EXPTE. Nº 115/04 EPRE.-
PARANA, 02 de Febrero de 2006
VISTO:
La Resolución N° 25/05 EPRE que dispuso convocar a Audiencia Pública con el objeto de considerar la solicitud de Modificación de Tarifas Eléctricas a Usuarios Urbanos de Pequeñas, Medianas y Grandes Demandas, del Cuadro Tarifario vigente formulada por la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda.; y
CONSIDERANDO:
Que el día 22 de Diciembre de 2004 la Cooperativa realizó una presentación sometiendo a consideración de este Ente la solicitud de Modificación de Tarifas a Usuarios Urbanos de Pequeñas, Medianas y Grandes Demandas;
Que en dicha presentación y luego de reseñar sintéticamente su historia, la Cooperativa indica que el servicio eléctrico en el Area de Concesión se hallaría hoy en un serio riesgo de colapsar por carecer de recursos genuinos para la adecuada explotación, debido fundamentalmente a:
Que la tarifa ha dejado de ser justa y razonable, ya que operando en forma económica y prudente no satisface los costos operativos.
Que la tasa de rentabilidad sería hoy inexistente.
Que no se reflejaron los drásticos cambios desde que la Argentina abandonó la convertibilidad.
Que los indicadores no se han ajustado para estimular la eficiencia y las inversiones.
Que por tales motivos y en razón del flagrante incumplimiento de la Ley de Marco Regulatorio N° 8916, y amparados en el Artículo 36 de dicha Ley, se presentó ante el EPRE requiriendo una modificación de la tarifa aplicable a los usuarios urbanos finales, en todas las categorías;
Que la Distribuidora indica enmarcar dicha propuesta dentro de las siguientes consideraciones, a saber:
El método empleado es el del Valor Nuevo de Reposición de los bienes puestos al servicio, y que, utilizado el año 2003 como base, reconoce los siguientes costos:
a)La Compra Mayorista: La Cooperativa compra la mayor parte de la potencia y energía directamente al MEM y una ínfima cantidad (2,5%) a ENERSA, por lo que se ha decidido solo utilizar la compra en el MEM para determinar el costo unitario de energía y potencia. Los costos fijos y variables se determinan con idéntico criterio, considerando solo los cargos por peaje que se abonan a ENERSA.
b)Los gastos de comercialización: Para los recursos materiales se ha determinado su anualidad por el método del VNR y el factor de recuperación de capital. A ello se le adicionan los gastos de mantenimiento como un porcentaje del valor nuevo de los activos descriptos, así como también un porcentaje sobre la mencionada anualidad destinada a cubrir los gastos debidos a la administración de todos estos recursos. También se han incluido los recursos humanos destinados a conexiones, lectura de medidores, facturación cobranza, envío de facturas y atención al público. Todos estos costos se han prorrateado entre las distintas categorías tarifarias en función del número de clientes de cada una de ellas, más el agregado de los costos propios comerciales de los que es responsable cada categoría.
c)Los costos de redes: A partir de los recursos materiales puestos a disposición de los usuarios se ha determinado su anualidad por el método del VNR y el factor de recuperación de capital. Los recursos así incluidos son líneas de distribución de energía, centros de transformación, inmuebles, vehículos, y bienes destinados al control de la calidad de servicio.
Luego la anualidad ha sido prorrateada entre las distintas categorías tarifarias que hacen uso de los activos empleados para cada nivel de tensión de la red y dentro de él en función de la demanda de potencia agregada de cada una de dichas categorías y el grado de dispersión de su demanda de potencia en la red.
d)Los costos de conexión y rehabilitación: Atento a que los recursos de que dispone esta DISTRIBUIDORA COOPERATIVA en estos servicios tiene una composición de costos similar al conjunto de la Distribución se propone que la actualización de precios de estos cargos se realice en la misma proporción en que se incrementa el precio promedio del resto de los cargos del cuadro tarifario.
e)Adecuación de clasificación de clientes por demanda de Potencia:
Con el fin de aunar criterios de agrupamiento de clientes por categorías conforme a su máxima demanda de potencia vigentes en el resto del país que permiten la determinación precios mayoristas segmentados, en el cálculo tarifario se ha considerado:
Que los clientes de pequeñas demandas T1 son todos aquellos usuarios cuya demanda máxima de Potencia sea igual o menor a 10 kW.
En cambio que quienes en la actualidad estén clasificados como clientes de pequeñas demandas T1 pero superen los 10 kW sean considerados como clientes de medianas demandas T2, hasta los 50 kW.
Que también la Cooperativa describe el proceso de cálculo que permitió determinar el Cuadro Tarifario que satisface la necesidad de cubrir los costos de prestación del Servicio de Distribución de Electricidad. Asimismo el cálculo seguido permitirá realizar las habituales actualizaciones trimestrales conforme a la evolución de los precios en el Mercado Mayorista;
Que la presentación contiene exclusivamente categorías tarifarias para las que actualmente tiene la Cooperativa;
Que en cuanto al resto de las categorías propone asimilar los valores definidos con los correspondientes a las tarifas equivalentes;
Que también ha presentado planillas conteniendo la información básica utilizada, y los resultados arrojados, a saber:
a.Resultados de los cálculos
b.Compra mayorista
c.Resúmenes de parámetros
d.Información Comercial.
e.Activos puestos al servicio
f.Asignación del VADP
g.Impacto y producido.
h.Análisis de sensibilidad
i.Curvas de carga.
