamada "Cuenca Neuquina", pero es anterior al protocolo que hacen referencia los articulistas.

De hecho, el nombre completo del protocolo de 1995 da cuenta de esa situación: "PROTOCOLO SUSTITUTIVO DEL OCTAVO PROTOCOLO ADICIONAL AL ACUERDO DE COMPLEMENTACIÓN ECONÓMICA Nº 16 ENTRE LA REPÚBLICA DE CHILE Y LA REPÚBLICA ARGENTINA".

"Sustitutivo", porque "sustituyó" a otro, el 8°.

Contratos de Largo Plazo en el Sector Energético: el caso chileno (1)

Después de dos posteos de Javier sobre los contratos de largo pazo en el sector energético (el primero, acá; y el segundo, acá) creo oportuno dar cuenta de la situación en Chile. En esta ocasión (habrá otra), desde una perspectiva regulatoria, en particular, tras las últimas reformas en la Ley Eléctrica.

En nuestro país, en materia de tarifas de generación y comercialización de energía eléctrica para clientes regulados, en los últimos años se pasó de un esquema de precios fijados por la autoridad (semestralmente, por la CNE: "precios de nudo de corto plazo") a un sistema de precios determinados en licitaciones con algún nivel de restricciones, y por plazos de hasta 15 años ("precios de nudo de largo plazo"), tras la modificación de la Ley Eléctrica, por la llamada "Ley Corta II" (Ley N° 20.018).

Al promoverse dicho proyecto de ley, en el Mensaje se hizo especial énfasis en la relevancia de los contratos de largo plazo, como un elemento especialmente relevante a la hora de dar estabilidad en las inversiones que requiere un sistema eléctrico para abastecer toda la demanda con la oferta, calzando ambas.

El principal objetivo de esa reforma tenía por finalidad "otorgar mayor certidumbre al proceso de inversión". Así lo expresa el Mensaje:

• "En lo que respecta al desarrollo de inversiones eléctricas, la situación actual muestra un mercado altamente interesado en ampliar la oferta por las buenas perspectivas de la demanda, pero con fuertes dudas de tipo económico y tecnológico frente a la incertidumbre externa que enfrenta nuestro mercado de gas natural. Esta incertidumbre se manifiesta en la imposibilidad de predecir la evolución de los precios, tanto libres como regulados, para el largo plazo, dado que se desconoce si la realidad del mercado del gas natural volverá a ser lo que fue hasta hace un año atrás. // Por ello, es necesario generar condiciones de estabilidad en las condiciones de mercado sobre las cuales se planifican las nuevas inversiones en el sector, de modo de atenuar la incertidumbre importada desde el mercado de gas suministrador."

Es verdad, la principal causa de esta reforma fue la ausencia creciente de gas, proveniente de Argentina, que abastecía varias centrales generadoras en Chile.

Aunque, "la incertidumbre descrita no es equivalente al riesgo natural que enfrenta la inversión en cualquier mercado operando en condiciones de competencia."

El cambio a la ley que se proponía "responde a la necesidad de estabilizar los flujos de ingreso de los contratos de suministro a las compañías distribuidoras, de manera que, ocurra lo que ocurra con el actual mercado del gas suministrador, el suministro de electricidad esté disponible para el cliente regulado chileno."

El nuevo esquema de la Ley Eléctrica, contempla licitaciones por hasta 15 años. E incluso se favorece la "compra conjunta", es decir, licitaciones conjuntas entre varias distribuidoras (como ocurrió), favoreciendo, si se quiere, la constitución de un oligopsonio. Y hasta coordinación entre empresas distribuidoras (claro que no abastecen a los mismos clientes), por lo que esta actuación tiene tintes de colaboración empresarial o "joint venture".

Vale. Pero si omitimos la ausencia de gas natural en este análisis, ¿se hacen las inversiones necesarias en el sector eléctrico?

Algunas, no todas.

