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 cent