Que el día 06 de Enero de 2005, este EPRE requirió a la Cooperativa una serie de aclaraciones y ampliaciones sobre la propuesta original (fs. 233-234), fundamentalmente en lo que refería a estudio de demandas, valorización de los activos, personal, e impacto tarifario;
Que con fecha 13 y 16 de Enero de 2005 ingresan notas de la Cooperativa dando respuesta a los requerimientos del EPRE;
Que habiéndose cumplido con los requisitos establecidos en el Artículo 36 de la Ley Nº 8916, el EPRE mediante Resolución N° 25/05 convocó a Audiencia Publica a realizarse el día 14 de Marzo 2005 en la ciudad de Paraná, designando a los Instructores y disponiendo solicitar al Colegio de Abogados la designación de un Defensor del Usuario;
Que el día 23 de Febrero de 2005, el Colegio de Abogados comunica la designación de los Dres. Jorge Antonio Cuesta de la ciudad de Paraná, Arturo Andrés Mc Loughlin de la ciudad de Concordia y Juan Eugenio María Giacominio de la ciudad de Villaguay como Defensores del Usuario;
Que mediante Resolución N° 41/05 EPRE, y a pedido de la Honorable Cámara de Diputados de Entre Ríos se prorroga la realización de la Audiencia Pública para el 14 de Junio de 2005;
Que por Resolución N° 130/05 EPRE, se produce una nueva prorroga, esta vez a solicitud de la Cooperativa Concordia, fijándose la Audiencia Pública para el día 20 de Diciembre de 2005;
Que finalmente, la Resolución Nº 225/05 EPRE, haciendo lugar a la petición del Consejo Regional Entre Ríos de la Federación Argentina de Cooperativas Eléctricas (FACE), fija que la Audiencia se celebrará en la ciudad de Villaguay el día 19 de Diciembre de 2005 a las 09:00 hs.;
Que el texto de la citada Resolución fue debidamente notificado a a la Cooperativa Concordia, y a todas las Distribuidoras del Servicio Eléctrico de la Provincia, como asimismo se efectuaron las publicaciones conforme a los términos de los Artículos 11°, 12° y 13° de la Resolución N° 55 EPRE, mediante edictos en el Boletín Oficial y en diarios de circulación Nacional y Provincial;
Que conforme a los términos del Artículo 4° del Reglamento de Audiencias Públicas (Res. N° 55 EPRE) y dentro de los plazos fijados por la Resolución N° 225/05 EPRE, se presentaron como partes: Cooperativa de Consumo de Electricidad y Afines de Gualeguaychú Ltda.; Cooperativa Victoria Electrificación Rural Ltda.; Cooperativa de Electricidad y Otros Servicios La Paz Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos General Urquiza Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos Ruta “J” Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos El Tala Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos Villaguay Ltda.; La Agrícola Regional Cooperativa Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos Gral. San Martín Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos La Esperanza Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos Quebracho Ltda.; Cooperativa de Servicios Públicos “25 de Mayo” Ltda.; Cooperativa Eléctrica de Chajarí Ltda.; Cooperativa de Provisión de Servicios Públicos San Antonio Ltda.; La empresa Energía de Entre Ríos SA; El Consejo Regional de la Provincia de Entre Ríos de FACE; La Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad y Otros Servicios Públicos Ltda.; La Defensoría del Pueblo de la Municipalidad de Paraná; El Colegio de Ingenieros Especialistas de Entre Ríos -CIEER-;
Que cumplidos los recaudos formales se realizó la Audiencia Pública en la cual las partes expusieron sus respectivos fundamentos;
Que de la desgrabación fonomagnética de dicha Audiencia puede extraerse los aspectos más importantes señalados por cada una de las partes;
Que los representantes de la Cooperativa Concordia realizaron una pormenorizada presentación de la necesidad del aumento solicitado y de la cual se puede resaltar lo siguiente:
Presidente Contador Cesar GOTTFRIED: Realiza una introducción de la situación general del suministro eléctrico en la ciudad de Concordia, de la realidad social de la ciudad y de las condiciones económicas y financieras de la Cooperativa.
Señala que existen más de 15.000 familias con importantes porcentajes de necesidades básicas insatisfechas, muchas de las cuales, unas 5.000, se abastecen con medidores comunitarios, mientras que el resto acrecienta la lista de los que consumen los kWh conocidos como pérdidas no técnicas.
La Cooperativa realiza importantes esfuerzos para incorporar esas familias, pero la tarifa social necesita el apoyo estatal tanto para la incorporación como para la permanencia.
Para las familias que tienen ingresos medios y altos, la incidencia de la energía eléctrica en la canasta familiar, es del 3% según el INDEC. Los ingresos de estos sectores han recuperado desde el 2002 a la fecha entre el 4 y el 40%.
Para las familias de bajos ingresos se debe pensar en la aplicación de incrementos que no afecten sus condiciones de vida.
El Sector comercial e industrial, ya ha sido afectado por incrementos provenientes del MEM.
Para los pequeños usuarios de este sector la energía representa un 25 % de sus costos, en tanto para los usuarios más importantes entre el 2 y el 7%.
De las 38000 conexiones activas, la mitad pagan por la energía eléctrica un monto entre $10 y $30 y otros 10000 no supera los $50, lo que comparado con otros servicios resulta muy inferior.
Las tarifas de nuestra provincia, son sustancialmente menores que las de Santa Fe y Córdoba, en algunos casos un 34%.
Para atenuar el impacto, la presentación de la Cooperativa consideró una tasa de retorno menor que el techo establecido por el EPRE, y además disminuyó el capital de la Estación Transformadora Río Uruguay, en función del aporte realizado por CTM.
Ing. Alfredo SCHATENOFER: Realiza una descripción del Mercado Eléctrico.
El mercado nacional está compuesto por 3 agentes, los generadores, los transportistas, y los distribuidores. En los dos primeros se han tomado una serie de medidas para paliar la incomoda situación económica producida a partir de comienzos del 2002. En el único que no se han tomado medidas es en Distribución.
La tarifa se compone por la compra mayorista de potencia y energía y el valor agregado de Distribución (VAD), que incluye costos operativos, costos comerciales, costos de capital y rentabilidad.
En el 2001 se realizo la primera revisión del VAD, las Distribuidoras presentaron incrementos entre el 10 y el 50%, y el EPRE dispuso una disminución de la tarifa media del 8,6%, motivo por el cual las prestatarias perdieron el equilibrio económico financiero y comenzaron a trabajar con déficit operativo.
Después de diciembre de 2001, se salió de la convertibilidad, y en el sector se produjo la pesificación y congelamiento de tarifas, en tanto se presentaban notables incrementos de costos en todos los rubros. Como ejemplo, los transformadores aumentaron a la fecha un 278%, los cables un 193%, los medidores un 148%.
Para paliar esta difícil situación, existen dos tipos de soluciones
Si la energía eléctrica es considerada como un bien de mercado, la solución es la actualización tarifaria, bajo los términos del Contrato de Concesión.
Si la energía eléctrica se considera un bien social, la solución pasa por subsidiar los consumos. Esta alternativa, ha sido en parte utilizada durante el 2005, donde el Poder Concedente reconociendo las inadecuadas tarifas, mediante dos decretos estableció subsidios a las Cooperativas, que si bien no fueron suficientes si fueron importantes.
Ing. Carlos PADULA: Comenta el entorno jurídico sobre el cual está sustentada la presentación de la Cooperativa.
En tal sentido señala los Artículos 30, 31 y 32 de la Ley Provincial Nº 8916 de Marco Regulatorio. Fundamentalmente el inciso que expresa que las tarifas estarán sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio de costos del concesionario que este no pueda controlar.
El Decreto Nº 1300/96 reglamentario de la mencionada Ley indica que el costo se compone de:
a.Un costo económico de redes puestas a disposición de los usuarios, afectado por coeficientes representen las pérdidas técnicas.
b.Los costos de operación y mantenimiento de las redes puestas a disposición del usuario.
c.Los gastos de comercialización incluyendo los gastos de medición y administrativos relacionados con la atención a los usuarios.
Por otra parte el Artículo 36 indica que los Distribuidores aplicarán estrictamente las tarifas aprobadas por el EPRE, pero también establece que las Distribuidoras podrán solicitar las modificaciones que considere necesarias, si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas.
Este último artículo de la Ley, es finalmente el sustento jurídico de la presentación. Anteriormente se ha mostrado los incrementos de los principales insumos de la distribución eléctrica a lo que hay que agregarle el incremento salarial que se ha producido desde el 2002 a la fecha que para el INDEC es del 74% y para la Cooperativa algo menos del 62%.
Mientras las tarifas eléctricas se han mantenido invariables, quitando las señales y el aliento a las inversiones, otras actividades de riesgos similares y que se prestan a través de redes en las calles, como las de televisión por cable, han incrementado sus tarifas más de un 55%.
Ing. DACOSTA: Desarrolla el método de cálculo tarifario utilizado.
Para el cálculo se utilizó el método del valor nuevo de reposición de las redes existentes que debido a lo ajustado a la demanda que actualmente se encuentran tales redes, se puede asegurar que no hay riesgo de sobreinversiones, suponiendo además de que no existen subinversiones que puedan atentar contra la calidad de servicio.