A propósito de la introducción de energías renovables no convencionales (ERNC) a la Ley Eléctrica (primero en la Ley Corta I, luego en la Ley Corta II), uno de los temas a solucionar en incursión de las ERNC en el mercado eléctrico era la estabilidad de los precios que se requiere para la inversión de dichas energías. De ahí que se estableciera un mecanismo de "precios estabilizados" en la Ley Eléctrica (Art. 149°), desarrollado en el DS 244/05, de Economía, con una duración de 4 años.

Pero fue insuficiente.

El Ejecutivo envió el 2007 otra reforma a la Ley Eléctrica a ser debatida en el Congreso (Mensaje, acá), y que resultó en la Ley 20.257. Esta vez, para fomentar y tratar coordinadamente las ERNC. Expuso que:

• “Esta necesidad se sustenta en la constatación de que algunas características de los proyectos y de parte importante de sus promotores, impiden asumir los riesgos asociados a la comercialización final de la energía de igual forma que los proyectos y emprendedores tradicionales. Debido a ello, estos proyectos tienen menores posibilidades de suscribir contratos de largo plazo con clientes finales no sujetos a regulación de precios o empresas distribuidoras para la venta de su energía y, por consiguiente, no pueden optar a modelos de negocios que les otorguen certidumbre de ingresos durante plazos prolongados, condición fundamental para desarrollar proyectos que se caracterizan por la recuperación del capital invertido en el largo plazo.”

Entonces, podría decirse que, en un escenario de incertidumbre (propio de contratos de largo plazo, podría agregarse), un esquema de protección de la estabilidad del contrato resulta deseable para asegurar el ingreso y suficiencia de inversiones en un mercado tan sensible como el eléctrico.

Deseos de los inversionistas, del Legislador y del Ejecutivo, al menos.

Queda pendiente una "segunda pata", como es el control ex post por los órganos de la libre competencia nacionales de este tipo de contratos. ¿Plazos muy largos?, ¿plazos muy breves? y demás, en otro posteo.

Las baratijas terminan siendo caras

Editorial mercurial sobre el encarecimiento del gas argentino. Con algunas imprecisiones, claro está.

El corralito energético

Desde Argentina, la opinión de Daniel Gustavo Montamat, sobre "El corralito energético".

¿Por qué tan barato si consumen tanto, y casi no hay?

Trata de respondernos El Mercurio, respecto de los consumos de gas natural de los habitantes de la Región de Magallanes y Antártica Chilena. La XIIa. Región.

PS: La Tercera de hoy domingo trae una opinión sobre ERNC, pero no puedo aprobar el sistema que han impuesto para leerla por Internet, el cual la aleja de comentarios blogueros. Una pena.

"Me enamoré de una central robusta"

La Zona de Contacto se encarga de develar el "secreto" de Rodrigo Osorio, vocalista de la banda Sinergia, respecto de una empresa termoeléctrica filial de AES Gener.

PS: la central se divisa al pasar por la Costanera Norte

"Invoco la Resolución 754"

Preocupante. Nunca había pasado.

Metrogas tuvo que hacerlo... según informa La Tercera

Invocar la resolución 754, de la SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustibles)

La resolución "INSTRUYE ADOPCIÓN DE MEDIDAS ANTE UNA CONTINGENCIA EN EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL".

Brrrr...

Olor a gas!

Cada nueva autoridad del sector energía reitera la misma declaración, sobre la misma situación.

Como escribe Marcylor, un deja vu.

Toda OPA tuvo su recontra OPA... hasta hoy

Se acabó.

E.On. se aleja de Endesa España, tras firmar un acuerdo con la italiana ENEL y Acciona.

Recordemos que ya se había retirado Gas Natural...

Otra batalla + de la lucha por Endesa que llega a su fin...

Explosión de gas en Valpo: Regulación de emergencias

El sábado 3, en la ciudad de Valparaíso, se produjo una explosión de gas natural en el llamado "casco histórico", que destruyó varios edificios y mató a varias personas, sin contar los desaparecidos que aún quedan.

