31 DE JULIO DE 2001
VISTO:
Lo dispuesto por los artículos 32°, 33° y 35° de la Ley Nº 8.916, y su reglamentación; y
CONSIDERANDO:
Que de a acuerdo a lo previsto por el artículo 32° de la Ley de Marco Regulatorio Nº 8.916, los Contratos de Concesión del Servicio Público de Electricidad suscritos por la Provincia de Entre Ríos a partir del año 1996, incluyeron un Cuadro Tarifario Inicial con validez por el plazo de cinco años;
Que este primer período de cinco años, ha concluido para todas las Concesionarias en fecha 14 de Mayo de 2001;
Que en consecuencia, y según lo ordena el artículo 33° de la Ley Nº 8916, corresponde al Ente Regulador aprobar las nuevas tarifas que tendrán vigencia para los próximos cinco años;
Que a la fecha resulta de aplicación para todas las Distribuidoras un Cuadro Tarifario Provincial único, cuyos valores obran en los respectivos Contratos de Concesión como Cuadro Tarifario Inicial;
Que conforme lo disponen los artículos Nros. 28°, 30° y 32° del Contrato de Concesión de EDEERSA y sus similares Nros: 25°, 27° y 29º de los Contratos de Concesión de las Cooperativas, corresponde autorizar para el nuevo período de cinco años, El Régimen Tarifario, el Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario y el Cuadro Tarifario, identificados como Subanexos 1, 2 y 3 del Contrato de EDEERSA y Anexos II, III y IV de los Contratos de Concesión de las Distribuidoras Cooperativas;
Que, si bien es facultad exclusiva del Ente Provincial Regulador de la Energía fijar las tarifas que aplicarán los Distribuidores para el nuevo periodo de cinco años ya mencionado, mediante Resolución N° 52/2001 EPRE se convocó a Audiencia Pública, la que fuera realizada en fecha 28 y 29 de Mayo de 2001 a la que se otorgó amplia difusión, y en la cual participaron todas las Distribuidoras, Asociaciones de usuarios, usuarios del servicio público, y el Defensor del Usuario designado por dicho acto administrativo;
CAPITULO I
LAS PROPUESTAS PRESENTADAS
Que dando cumplimiento a lo dispuesto por el artículo 35° de la Ley Nº 8.916, su reglamentación y cláusulas de sus respectivos Contratos, han presentado su propuesta tarifaria las siguientes Distribuidoras: EDEERSA..-Expte.306/00-; Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. –Expte.307/00-; Cooperativa de Consumo de Electricidad y Afines Gualeguaychú Ltda.- Expte.308/00-; La Agrícola Regional Cooperativa Ltda. -Expte. 310/00-; Cooperativa de Servicios Públicos Gral. San Martín Ltda.-Expte.311/00-; Cooperativa de Servicios Públicos La Esperanza Ltda. –Expte. 312/00-; Cooperativa de Servicios Públicos San Antonio Ltda. – Expte.313/00-; Cooperativa de Electrificación Rural Victoria Ltda. –Expte.314/00-; Cooperativa de Servicios Públicos 25 de Mayo Ltda. –Expte.315/00; Cooperativa de Servicios Públicos El Tala Ltda. –Expte.316/00; Cooperativa de Servicios Públicos Villaguay Ltda. –Expte. 317/00-, Cooperativa de Consumo de Electricidad La Paz Ltda.- Expte. 318/00; Cooperativa Eléctrica Chajarí Ltda. –Expte.319/00- y Cooperativa de Servicios Públicos Quebracho Ltda.- Expte.323/00;
Que en cambio no formularon propuesta tarifaria las Concesionarias Cooperativas «Ruta J»; «Gral. Urquiza»; «La Protectora»; «Santa Anita» y «Supremo Entrerriano»;
Que en cuanto a las propuestas presentadas por las Distribuidoras en particular, puede detallarse lo siguiente: EDEER SA efectúa presentación de su propuesta tarifaria para el período 2001-2006 en fecha 17/07/00, conteniendo la información en que fundamenta la misma;
Que sobre dicha información el EPRE solicita ampliación y diversos estudios, cuyos antecedentes obra en el expediente administrativo, generándose un intercambio de informes que culminan con la última presentación de la Distribuidora de fecha 7 de Marzo de 2001;
Que de los antecedentes aportados, se concluye que la Distribuidora EDEERSSA propone un Cuadro Tarifario que representará un incremento del 12 % en la tarifa media de venta que percibe de sus usuarios, con respecto al Cuadro Tarifario vigente para el período Noviembre 1999 – Febrero 2000;
Que las Distribuidoras Cooperativas que formularon propuesta tarifaria, hacen sus presentaciones entre el 12/07/00 al 18/07/00, generándose igualmente pedidos de ampliación de dicha información por parte del EPRE;