La estructura de costos es la que ya anticipara el Ing. Schatenofer.
a.Los costos comerciales se verán reflejado en el cargo fijo de cada factura.
b.La compra de potencia y el transporte asociado, se trasladan al cargo de potencia para los usuarios en que se mide la misma, y para el resto de los usuarios se coloca en el cargo fijo, o en el cargo por energía para el alumbrado público.
c.La compra de energía con las pérdidas incluidas y los cargos variables del transporte, se ve en los respectivos cargos por energía.
d.Al costo de redes, el usuario los ve reflejado en los cargos por capacidad para el caso de usuarios que tienen tal discriminación, y para el resto en los cargos variables o fijos.
La presentación tarifaria efectuada prevé y de tal forma propone que la Tarifa T1 Pequeñas Demandas, llegue solo hasta los 10 kW., para alinear la segmentación de usuarios con la jurisdicción nacional y la mayoría de las provinciales.
De tal forma, la tarifa T2 Medianas Demandas abarcará entre los 10 y 50 kW.
Este es el único cambio solicitado en el régimen tarifario, manteniéndose el resto de las categorías de la manera que hasta ahora se encuentran previstas.
Un cargo tarifario genérico se compone por:
a.La compra de potencia incluyendo el factor de pérdidas de la misma, además del cargo fijo de transporte.
b.La compra mayorista de energía, las pérdidas de energía en las redes propias, más los cargos variables del transporte y también el impuesto al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica.
c.Los gastos comerciales.
d.El costo de redes, que incluye el valor nuevo de reposición de los bienes afectados al servicio, afectado del factor de recuperación de capital y la tasa de retribución del mismo.
Aplicando los mencionados rubros en las formulas previstas para el pass through en los procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario del Contrato de Concesión, se obtiene la tarifa buscada.
Dentro de los costos comerciales se incluyen la medición, la lectura de medidores, la facturación, los costos de cobranzas, el control de la medición, y la atención al público.
Para el costo de redes, se releva por cada nivel de tensión, la red existente, el grado de utilización, el valor total puesto a nuevo, la vida útil, se le agrega el costo de mantenimiento y operación de la misma y los costos de administración relacionados, y se obtiene el valor a recuperar a través de las tarifas, el que se asigna a los distintos usuarios de acuerdo a la dispersión y a las curvas de carga obtenidas.
Aplicando el cuadro tarifario propuesto al mercado 2003 de la Cooperativa resulta que la recaudación anual crece un 27%.
Cerrando la exposición de la Cooperativa, el Contador GOTTFRIED señala:
Que cada nueva conexión de usuarios demanda una inversión de entre $90 y $104 y que solo pueden cobrar $ 28.
Un usuario que hoy paga $ 10 incluidos los impuestos pasaría a pagar con el aumento $13, y así el que paga $ 20 pagaría $ 26, el de $30 pasaría a $ 39, el de $50 a $65.
De todas maneras esta será una tarifa de transición dado que el año próximo está establecido la necesidad de la reconsideración general de los Contratos de Concesión, que primero estaba prevista para mayo, luego se va a ampliar seguramente porque no hay tiempo para hacerla, quedando para el segundo semestre del 2006.
Que finalizada la exposición de la Cooperativa Concordia toma la palabra el Presidente de la Cooperativa Gualeguaychú, a partir de la cual se resaltan los puntos mas salientes;
Presidente Prof. ALCALÁ: Adhiere en todos sus términos a la presentación de adecuación tarifaria solicitada por la Cooperativa de Concordia.
Reclama el cumplimiento del Decreto Nº 1951/98 y solicita se contemple en la adecuación tarifaria la tarifa de media tensión en barras de Estación Transformadora de 132 kV, que debió ser resuelta en el año 2001.
Que en estos momentos deben abonar una tarifa de peaje de 0,0073 en 33 kV y de 0,0182 en 13,2 kV o sea una diferencia de 149%.
Que también tomaron la palabra sucesivamente las Cooperativas:
Victoria; La Paz; General Urquiza; Villaguay; La Agrícola Regional; San Martín; La Esperanza; Quebracho; 25 de Mayo; Chajarí y San Antonio expresando su adhesión total a la solicitud presentada por la Cooperativa Concordia;
Que luego realizaron su exposición los representantes de ENERSA, de donde se extraen los aspectos más salientes de sus expositores a saber:
Ing. Silvio EKKERT: ENERSA es la Distribuidora más importante de la provincia, la que tiene mayor área de Concesión y mayor cantidad de usuarios, por eso consideró que debía dar su punto de vista del contexto energético, y de la situación económica de la empresa, teniendo en cuenta que la situación institucional le impiden formular una propuesta tarifaria firme.
Ing. Daniel BEBER: Presenta una visión general de la situación energética de la provincia, del crecimiento de la demanda y de las obras que deben realizar para acompañar dicho crecimiento.
El plan de inversiones mínimas para el año 2006 es $ 56.000.000, siendo la propuesta de máxima de $ 75.000.000. Y todas estas inversiones deben salir del valor agregado de distribución que se incluye en la factura.
También se encuentran abocados a concientizar a los usuarios sobre el cuidado de la energía, promulgando una conciencia de estado sobre el cuidado de la Distribuidora.
Ing. Juan DE SALVO: La tarifa tiene tres componentes básicos: la compra mayorista de la energía y potencia, el valor agregado de distribución, y los impuestos.
Para un usuario residencial de 150 kWh de consumo la incidencia de estos tres componentes es de 30%, 30% y 40% respectivamente.
A su vez, el valor agregado de distribución tiene tres componentes: el costo de operación y mantenimiento de las redes eléctricas, los costos comerciales y el costo de capital.
En la revisión tarifaria del año 2001, se produjo una disminución de la tarifa media global del 3,6%. Posteriormente se produjo la salida de la convertibilidad y el congelamiento de la tarifa. Paralelamente los costos que la empresa no puede controlar fueron incrementándose notablemente como ya lo demostrara la Cooperativa Concordia, lo que produjo un desbalance económico.
En mayo de 2006 está prevista una revisión tarifaria, en la que entre otras cosas habrá que considerar una corrección de la tarifa de peaje, y adecuar el régimen de calidad de servicio.
EDELAP, una empresa de jurisdicción nacional, con un mercado mucho más concentrado y favorable que el de ENERSA ha recibido un incremento tarifario de alrededor del 12%.
En función de que la falta de transferencia de los bienes a ENERSA, y la indefinición de las condiciones generales de prestación de servicio, impiden desarrollar una presentación tarifaria formal, se ha desarrollado una hipótesis de incremento tarifario similar al de EDELAP.
Como ejemplo de esta hipótesis, para un usuario residencial de 150 kWh por mes (más del 52% de los usuarios residenciales), el incremento básico sería de $ 1,98, y con impuestos de $ 3,32. Para un usuario general de 500 kWh por mes los incrementos serían de $ 10,11 y $ 17,48 sin y con impuestos.
Contador Carlos MALMIERCA: El incremento en los costos de materiales, mano de obra y otros que ya se mencionaron tuvo su impacto en la economía de la empresa y es así que desde el congelamiento tarifario el costo de explotación creció entre un 70 y un 80% en su mayoría por efecto precio, en tanto el costo de capital se incrementó en un 140%.
El flujo de fondos del año 2005 no tuvo prácticamente necesidades financieras dado que las inversiones se realizaron con fondos acumulados en época anterior.