La imagen recuerda una zona bombardeada o un atentado terrorista.

Las responsabilidades están por determinarse (¡era que no!), pero puede ser de interés recapitular el estado de la regulación sobre el tema y como se regula la seguridad de las instalaciones y las "emergencias".

Antes de dirigirnos hacia el regulador -la SEC- revisemos la regulación sobre distribuidoras de gas natural, y la normativa que las rige.

La empresa de gas -GASVALPO, en este caso- es una concesionaria de servicio público de distribución de gas natural, que se rige por la Ley de Servicios de Gas, D.F.L. N° 323, de 1931, de Interior (si, efectivamente, la ley ya tiene 75 años!).

Tal como ocurre en materia de agua potable, electricidad, etc., el servicio es prestado por una distribuidora la que entrega su bien o servicio al usurio, y este, a través de su instalación interior, "distribuye" el bien/servicio dentro de su propiedad.

La LSG define la instalación interior como "la instalación construida dentro de una propiedad particular y para uso exclusivo de sus ocupantes, ubicada tanto en el interior como en el exterior de los edificios". Estos elementos son regidos por el Reglamento de Instalaciones Interiores de Gas (DS 222/1996), un texto muy técnico y un verdadero "manual" para instaladores.

Luego, este reglamento colinda con otro cuerpo reglamentario: el Reglamento de Servicio de Gas de Red, DS 67/2004 (RSG), regulación en el cual pude participar.

Como es posible imaginarse, la zona de entrega del bien y las responsabilidades respecto de daños a las cosas o muerte de personas son los que más preocupan, y este empalme de redes es, muchas veces, una zona gris.

Dentro del concepto de servicio de gas, está la seguridad. A diferencia de otras industrias reguladas, el gas explota, causa incendios, daños y muertes. Por lo mismo, debe darse especial atención a la protección de las personas y cosas, que se vena expuestas por un escape del hidrocarburo gaseoso.

La LSG dedica algunos artículos al tema: el servicio debe prestarse en forma continua y "en condiciones de seguridad". Se establece como deber de todo concesionario el "mantener las instalaciones en buen estado y en condiciones de evitar peligros para las personas o cosas" (Art. 44, LSG).

Como es probable, la distribuidora convirtió las instalaciones interiores de gas de ciudad o licuado de petróleo a gas natural. Es decir, adaptó los aparatos y ofreció servicio de gas. En este proceso de "adaptar los artefactos para dejarlos en condiciones de recibir el servicio de gas u otros servicios relacionados, ésta deberá garantizar la seguridad de las instalaciones de gas intervenidas" (Art. 15, RSG). Como es de suponer "La ejecución de dichos trabajos deberá cumplir con las normas legales, reglamentarias y técnicas sobre la materia, principalmente las establecidas en el Reglamento de Instalaciones Interiores de Gas vigente al momento de efectuar tales trabajos y a las instrucciones impartidas por la Superintendencia al respecto." (Art. 15, RSG).

Ahora, a la emergencia.

El servicio de gas incluye, entre otros, la "oportuna atención y solución de emergencias, accidentes, interrupciones de suministro y otros imprevistos" (Art. 3, c) RSG).

¿Cómo debía registrarse los reclamos?

R: La empresa debe mantener un servicio de atención de emergencias y un teléfono de contacto operativos las 24 horas del día. Asimismo, la empresa deberá disponer de un Reglamento Interno de Seguridad (RIS) que contemple un Plan de Emergencia o Manejo de Crisis, en el que se detallen las medidas a seguir frente a una situación de peligro, accidente o desastre (Art. 66, RSG).

¿Cuándo debía actuar la empresa?

R: En caso de emergencias, la distribuidora debe intervenir de inmediato, procediendo a su resolución según lo establecido en las normas reglamentarias y técnicas vigentes y en las instrucciones impartidas por la SEC. (Art. 93, RSG).