Que del estudio de tales propuestas se concluye que todas las Distribuidoras Cooperativas solicitan un incremento tarifario que oscilan entre el 7,7 y el 75,3 % sobre el Cuadro Tarifario vigente al Cuadro Tarifario considerado al momento de efectuar el cálculo;
CAPITULO II
CUADRO TARIFARIO UNICO
Que ante las distintas propuestas y la diversidad que reflejan las mismas, el Poder Concedente ha solicitado se mantenga la vigencia de un sistema que garantice a los usuarios acceder al Servicio Publico de Electricidad, en condiciones y precios similares, cualquiera sea su ubicación Geográfica y la Concesionaria prestadora del mismo;
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 Unico;
Que en consecuencia, corresponde aprobar un nuevo Cuadro Tarifario el que tendrá el carácter de Cuadro Tarifario Provincial Unico, y será de aplicación para todas las Distribuidoras de jurisdicción provincial;
Que a partir de este concepto corresponde analizar en particular la propuesta tarifaria de la empresa EDEERSA, por cuanto su primer Cuadro Tarifario fue adoptado como Cuadro Tarifario Provincial único hasta la fecha;
CAPITULO III
ANALISIS DE LA PROPUESTA TARIFARIA DE EDEERSA
Que EDEERSA realiza la Propuesta Tarifaria para el período 2001 – 2006 en función de la posibilidad que le otorga el Contrato de Concesión, de proponer al EPRE un nuevo Régimen y Cuadro Tarifario con diez meses de antelación a la culminación del Primer Período Tarifario;
Antecedentes
Que los Artículos 30° y 31° de la Ley N° 8.916, definen los principios que deben tenerse en cuenta para definir las tarifas de los Distribuidores;
Que el Artículo 30° establece que las tarifas «Proveerán a los Distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener, por la prestación de un servicio eficiente, los ingresos necesarios para satisfacer los costos operativos, impuestos, amortizaciones y una tasa de retorno que será determinada conforme lo dispuesto por el Artículo 31° de esta ley»;
Que por su parte el Artículo 31° dice que las tarifas «deberán posibilitar una razonable tasa de rentabilidad, en la medida que operen con eficiencia»;
Que el Artículo 30° del Decreto N° 1.300/96, establece que el Costo Propio de Distribución que integrará la tarifa estará constituido por:
El costo económico de las redes puestas a disposición del usuario, afectado por coeficientes que representen las pérdidas técnicas asociadas a los distintos niveles de tensión.
Los costos de operación y mantenimiento, considerándose como tales a los gastos inherentes a la operación y mantenimiento de las redes puestas a disposición de los usuarios.
Los gastos de comercialización, incluyéndose en tal concepto a los gastos de medición y administrativos que se relacionen con la atención al usuario.
Que en síntesis, la normativa vigente no define ninguna metodología en particular para el cálculo tarifario, ni establece tampoco que para la determinación del Cuadro Tarifario deban considerarse los costos históricos o reales de los Distribuidores. En efecto, las menciones a «Distribuidores que operen en forma económica y prudente», de «un servicio eficiente» ó de «el costo económico de las redes» se refieren claramente al concepto de una «empresa modelo ó ideal»;
Que como un antecedente importante y disponible, que avala esta posición, podemos mencionar que los procedimientos seguidos para el cálculo del «Cuadro Tarifario Inicial» que integra el Contrato de Concesión, indican que se ha utilizado este criterio para su elaboración;
PROPUESTA TARIFARIA DE EDEERSA
Que la Propuesta Tarifaria de EDEERSA está estructurada de la siguiente manera:
– Antecedentes y marco legal.
– Objetivos planteados para le revisión tarifaria.
– Lineamientos de la Propuesta.
– Enfoque y justificación de la Propuesta.
– Síntesis metodológica.
– Resultados obtenidos y análisis de los mismos.
DESARROLLO DE LA PROPUESTA
– Antecedentes y Marco Legal.
Que los criterios generales que impone el Marco Regulatorio son los siguientes:
Las tarifas que apliquen los Distribuidores, serán justas y razonables, incentivarán la provisión de servicios y la realización de las inversiones de largo plazo.
Brindarán la oportunidad, a los Distribuidores que operen en forma prudente y eficiente, de recuperar los costos del servicio y obtener una rentabilidad razonable. Dicha rentabilidad deberá ser comparable, como promedio de la industria, a la de otras actividades de riesgo similar.