Pero para el 2006, existe un flujo de necesidades financieras de orden de los $ 54.000.000, con lo cual de no haber incremento tarifario el 97 % de las inversiones serían inejecutables.
A esto además hay que agregarle el impacto financiero que producirán las obras de expansión del sistema de transporte extraprovincial y las redes de abastecimiento de Secretaria de Energía que si bien se recuperan con tarifa y fondos FEDER, provocan un costo financiero importante.
Analizando ahora la hipótesis de un incremento tarifario del 12%, se lograría reducir las necesidades financieras en $ 20.000.000. O sea que con esta hipótesis el 66% de las inversiones necesarias no se podrían ejecutar.
Es importante que el incremento se aplique desde enero, ya que por cada mes de demora, la empresa perdería $ 2.000.000. En tal sentido ENERSA propone que ahora salga una tarifa de transición y que inmediatamente en mayo salga la revisión integral.
Concretamente ENERSA propone un incremento tarifario a partir de enero de 2006 a cuenta del resultado de la revisión integral que deberá tener vigencia indefectiblemente a partir de mayo del 2006.
ENERSA previo a realizar un estudio de revisión tarifaria, tener certeza en la posesión de sus bienes que afectan al VNR, y un Contrato de Concesión que fije las condiciones de servicio y la Calidad de Servicio, aclarando que ENERSA quiere mantener y superar la Calidad de Servicio que hoy se tiene, porque esa es la función de la Empresa.
Que a continuación expuso el representante del Consejo Regional de FACE Dr. Félix LAWRIE, de la cual se destaca lo siguiente:
Adhesión del Consejo Regional a la propuesta hecha por la Cooperativa Concordia,
Por otra parte reclama una mayor autonomía en la capacidad de los ciudadanos que se autoprestan el servicio (cooperativistas) para fijarse las tarifas que pagan. Hoy estas tarifas están muy por debajo de lo que deben ser, y se ha llegado hasta aquí dejando de hacer inversiones, o sea hipotecando el futuro.
El Gobierno de la Provincia ha advertido repetidamente esta situación y ha otorgado subsidios con los cuales muchas Cooperativas están funcionando, pero ya no se quiere más subsidio, se necesita la tarifa adecuada porque es lo justo.
Otro tema cada vez más preocupante es la calidad de servicio, las Cooperativas tienen miles de kilómetros de líneas rurales que deben ser asistidas con la misma premura que las redes urbanas, sin embargo no se cuenta con los caminos adecuados, este servicio a cargo del estado se deteriora cada día más.
Que a continuación hace su exposición el Representante de FACE, destacándose lo siguiente:
Sr. Emilio CALVET por FACE: Por la tarea coordinada del EPRE, que a veces es muy exigente, se ha logrado brindar en toda la Provincia tanto en ciudades como en el ámbito rural un buen servicio eléctrico, y desde la Federación se pretende que esto no caiga. Por eso manifiestan que el pedido de la Cooperativa Concordia es justo y debe ser considerado como tal, avalando totalmente dicha solicitud;
Que luego expusieron los Representantes de la Defensoría del Pueblo de la Ciudad de Paraná, que entre otras manifestaciones efectúan las siguientes consideraciones:
Algunas Distribuidoras se vieron netamente más afectadas durante la crisis, y esto se debe a una efectiva falta de adaptación a las nuevas condiciones, y a elevados costos de administración y gestión de algunas de ellas. Por lo tanto no se puede trasladar al usuario responsabilidades ajenas, producto de políticas empresariales o macroeconómicas.
Los cargos fijos y los impuestos que se cargan en la factura son altamente regresivos. Estas imposiciones no distinguen entre las diferentes capacidades contributivas de los ciudadanos.
Los cargos fijos representan un pago a cambio de un consumo nulo, solventando parte de los gastos comerciales y administrativos aunque no se utilice la energía.
En cuanto a los impuestos, si bien ninguno de los tributos vistos, representa por si solo un exceso, la suma de ellos da un porcentaje que excede altamente lo aconsejable como carga no confiscatoria prevista en el art. 4 de la Constitución Nacional.
La conclusión es que no puede resolverse la problemática tarifaria, sin antes reconsiderar la cuestión tributaria, ya que muchos ciudadanos podrían verse privados del este servicio esencial.
Rever el concepto cargo fijo el cual podría eliminarse o bien incluir con su pago un consumo mínimo.
Que a continuación expusieron los Defensores de los Usuarios, destacándose las siguientes consideraciones:
Dr. MC LOUGHLIN: Considera que el incremento resulta razonable para la Distribuidora, aunque no en la magnitud requerida por la Cooperativa, pero esto no significa que tal aumento sea necesariamente justo para todos los usuarios.
En tal sentido se inclina a conceder la posibilidad de que la Cooperativa obtenga un aumento en sus tarifas, siempre que el mismo este condicionado a una rápida mejora en la calidad del servicio y a la eliminación de pérdidas.
Dr. CUESTAS: Entiende que sin dudas la tarifa debe ser revisada, pero con una visión que comprenda tanto el lado de la Distribuidora como el del usuario, fundamentalmente del asalariado.
Rechaza el pedido de modificación, en la forma solicitada por las prestadoras.
Considera que la doctrina del esfuerzo compartido, puede dar respuesta a la situación que nos ocupa, realizando una distribución de cargas y costos que solucione las necesidades imperiosas de la Cooperativa y también de la comunidad destinataria de los servicios.
Que finalmente toma la palabra el Sr. Dardo Faciatto representando del Sindicato de Luz y fuerza de Mercedes adhiriendo al petitorio de la Cooperativa Eléctrica de Concordia, para que la misma pueda seguir cumpliendo con un servicio eficiente hacia la comunidad;
Que concluidas las exposiciones, este EPRE antes de pasar al análisis de la propuesta efectuada por la Cooperativa Concordia efectuará algunos comentarios respecto a los dichos de las partes intervinientes en la Audiencia;
Que respecto al planteo expuesto por la Cooperativa Gualeguaychú se efectúan las siguientes consideraciones: La Cooperativa a través de su Presidente reclamó la creación de una tarifa que contemple el no pago de la red implícito en el diseño actual para el caso de que el suministro se ubique en bornes de transformación;
Que el planteo de la Cooperativa está perfectamente identificado y ha sido reconocido por el Poder Concedente en distintas oportunidades mediante subsidios. No obstante, la Cooperativa no ha presentado ningún análisis que permita crear tal apertura tarifaria y los elementos aportados en la propuesta de la Cooperativa Concordia no permiten efectuar una correcta evaluación a tal fin;
Que este EPRE considera como mejor oportunidad para encarar definitivamente tal hecho la próxima revisión quinquenal a efectuarse durante el transcurso del corriente año;
Que en lo que se refiere a la exposición y presentación de la Empresa ENER SA, debe destacarse que la misma no puede considerarse como una solicitud a analizar ya que no cumple con los requisitos establecidos en la Ley de Marco Regulatorio (especialmente el Art. 36) y Decreto Reglamentario;
Que a tal efecto y de acuerdo a lo indicado por el Presidente de la Audiencia Pública será entonces tomada como una propuesta de adhesión parcial a la propuesta de la Cooperativa Concordia, en el mismo sentido pero con distinta intensidad y tiempos, y como tal se incorpora a la Audiencia;
Que en cuanto a lo expuesto por el Defensor del Pueblo de la Ciudad de Paraná puede analizarse el planteo en tres aspectos fundamentales:
a) Impacto de la crisis. En su exposición manifestó que la crisis afectó de distinta manera a las distintas distribuidoras llegándose a justificar en algunos casos. En esta instancia el análisis que efectúa el EPRE se centra en trasladar la justa incidencia de los mayores costos que no son responsabilidad de la gestión de Cooperativa Concordia que es la que lanzó el proceso de revisión tarifaria. Específicamente se centra la atención en todos aquellos costos que están fuera del control de la Cooperativa, presentan un alto grado de variabilidad y son una parte importante de los costos totales.