Finalmente, la empresa debe tener un "Registro de Reclamos", con detalles de los antecedentes que aportaron los reclamantes y que deben registrarse "al momento de su formulación" (Art. 91, RSG). Luego, la empresa que recibe un reclamo (por lo tanto, podría haber sido otra: Energas), debe abrir un expediente para su tramitación, el que puede ser registrado por escrito o por medios electrónicos (Art. 90, RSG).

Ya veremos cómo sigue la investigación de la Fiscalía y la pesquisa de la SEC.

ENAP: ¿rol subsidiario o empresario?

En los últimos meses se ha apreciado una tendencia a que dos empresas públicas chilenas (ENAP, ligada a los hidrocarburos, y CODELCO, al cobre) adopten un comportamiento activo en materia de generación de energía, liderando sendos proyectos de terminales de regasificación de GNL (gas natural licuado) en Chile.

Adicionalmente, ENAP estudia una central de cogeneración eléctrica asociada al terminal de regasificación que construye en Quintero.

Por estos días, se puede leer en Temas Públicos de Libertad y Desarrollo tres razones extrajurídicas a tener en cuenta a la hora de fomentar el mayor emprendimiento estatal en la economía.

Interesante.

No está de más recordar que...

1) El rol de aval implícito del Estado, el cual surge de que para las empresas privadas contar con un socio estatal siempre constituye una ventaja relativa respecto de una situación sin un socio estatal, por cuanto ante situaciones adversas existe una mayor probabilidad de apoyo estatal que sin este socio estratégico.

(2) Incentivos contrapuestos entre política y maximización de utilidades, especialmente en períodos preelectorales, donde surgen con mayor facilidad fondos de estabilización, subsidios, entre otros.

(3) Falta de accountability, ya que al minimizarse la presencia de un dueño privado hay un menor control de la eficiente utilización de los recursos.

Fuente: http://164.77.202.58/LYD/Controls/Neochannels/Neo_CH3747/deploy/TP-ENAP-2006-2.1%20Asch.%20LL.pdf

¿De qué hablamos cuando hablamos de regular los precios del gas natural?

En Chile, tras varios años de ignorar el problema, podemos ver que, finalmente, comienza a plantearse que deben regularse los precios del gas de red.

Así ha aparecido en los medios de comunicación chilenos, y fue una de las últimas declaraciones de la ex Ministra de Economía de Chile (en el sentido de regularlas), antes de ser reemplazada hace unas semanas.

Otros han señalado que la competencia con el gas licuado no hace necesario fijar precios:

"Si aumentaran los precios, el gas licuado les quitaría clientes", Jorge Rodríguez Grossi dixit.

Veamos. El gas natural llegó a Chile hace más de una década -salvo la zona de Magallanes, que gozaba del hidrocarburo en fase gaseosa hace más tiempo.

Y todo este tiempo hemos contado con una legislación que no contempla el cómo se fijan los precios del gas natural.

La Ley de Servicios de Gas (LSG) expone un mecanismo de cálculo de rentabilidad "sobrenormal" de la indstria, pero no contempla, en forma completa, un procedimiento administrativo de fijación de precios.

A no engañarse: que pueda estudiarse la rentabilidad de la industria de gas de red no significa que se pueda fijar un precio, siguiendo un procedimiento reglado... simplemente porque no hay procedimiento!

Pero esto puede parecer una paradoja. ¿Acaso hay ley de gas y no hay procedimiento para fijar precios máximos?

Así es.