Deberán tener un término representativo de los costos de abastecimiento del Mercado Eléctrico Mayorista.
Los costos de cada grupo de consumidores serán soportados por los mismos y las tarifas se diferenciarán por la forma de prestación y los costos que representen.
Las tarifas, estarán sujetas a ajustes que permitan reflejar los cambios de costos que el Distribuidor no pueda controlar.
II.- Objetivos planteados por EDEERSA para la revisión tarifaria.
Que la Distribuidora plantea como cuestión fundamental, lograr un Régimen y Cuadro Tarifario con las siguientes cualidades:
Que permita mantener la capacidad y calidad de suministro de la red en el largo plazo y afrontar el crecimiento de la demanda.
Que promueva el uso intensivo y racional de la energía eléctrica.
Que permita obtener a los accionistas una rentabilidad razonable, como consecuencia de una gestión empresaria eficiente.
III. Lineamientos de la Propuesta
Que la propuesta fue elaborada teniendo en cuenta los siguientes lineamientos:
Respeto de los Principios Tarifarios.
La propuesta se encuentra estrictamente encuadrada dentro de los principios tarifarios de la ley N° 8.916 y su Decreto Reglamentario N° 1.300/96.
Tarifas más coherentes para los usuarios de Pequeñas Demandas.
Se han hecho relevamientos de las curvas de cargas de los clientes de pequeñas demandas a los efectos de establecer la potencia justa demandada en las tarifas en las que se mide solamente la energía, ajustándose también la estructura del consumo en las bandas horarias.
Rectificación de los subsidios cruzados en las Pequeñas Demandas.
Se propone rectificar las distorsiones de las tarifas de Pequeñas Demandas, a efectos de cumplir con los principios tarifarios.
También se ha tratado de minimizar los subsidios que los clientes existentes otorgan a las extensiones que solicitan los usuarios que se incorporan al servicio.
Tarifas más económicas para las PYMES.
Se reduce el umbral de acceso a las tarifas con medición de potencia, lo que posibilita que las actividades productivas al disponer de una adecuada señal de costos, puedan gestionar su curva de cargas, con lo cual pueden racionalizar el consumo y reducir el costo del insumo eléctrico.
Tarifas más transparentes para las Medianas Demandas.
Se propone asimilar la tarifa de Medianas Demandas a la de Grandes Demandas, incorporando la medición de energía en los diferentes tramos horarios.
Tarifas de Grandes Demandas que se ajusten a las necesidades de los usuarios.
Se propone la formulación de contratos particulares libremente pactados entre las partes, a los efectos de adaptar las condiciones de aprovisionamiento a las necesidades particulares de los clientes.
Costos reales en las tarifas de AT y MT.
Se propone diferenciar las tarifas para el caso del uso de la red y para el caso de uso exclusivo de la transformación de rebaje de la tensión superior, a los efectos de evitar que se carguen los costos de red a quienes no la utilizan.
Asignación racional de las inversiones.
Se propone una correlación entre la potencia demandada y la tensión de suministro, con potencias similares a los adoptados a nivel nacional, con el objeto de promover la asignación racional de las inversiones.
Optimización de la calidad de servicio requerida.
Se propone un nivel de calidad de servicio adaptado a las áreas rurales, y además adecuar la caracterización de los usuarios rurales a la red que los sirve, en lugar de consideraciones urbanísticas.
Señales económicas para optimizar el nivel de la energía reactiva.
Se propone compatibilizar las señales recibidas del SIN, relativas a la energía reactiva, y las que se trasladan a los usuarios a los efectos de un mejor aprovechamiento de las redes.
Minimización del impacto de la transición.
Dado que las modificaciones propuestas implican variaciones relativas de tarifas, se propone alcanzar el cuadro tarifario objetivo a través de sucesivas aproximaciones.
IV.- Enfoque y Justificación de la Propuesta.
Que EDEERSA plantea correctamente la necesidad de regular precios en la actividad de distribución, habida cuenta el carácter de monopolio natural de la mima.