b) Impuestos. La detallada exposición sobre la cuestión impositiva llevada a cabo en la Audiencia, no puede ser incorporada al ámbito del análisis presente, debido a que la cuestión tarifaria en estudio corresponde exclusivamente a la parte que conforma el manejo empresario de la distribuidora, siendo los impuestos tema de debate en otros ámbitos.
c) Cargos Fijos. El Defensor plantea como regresiva la metodología de aplicar cargos fijos, lo que genera que el usuario abone un monto en su factura aún sin consumir energía. La tarifación en dos partes (cargos fijos y variables) aplicada en la Tarifa Residencial es ampliamente difundida en los servicios públicos y sustentada por la teoría económica clásica. El cargo fijo está destinado a generar los ingresos para cubrir parte de los altos costos fijos de este tipo de empresas y conforma una especie de costo de acceso al servicio.
Que a continuación y a efectos de resolver sobre la solicitud presentada, cabe señalar que se mantiene el criterio ya expuesto en la Resolución Nº 107/01 EPRE, con la cual se concluyó el proceso de Revisión Tarifaria Quinquenal, que básicamente sostuvo la vigencia de un sistema que garantice a los usuarios acceder al Servicio Público de Electricidad, en condiciones y precios similares, cualquiera sea su ubicación Geográfica y la Concesionaria prestadora del mismo;
Que debe recordarse también que durante el primer período tarifario y conforme lo ordenado por el Artículo 79° del Decreto Nº 1300/96, se aplicó para todas las Distribuidoras un mismo Cuadro Tarifario con carácter de Cuadro Tarifario Provincial Único;
Que este criterio también sostuvo la Modificación Tarifaria Rural que culminó con el dictado de la Resolución Nº 155/04 EPRE;
Que por lo tanto, corresponde analizar la propuesta de la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. de un nuevo Cuadro Tarifario para el sector Urbano, el que tendrá el carácter de Cuadro Tarifario Provincial Único, y será de aplicación para todas las Distribuidoras de jurisdicción Provincial;
Que la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Limitada efectuó su presentación amparados en el Artículo 36 de la Ley 8916, enmarcando el análisis de la propuesta en las pautas establecidas en los Artículos 30 y 31 de la Ley Nº 8916;
Que respecto a la situación de la Tarifa Urbana, la Distribuidora en su presentación señala que el servicio eléctrico en su área de concesión se encuentra en un serio y seguro riesgo de colapsar en el futuro, por carecer de recursos genuinos para la adecuada explotación, sin que se puedan iniciar las necesarias expansiones para atender los incrementos de la demanda;
Que la Cooperativa durante la Audiencia Pública mantuvo esta postura mostrando importantes incrementos en sus costos, mientras las tarifas eléctricas urbanas se han mantenido invariables, quitando las señales y el aliento a las inversiones, marcando que la Tarifa Urbana se encuentra retrasada, resultando urgente su recomposición;
Que la propuesta de la Distribuidora intenta mantener:
a)El Régimen Tarifario: a excepción de una adecuación de clasificación de clientes por demanda de Potencia, con el fin de aunar criterios de agrupamiento de clientes por categorías conforme a su máxima demanda de potencia vigentes en el resto del país que permiten la determinación precios mayoristas segmentados, para lo que proponen que la tarifa T1 pequeñas demandas alcance a todos aquellos usuarios cuya demanda máxima de Potencia sea igual o menor a 10 kW, no hasta 20 kW como en la actualidad. Quedando los usuarios mayores a 10 kW y hasta 50 kW ubicados en la tarifa T2 medianas demandas.
b)Los Procedimientos para la Actualización del Cuadro Tarifario que permiten determinar el Cuadro Tarifario que satisface la necesidad de cubrir los costos de prestación del Servicio de Distribución de Electricidad, posibilitando además realizar las habituales actualizaciones trimestrales conforme a la evolución de los precios en el mercado mayorista.
Que además, propone incrementar los derechos de conexión y rehabilitación para usuarios urbanos, en la misma proporción en que se incremente el precio promedio del resto de los cargos del Cuadro Tarifario;
Que en cuanto a la Metodología a aplicar se considera lo siguiente:
a) Costo de Compra: Si bien la Cooperativa está servida a través de las redes del Distribuidor Provincial, habiendo ejercido el derecho a abastecerse desde el Mercado Eléctrico Mayorista, existe una pequeña parte (2,5%), que compra directamente a ENERSA, en tarifa T5 Otros Distribuidores Provinciales.
Para la determinación de la tarifa se ha utilizado la vía más económica y de mayor flujo de compra cual es la compra de potencia y energía a CAMMESA y peaje a ENERSA, sin considerar la pequeña parte de compra en tarifa 5 “Otros Distribuidores Provinciales” en consideración que el costo unitario por energía y potencia resultan en este último caso más elevados. Es decir que a éste efecto se ha determinado que el
usuario final no deberá pagar los sobrecostos por peaje que la Cooperativa esta pagando hasta tanto culminen las obras que permitan que el 100% del costo de peaje se abone al menor precio unitario.
En consecuencia para los costos de adquisición de la potencia y energía a transferir a las fórmulas que determinan los valores de los cargos de la tarifa a aplicar a sus clientes finales, se utilizó el precio medio anual de la potencia y de la energía, esta última en cada banda horaria, abonados a CAMMESA.
Asimismo para los cargos fijos y variables se utilizaron los valores unitarios medios de los montos pagados en ese entonces a EDEER SA.
b) Costos de Capital: En el contexto de serias restricciones económico-financieras en que el sistema eléctrico se ha desarrollado en los últimos años, la absorción paulatina de reservas de capacidad por parte de la demanda ha contribuido a una adaptación oferta demanda dentro de límites que, frágilmente compatibles con la calidad exigida, permiten asegurar que en términos generales el sistema eléctrico de la Cooperativa carece de sobreinversiones en recursos puestos a disposición de su servicio de distribución de energía eléctrica.
En tal contexto se utilizó el método del Valor Nuevo de Reposición (VNR), por considerarse más adecuado que el modelo de Costos Marginales, calculándose entonces la anualidad del VNR de los activos puestos en juego.
c) Costos de Operación y Mantenimiento: El Costo de Operación y Mantenimiento, se calculo aplicándole al VNR de cada una de las etapas, esto es Red de Alta, Media y Baja Tensión y transformación de AT/MT MT/MT y MT/BT, los siguientes porcentajes:
Infraestructura puesta
Porcentaje de
al Servicio
Operac.y Manten
Red BT
6%
Transf 13,2/BT
5%
Transf 33/BT
3%
Red 13,2 KV
4%
Red 33 KV
4%
Transf. 33/13,2 KV
5%
Transf. 132/33/13,2MT
2%
Red 132 KV
2%
d) Costos Comerciales: Se tomaron los correspondientes costos de comercialización registrados en el año 2003, esto es personal, mantenimiento y anualidad de bienes, asociados a las actividades de Conexión, Medición, Lectura de medidores, Facturación, Envío de facturas, Cobranza, y Atención al Público.
e) Costos de Administración: Se adoptó un porcentaje del 15% aplicado sobre todo la anualidad de bienes de la Cooperativa, o sea a los afectados a las redes y también a Comercialización.