Puede ser esclarecedora la trascripción de los siguientes párrafos de mi libro de 2003, Tarifas de Empresas de Utilidad Pública, sobre la situación legal de los precios del gas:

La LSG sólo establece algunos elementos para determinar las tarifas de los servicios de gas que sean regulados por la autoridad energética. La normativa establece de manera breve los conceptos de tasa de costo anual de capital, un valor nuevo de reemplazo de las instalaciones gasíferas y un límite o tope legal que debe tener el valor del gas en caso de no existir un precio de compra a mejor precio en un punto de conexión, el cual será no superior a un 10% al establecido respecto al precio promedio anual de venta de los cinco mayores clientes industriales existentes en torno al punto de conexión (Art. 33 LSG).[1]

La LSG no establece un procedimiento completo para la fijación de tarifas de los servicios que deban regularse. Ello debido a que las modificaciones efectuadas en 1989 a través de la Ley 18.856 establecieron en su artículo 2 que se dictaría un decreto con fuerza de ley que regularía la materia de procedimientos, plazos y otros.[2] Sin embargo, dicho DFL nunca fue dictado, y las modificaciones efectuadas a la LSG quedaron con un verdadero vacío legal, imposible de integrar por ser materia de derecho público.

La ausencia de procedimientos para la regulación gasífera ha hecho que las regulaciones de 1991 (vía resolución Minecon), en 1996 y 2001 (sin normas de rango legal que respalden dichas fijaciones), resulten esencialmente en una negociación bilateral entre la autoridad y la empresa, procedimiento carente de legalidad.

6. Los diversos intentos para subsanar la ausencia de normas en materias de tarifas de gas.

Con posterioridad a la dictación de la ley 18.856, y dentro del plazo que dicha ley establecía para la dictación del DFL sobre procedimientos de tarificación (90 días), se envió a la CGR el DFL 2, de 1º de febrero de 1990, de Economía, de 1990. Dicho DFL fue devuelto por el Órgano Contralor con diversas observaciones que impedían su toma de razón, tanto por su redacción como contenido.[3]

El DFL que establecía normas del procedimiento de tarifación volvió a ser dictado por el Ministerio de Economía (DFL 3, de 7 de septiembre de 1990), habiendo sido subsanados los vicios, pero nuevamente volvió a ser devuelto por la CGR con observaciones.[4] A la fecha, no se ha tomado razón de dicho DFL.

También un reglamento enviado por el Ministerio de Economía (Decreto 191, de 1991), que aprobaba un reglamento estableciendo el procedimiento para determinar las fórmulas tarifarias para los suministros de gas, fue devuelto por la CGR, en razón de que trataba de materias propias de la facultad delegada al Presidente de la República en la Ley 18.856, no correspondiendo ser fijadas por un cuerpo reglamentario.

En 1991 se habría elaborado un proyecto de ley para subsanar las falencias legales. En 1992 se elaboró un borrador de un “nuevo texto” de DFL 2/18.856, pero ya había caducado la habilitación legal.

Finalmente, diversos intentos de modificación de la Ley, se pospusieron indefinidamente (como fue la elaboración de un proyecto de ley de hidrocarburos en 1999), (…).

Como puede verse, si bien hay regulación, ésta no es creíble, porque no pueden fijarse los precios.

A esperar, parece.

[1] Como se ve, la inspiración de la modificación de la Ley 18.856 es similar a la regulación eléctrica, que establece el mismo criterio de tope máximo entre los clientes libres y la tarifa de distribución a clientes regulados.
[2] Artículo 2, Ley Nº 18.856. Facúltase al Presidente de la República para que, dentro del plazo de 90 días contado desde la publicación de esta ley, y mediante uno o más decretos expedidos por intermedio del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, los que deberán llevar también la firma del Ministro de Hacienda: (…) 2. Establezca las bases, normas, procedimientos de cálculo y período de vigencia a que deberán ajustarse (...) las tarifas y la tasa de costo anual de capital que el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción deba fijar de acuerdo a lo señalado en los artículos 31º y 32º, reemplazados por los números XIII y XIV del artículo 1º de esta ley, respectivamente. //3. Establezca la metodología de cálculo, reajustabilidad y plazos de vigencia de los elementos de costos e inversiones que se utilizan en los cálculos dispuestos en el artículo 33º, reemplazado por el número XV del artículo 1º de esta ley.
[3] D. 14700/90, CGR
[4] D. 34126/90, CGR