Que agrega además, que las concesiones en Argentina tienen el objetivo fundamental de prestar el servicio en localidades ya establecidas, por lo que el desarrollo hacia áreas con demandas potenciales no abastecidas es de menor envergadura, y por lo general despreciable a la hora de cuantificar y evaluar los negocios;
Que expresa asimismo, que ante esta situación se debe concluir que los costos de la distribución, en las concesiones diseñadas en Argentina, corresponden a situaciones de rendimientos monótonamente crecientes o costos marginales decrecientes, por lo que corresponde calcular la tarifa en base a los costos medios;
Que el concepto de costos medios, abarca los correspondientes a toda la demanda que suministra la Distribuidora en cada etapa del proceso, e implica calcular el valor de la red adaptada económicamente a la demanda a precios de mercado, asegurando que dicha red representa la de mínimo costo al cliente, compatible con sus expectativas de calidad de los servicios;
Que, concluye EDEERSA, el mínimo costo resulta de evaluar los correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento, pérdidas y calidad de la prestación, evaluada esta última en base a los costos o perjuicios que sufren los usuarios por no disponer de los servicios;
Que en consecuencia, la metodología utilizada por EDEERSA para formular su Propuesta, no requiere ni de la consideración de la evolución de la demanda, ni de las inversiones futuras necesarias para abastecerla, debido a que los costos que se calculan son los eficientes y necesarios para atender la demanda actual, con la calidad de servicio establecida;
Que de esa manera, al determinarse los costos por unidad de servicio prestado y por cada cliente atendido, a partir de una red ideal económicamente adaptada a la demanda actual, los ingresos futuros acompañarán a los costos correspondientes al escenario real de crecimiento de la demanda, con las adaptaciones de costos debido a la introducción de tecnología que prevé el Contrato de Concesión;
V.- Síntesis Metodológica.
Que la obtención de los costos de capital, de operación y mantenimiento, y de comercialización de los servicios de distribución, se realizaron de acuerdo al siguiente esquema metodológico:
Costos de Capital
El costo de capital se calculó como la anualidad de la inversión promedio de reposición de una red ideal (VNR), adaptada técnica y económicamente a la demanda, capaz de suministrar los consumos actuales con las exigencias contractuales de calidad.
Costos de operación y mantenimiento
Los costos de operación y mantenimiento de las redes, se calcularon evaluando las necesidades y costos reales de intervención por operación propiamente dicha, mantenimiento correctivo o reparaciones y mantenimiento preventivo.
Costos Propios de Distribución
Una vez calculados los costos asociados con las redes en su parte de capital y de operación y mantenimiento, se los integró y se determinó el Costo Propio de Distribución hasta la etapa desde la cual se suministra el servicio al usuario. Para ello se consideraron los coeficientes de pérdidas de cada etapa y los factores de coincidencia de las máximas demandas en las salidas de BT, subestaciones transformadoras MT/BT, alimentadores MT y transformadores AT/MT.
Costos de Comercialización
Los costos reconocidos por comercialización de los servicios de distribución, corresponden a los registrados durante el año 1.999 en la contabilidad de la Empresa.
Costos de Estructura
Los costos de estructura, se determinaron en base a los datos contables de la Empresa, validados por medio de la correspondiente comparación con otras empresas.
Que, en síntesis, EDEERSA plantea que los Costos de Capital se reconozcan en base a una red ideal adaptada técnica y económicamente a la demanda, mientras que los Costos de Explotación deben ser compensatorios de los costos reales obtenidos del Balance, lo cual de por sí, resulta contradictorio;
Que el planteo resultaría lógico, en el caso de que EDEERSA hubiese demostrado que sus costos de explotación (operación y mantenimiento, de administración ó estructura, y de comercialización) se corresponden con los costos de una empresa ideal que opera eficientemente, pero no aporta ningún elemento que permita demostrar la razonabilidad de los mismos;
VI.- Resultados obtenidos y análisis de los mismos.
6.1. COSTOS DE CAPITAL
Que el Valor Nuevo de Reposición (VNR) de la red adaptada y sus correspondientes demandas se indican a continuación:
Valores propuestos por EDEERSA
Instalaciones
VNR
($)
Potencias
(kW)
Valor unitario ($/kW)
Línea 132 kV
54.928.213
400.000
137,32
EETT 132 kV
50.530.825
385.000
131,25
Red MT
96.277.317
219.289
439,04
SET MT/BT
25.902.813
173.633
149,18
Red BT
60.589.979
163.124
371,44
TOTAL
288.229.147
Que las potencias consideradas para la determinación de los valores unitarios, no se aceptan por los motivos que se explicitan en el Informe Técnico obrante en estas actuaciones, debiendo ajustarse a los parámetros que a continuación se indican:
Valores considerados por el EPRE
Instalaciones
VNR
($)
Potencias
(kW)
Valor unitario ($/kW)
Línea 132 kV
54.928.213
470.000
116,87
EETT 132 kV
50.530.825
415.000
121,76
Red MT
96.277.317
241.500
398,66