Que en el análisis concreto de la solicitud presentada, se utilizaran, en la medida de lo posible, los criterios definidos en oportunidad de la determinación de la tarifa quinquenal en el año 2001, y de la tarifa rural 2004;
Que respecto a la Compra Mayorista, en este aspecto es fundamental resaltar que la propuesta efectuada por la Cooperativa Concordia presenta dos elementos que han sido considerados en forma errónea e incorrecta dentro del cálculo de las tarifas a usuarios finales;
Que el primero de ellos es el IVA. Por una parte este impuesto resulta para la Distribuidora un balance de créditos y débitos que tienden a su compensación, debiéndose luego abonar o acreditar solo la diferencia. Por otro lado el Cuadro Tarifario Provincial no tiene incluido este impuesto, sino que luego la Distribuidora lo adiciona al facturar, y según la situación tributaria de cada cliente. Por lo tanto la inclusión del mismo en la compra mayorista tanto de potencia y energía como de peaje, produce una incorrecta elevación de tarifa. Esta situación ha sido corregida en el análisis del Ente;
Que el segundo es la forma de considerar el Fondo Nacional de Energía Eléctrica. La Cooperativa ha incluido el mismo dentro del abastecimiento o Compra Mayorista. Los procedimientos actuales para actualización del Cuadro Tarifario, prevén su inclusión dentro de la fórmula de determinación de la energía a transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios finales, como un término Pf. Si bien esta situación no provocaría variación en las tarifas, igualmente ha sido analizada y adecuada por el EPRE;
Que respecto al traslado a tarifas de los costos de compra la Cooperativa no tuvo en cuenta lo establecido por Resolución de Secretaria de Energía Nº326/94. En efecto al ser consultada la Distribuidora en la Audiencia, la misma manifestó que no se la tuvo en cuenta por considerar que lo justo es que se trasladen los
costos reales incurridos por el Distribuidor, siendo esta la propuesta de la Cooperativa Concordia;
Que la Resolución Nº 326/94 de la Secretaría de Energía de la Nación entre sus considerandos señala que es conveniente y oportuno establecer una metodología para el pasaje del precio estacional, pagado por los Distribuidores, a los usuarios finales fijando los correspondientes Precios de Referencia;
Que habiendo la Provincia adherido oportunamente a los principios tarifarios contenidos en la Legislación Nacional, la aplicación de la Resolución Nº 326/94 resultó obligatoria desde el inicio de las Concesiones de los Servicios de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, y de tal forma quedó plasmado en los Procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario;
Que de este análisis surge que debe rechazarse la propuesta de la Distribuidora solicitante, e incorporar la aplicación de la Resolución de Secretaria de Energía Nº 326/94 en los Procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario;
Que en cuanto a los Costos de Capital debe destacarse que por la adaptación natural entre la oferta y la demanda, producida por la absorción paulatina de reservas de capacidad, fruto de la falta de inversión de los últimos años, determina que en términos generales el sistema eléctrico de esta Cooperativa carece de sobreinversiones en recursos puestos a disposición de su servicio;
Que esta situación posibilita establecer los costos de capital a partir de la red existente, considerando que la misma se aproxima suficientemente a lo que se podría denominarse la red ideal;
Que este EPRE analizó más profundamente aquellos ítems más influyentes, en cuanto a su incidencia tarifaria de los costos de capital. Las verificaciones fueron efectuadas en función valores de mercado que maneja y de las unidades físicas, dadas por longitudes de línea por tipo constructivo y cantidades de subestaciones de transformación por potencia, a su vez, las unidades físicas fueron verificadas con los antecedentes obrantes en este Organismo;
Que si bien existen algunas diferencias de orden menor entre los valores considerados por la Distribuidora y los estimados por este Ente, en forma general, se considera que el capital adoptado por la solicitante se ajusta lo suficiente para ser considerado razonable;
Que el resto de los ítems de Costos de Capital, de incidencia menor en la estructura tarifaria, fueron analizados técnicamente en forma general considerándose como aceptables los valores adoptados por la Cooperativa;
Que una especial consideración merece la inclusión, por parte de la Distribuidora, del capital en infraestructura de 132 kV. Como expresara la Cooperativa durante la Audiencia, en el año 2003 no estaba puesta en servicio, en realidad recién se habilitaron a mediados del 2005, por lo que aquellas instalaciones que no se encuentran puestas al servicio del usuario, no deben formar parte del capital a ser remunerado por la tarifa;
Que además a partir de la efectiva habilitación de la Estación Transformadora Río Uruguay, la Cooperativa comenzó a pagar tarifas de peaje sustancialmente menores, las que deberán ser consideradas en forma simultánea al incremento de capital, en futuras revisiones tarifarias;
Que por lo expresado, se mantuvieron los valores de infraestructura adoptados por la solicitante, pero se excluyó las relacionadas con el nivel de 132 kV;
Que respecto a la Tasa de Rentabilidad, de acuerdo a un análisis comparativo con tasas que por motivos tarifarios y otras cuestiones han sido utilizadas por el EPRE, se considera que la tasa de rentabilidad del 8% propuesta por la Distribuidora resulta razonable y viable a fin de remunerar el capital cooperativo, por lo tanto se acepta lo propuesto por la Cooperativa;el
or denominado KGGA es un coeficiente que permite asignar gastos generales de administraci
Que en cuanto a los Costos de Operación y Mantenimiento la Cooperativa Concordia, para el calculo tarifario presentado, consideró que sus costos de Operación y Mantenimiento, representaban los porcentajes mencionados en su presentación y exposición;
Que en el proceso de revisión tarifaria quinquenal del año 2001, este EPRE utilizó como referencia para estos costos, los contenidos en la publicación “El proceso de cálculo de los Cuadros Tarifarios de Empresas Distribuidoras de Electricidad” efectuada por la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la Republica Argentina (ADEERA), que establece valores límites como porcentajes del VNR de las instalaciones que son utilizadas habitualmente en los cálculos tarifarios, y que son:
Costos de O&M Instalaciones
Mínimo
Máximo
Red AT
1%
3%
ET AT/MT
2%
4%
Red MT
3%
6%
SET MT/BT
2%
4%
Red BT
6%
9%
Que en dicha oportunidad se adoptó para la red promedio de EDEER SA, el 90% de los valores máximo propuestos por ADEERA;
Que la comparación de los valores adoptados en el año 2001 con los utilizados por la Cooperativa en esta oportunidad, se presentan en el siguiente cuadro:
Costos de O&M
Instalaciones
Revisión 2001
Presentación actual
Red AT
2,7%
2%
ET AT/MT
3,6%
2%
Red MT
5,4%
4%
SET MT/BT
3,6%
4% (*)
Red BT
8,1%
6%
(*) Valor medio de 33/BT y 13,2/BT
Que como puede observarse los valores utilizados por la Cooperativa resultan en la mayoría de los casos algo inferiores a los utilizados anteriormente por el EPRE, razón por la cual se estima razonable adoptar los valores propuestos;
Que en cuanto a los Costos Comerciales, durante la Audiencia, este Ente requirió de la Distribuidora una aclaración referida a este tema, específicamente se consultó qué porcentaje representaba el rubro personal en el total del costo comercial. Tal consulta fue realizada considerando que el gasto en personal afectado a las tareas comerciales resultaba excesivo;
Que la respuesta de la Cooperativa fue que el porcentaje de gastos en recursos humanos dentro de los costos comerciales es del 66%, y que había que tener en cuenta que es una entidad monosucursal, de modo que para la cantidad de usuarios que tiene, está más o menos en línea con otras entidades del mismo tipo;
Que no siendo suficiente la explicación brindada para justificar el elevado gasto en personal en estas tareas, este EPRE disminuyó el mismo de manera que el costo propio de distribución asociado a los gastos de comercialización se redujo en un 7%;
Que respecto a los Costos de Administración, como ya se expresara, la Distribuidora calculó este rubro como un porcentaje del 15% aplicado sobre todo la anualidad de bienes de la Cooperativa, o sea a los afectados a las redes y también a Comercialización;
Que frente a la falta de elementos concretos para su dimensionamiento, se optó por calcular numéricamente el resultado de su aplicación y luego verificar éste con elementos de comparación disponibles;
Que para validar el resultado, se analizó la relación porcentual de los costos de Operación y Mantenimiento, Comerciales y Administrativos o de estructura, sobre el total, comparando luego éstos con los que resultaron de la Revisión Tarifaria del 2001, los cuales fueron considerados representativos de una Empresa eficiente y adaptada (modelo), y con los utilizados en la modificación de la Tarifa Rural en el año 2004;
Que el resultado de esta comparación es el siguiente:
Rubro
Adoptados por el EPRE
22001
22004
AAhora
Operación y Manten.
553,60%
552,30%
552,03%
Comercialización
223,10%
226,60%
330,09%
Administración
223,40%
221,10%
117,88%
Que como resultado resumido puede decirse que los costos de Operación y Mantenimiento representan un 52 % del total, en tanto los de Comercialización y Estructura el 48 % restante, prácticamente iguales a los utilizados en el 2004, y suficientemente próximos a la Empresa definida como operando eficientemente, mientras las pequeñas diferencias entre Comercialización y Administración son compensadas entre sí. Por lo tanto, se adopta la propuesta de la Cooperativa;
Que respecto a las Pérdidas, este EPRE efectuó una consulta concreta durante el desarrollo de la Audiencia Pública; sintéticamente se preguntó de donde se habían tomado los factores de reducción o factores de pérdida;
Que la respuesta recibida señalaba que tratándose de un Cuadro Tarifario único para toda la Provincia, se habían mantenido los factores de pérdidas de los actuales Procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario;
Que con relación a la respuesta dada, cabe recordar que los Procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario vigentes fueron aprobados por Resolución Nº 107/01 EPRE teniendo en cuenta a la Distribuidora Provincial, en aquella época EDEER SA, incluyendo todos los niveles de tensión de la misma;
Que Dicha Distribuidora compra la totalidad de la energía y potencia en 132 kV, posee toda una red de distribución en tal tensión, estaciones transformadoras de 132/MT, y el resto de las instalaciones que aguas abajo permiten alimentar a los usuarios finales;
Que por lo tanto los factores de reducción de los procedimientos mencionados incluyen las perdidas en líneas de alta tensión (AT), en estaciones transformadoras de AT/MT, en todas las redes de media tensión (MT), en las estaciones de MT/BT y en las líneas de baja tensión;
Que para el caso de la Cooperativa Concordia, y como ha quedado demostrado, en el año 2003 no poseía instalaciones de alta tensión ni estaciones de AT/MT puestas al servicio de los usuarios. Por lo tanto, resulta incorrecto considerar las pérdidas en estos niveles. Además dichas pérdidas ya se encuentran incluidas en el peaje que abona la Cooperativa a ENERSA, o sea ya han sido cargadas por este medio a la tarifa;
Que basado en estas consideraciones, el EPRE ha deducido de los factores de pérdidas propuestos por la Distribuidora los correspondientes a las instalaciones de alta tensión y estaciones de AT/MT;
Que en cuanto a los Usuarios, para la evaluación de impacto, se utilizó la información de mercado, correspondiente al año 2003, que la Cooperativa presenta mensualmente a este Ente con la apertura requerida que es la necesaria para este tipo de evaluación;
Que respecto a las Tasas de Conexión y Rehabilitación, incluyendo el envío de aviso de suspensión y los Gastos de verificación, se acepta la propuesta de la Cooperativa de incrementar estas Tasas en el mismo porcentaje en que se incremente el precio promedio del resto de los cargos del Cuadro Tarifario;
Que del análisis realizado en función de los principios establecidos en la Ley de Marco Regulatorio, considerando además y en su medida, las cuestiones planteadas en la Audiencia Pública, surge que de la propuesta presentada por la Cooperativa Concordia, con las modificaciones introducidas por el EPRE, se obtiene como resultado un incremento del 15,7 % de la tarifa media de venta, respecto de la vigente para el período base de análisis;
Que por lo tanto las Tasas de Conexión, de Rehabilitación, envío de aviso de suspensión y gastos de verificación, obtenidas para el área urbana incrementando las existentes en el porcentaje mencionado son:
Colocación de Medidor $ 14,30
Conexiones
Conexión aérea básica $ 32,90
Conexión aérea especial $ 84,90
Conexión subterránea básica $ 64,80
Conexión subterránea especial $ 609,60
Rehabilitación del Servicio
T1 Uso Residencial y Rural $ 6,00
T1 Uso General, Rural General y T4 $ 35,80
Tarifas 2,3 y 5 $ 95,20
Envío aviso de suspensión $ 1,20
Gastos de verificación $ 3,10
Que con los antecedentes hasta aquí expresados, corresponde en esta etapa resolver sobre el Cuadro Tarifario, el Régimen Tarifario, y el Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario, que resultará de aplicación para todos los usuarios urbanos de las Distribuidoras, bajo el concepto de Cuadro Tarifario Provincial Único;
Que para los Usuarios Urbanos se acepta la propuesta efectuada por la Cooperativa respecto del tope de la tarifa T1, a partir de ahora el límite de la misma es hasta los 10 kW;
Que por otra parte, teniendo en cuenta que la situación social y económica de los sectores de menores recursos sigue siendo la más vulnerable respecto de la existente en el año 2001, cuando en oportunidad de la actualización tarifaria se decidió mantener la estructura de precios para la tarifa T1 pequeños consumos, y teniendo en cuenta, parte de las recomendaciones de los Defensores de los Usuarios, de la Defensoría del Pueblo de la Ciudad de Paraná, y hasta expresiones del Presidente de la Cooperativa Concordia en el inicio de la Audiencia Pública, de que se mitigue el impacto del incremento tarifario en los sectores mas vulnerables, se trasladó el porcentaje medio de incremento obtenido, a una estructura similar a la existente, atenuando en las tarifas residenciales de bajo consumo;
Que adicionalmente la Intervención definió que el incremento no debía producir en ningún usuario de la provincia una tarifa que supere a la de las otras provincias de la Región Centro, Santa Fe y Córdoba, con lo cual no resulta posible incrementar las tarifas T2-Medianas Demandas, T3-Grandes Demandas, y sus asociadas T5-Otros Distribuidores y las tarifas de Peajes.
Que el impacto final de aplicación de este Cuadro Tarifario calculado para el período base 2003, para compatibilizarlo con el estudio presentado, aplicado al Mercado de la Cooperativa Concordia es:
T1-Residencial
Hasta 100 kWh-mes
9,2%
Entre 101 y 200 kWh-mes
11,7%
Mas de 201 kWh-mes
15,2%
T1-General
21,1%
T4-Alumbrado Público
16,3%
Que asimismo este impacto, evaluado con datos actuales y Cuadro Tarifario vigente a enero de 2006 representa los siguientes porcentajes:
T1-Residencial
13,3%
Hasta 100 kWh-mes
9,3%
Entre 101 y 200 kWh-mes
11,0%
Mas de 201 kWh-mes
14,9%
T1-General
17,2%
T4-Alumbrado Público
14,9%
Tarifa Media Total 10,8%
Que con estos resultados se efectúo la comparación con las tarifas de las provincias de Córdoba y Santa Fe, integrantes junto a Entre Ríos de la Región Centro, concluyéndose que las nuevas tarifas se encuentran en niveles levemente inferiores a las de la Región;
Que para el caso de la Provincia de Santa Fe se tomó el Cuadro Tarifario de la EPE mientras que para la Provincia de Córdoba se adoptó el de la Empresa EPEC;
Que es necesario destacar asimismo que tanto en Santa Fe como en Córdoba los servicios operan en distintas condiciones de regulación, por lo que no se puede precisar si dichas tarifas responden estrictamente a los costos involucrados;
Que en cuanto al Régimen Tarifario, las adaptaciones que ahora contempla la tarifa T1 sólo hasta menos de 10 kW, se agrega como Anexo I integrante del presente;
Que respecto al Procedimiento de Actualización del Cuadro, corresponden idénticas apreciaciones que para el Régimen Tarifario, y se adjunta también como Anexo II del presente;
Que asimismo las nuevas Tasas de Conexión, de Rehabilitación, Envío de aviso de suspensión y Gastos de verificación, se adjunta como Anexo III del presente;
Que los valores del Cuadro Tarifario Provincial que son modificados por la presente y que regirán a partir del mes de Febrero de 2006, serán
emitidos una vez que la Secretaría de Energía de la Nación comunique los precios trimestrales del MEM, y CAMMESA publique la Programación Estacional correspondiente;
Que el análisis sistematizado de la propuesta original y las sucesivas modificaciones obran detalladamente en el Informe producido por la Gerencia Contratos de Concesión, del Expediente N° 115/04 EPRE a cuyos términos corresponde remitirse debiendo ser tomados como fundamentos de la presente Resolución;
Que se han producido los correspondientes dictámenes técnicos y legales, obrantes en el expediente de la referencia;
Que el ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ENERGÍA está facultado para el dictado de la presente, en virtud de lo dispuesto en los Artículos 36°, 37°, 48º inciso b) y 56º inciso g) de la Ley Nº 8.916;
Que por Decreto Nº 1.127/96 se ha dispuesto la Intervención del Ente, por lo que en uso de sus facultades;
EL INTERVENTOR DEL EPRE
RESUELVE :
ARTICULO 1º: Aprobar las modificaciones al Régimen Tarifario vigente y las modificaciones a los Procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario
vigente, que integran la presente como Anexos I y II, que serán de aplicación para todas las Distribuidoras Concesionarias de jurisdicción provincial.
ARTICULO 2º: Aprobar el Anexo III – Tasas de Conexión, Rehabilitación y Gastos – que será de aplicación para todas las Distribuidoras Concesionarias de jurisdicción provincial.
ARTICULO 3º: Disponer que la aplicación efectiva de la presente será a partir del 1° de Febrero de 2006.
ARTICULO 4º: Registrar, notificar, publicar en el Boletín Oficial y archivar.
Arq. Francisco Taibi
Interventor Ente Provincial Regulador
de la Energía de Entre Ríos
ANEXO I
REGIMEN TARIFARIO
A.El punto 2. CLASIFICACION DE LOS USUARIOS del actual Régimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:
2. CLASIFICACION DE LOS USUARIOS
A los efectos de su ubicación en el Cuadro Tarifario, cuyo formato se adjunta a este documento, los usuarios se clasifican en las siguientes categorías:
Usuarios de pequeñas demandas:
Son aquellos cuya demanda máxima es inferior a 10 (diez) kW (kilovatios).
Usuarios de medianas demandas:
Son aquellos cuya demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos es igual o superior a 10 (diez) kW e inferior a 50 (cincuenta) kW.
Usuarios de grandes demandas:
Son aquellos cuya demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos, es de 50 (cincuenta) kW (kilovatios) o más.
Alumbrado Público:
Son los usuarios que utilizan el suministro para el servicio público de señalamiento luminoso, iluminación y alumbrado.
Otros Distribuidores Provinciales:
Son los reconocidos por el EPRE de acuerdo con lo establecido en el Marco Regulatorio Eléctrico de la Provincia (Artículo 9°, Ley 8916).
B.El punto 3.1. Aplicación de la Tarifa 1 del actual Régimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:
3.1. Aplicación de la Tarifa 1
La Tarifa 1 se aplica para cualquier uso de la energía eléctrica a los usuarios cuya demanda máxima no es superior a los 10 kW.
C.El punto 3.5. Cambios de Categoría del actual Régimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:
3.5. Cambios de Categoría
Si la potencia máxima registrada, en más del 30% del total de períodos de facturación dentro de un año calendario, superara el valor de 10 kW, tope máximo de demanda para esta categoría de usuarios, LA DISTRIBUIDORA convendrá con el usuario las condiciones de cambio a la categoría correspondiente.
D.El punto 4.1. Aplicación del actual Régimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:
4.1. Aplicación
La Tarifa 2 se aplicará para cualquier uso de la energía eléctrica a los usuarios de Medianas Demandas, cuya demanda máxima es igual o superior a 10 kW e inferior a 50 kW.
E.El punto 4.6. Cambios de Categoría del actual Régimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:
4.6. Cambios de Categoría
Si la potencia máxima registrada, en 50 % o más del total de períodos de facturación dentro de un año calendario, superara el valor de 50 kW, tope máximo de demanda para esta categoría de usuarios, LA DISTRIBUIDORA convendrá con el usuario las condiciones de cambio a la categoría de Grandes Demandas.
Si durante 50 % o más de los períodos de facturación el usuario registra una demanda de potencia inferior a 10 kW, él mismo podrá solicitar a LA DISTRIBUIDORA su recategorización a la tarifa de Pequeñas Demandas.
F.DISPOSICIÓN TRANSITORIA
LA DISTRIBUIDORA tendrá como plazo máximo hasta el 31/12/06, para adecuar la medición de todos los clientes cuya potencia demandada máxima se encuentre entre 10 y 20 kW, a fin de regularizar la situación de paso de tarifa T1 a T2 de los mismos. Mientras tanto, si el cliente solicitara su encuadre en la tarifa T2, deberán acordar una potencia a facturar en tanto la energía se medirá con el equipo existente.
Esta cláusula rige tanto para los usuarios urbanos como rurales.
