2002_145info.pdf

BUENOS AIRES,
VISTO la Actuación N° 532/2000, del registro de la Auditoría General
de la Nación, y
CONSIDERANDO:
Que el artículo 85 de la Constitución Nacional pone a cargo de la
Auditoría General de la Nación el control externo de la Administración Pública
Nacional, cualquiera fuera su modalidad de organización.
Que
en
cumplimiento
del
mandato
constitucional
y
lo
concordantemente dispuesto por el artículo 118, inciso b) de la Ley N° 24.156, se
realizó una auditoría en el ámbito del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA
ELECTRICIDAD referida a la: “Verificación de la Conformación y Aplicación del
Cuadro Tarifario”. Las tareas de campo se desarrollaron en el período comprendido
entre, el 27 de marzo y el 6 de julio de 2001.
Que dicho informe fue puesto en conocimiento del Ente Nacional
Regulador de la Electricidad, el que ha formulado las observaciones pertinentes.
Que la Comisión de Supervisión respectiva ha producido el despacho
correspondiente compartiendo los términos del informe elaborado por la Gerencia de
Control de Entes Reguladores y Privatizaciones.
Que el Colegio de Auditores Generales, integrado por los Sres.
Auditores Generales, Dr. César Arias, Cont. Mario N. Fadel, Dr. Francisco J.
Fernández, Cont. Alfredo A. Fólica, Dr. Francisco U. Fragoso y Dr. Gerardo Palacios,
con la Presidencia del Dr. Leandro O. Despouy en su sesión del día / /02, prestó
conformidad al Informe de que se trata.
Que el Presidente de la Auditoría General de la Nación ejerce la
representación del órgano.
Por ello,
LA AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN
R E S U E L V E:
ARTICULO 1°: Aprobar el Informe de Auditoría, realizado en el ámbito del ENTE
NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD referido a: “Verificación de la
Conformación y Aplicación del Cuadro Tarifario” que, como anexo, forma parte
integrante de la presente resolución.
ARTICULO 2°: Poner en conocimiento del Ente Nacional Regulador de la
Electricidad y de la Jefatura de Gabinete de Ministros, la presente Resolución.
ARTICULO 3°: Regístrese, comuníquese a la Comisión Parlamentaria Mixta
Revisora de Cuentas. Cumplido, archívese.
R E S O L U C I O N N°
/02
INFORME DE AUDITORIA
Al Señor Presidente del Ente Nacional
Regulador de la Electricidad (ENRE)
Ingeniero Juan Legisa
Avenida Eduardo Madero 1020
Capital Federal
En uso de las facultades conferidas por el artículo 118 de la Ley 24.156, la
AUDITORIA GENERAL DE LA NACION procedió a efectuar un examen en el ámbito del ENTE
NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), con el objeto que se detalla en el
apartado 1.
1. OBJETO DE AUDITORIA
Verificar la gestión del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), en lo
concerniente a la conformación y aprobación de los valores de los Cuadros Tarifarios correspondientes
a EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., y al control realizado por el Ente Regulador de
referencia respecto de la aplicación de los aludidos Cuadros por parte de dichas Empresas
Distribuidoras de Energía Eléctrica.
El período analizado en el presente Informe de Auditoría corresponde al comprendido
entre el 1° de agosto de 1999 y el 31 de diciembre de 2000.
1
2. ALCANCE DEL EXAMEN
El presente examen fue realizado de conformidad con las normas de auditoría externa
de la AUDITORIA GENERAL DE LA NACION, aprobadas por la Resolución Nº 145/93, dictada
en virtud de las facultades conferidas por el artículo 119, inciso d) de la ley 24.156, habiéndose
practicado los siguientes procedimientos:
2.1. Entrevistas.-
- Unidad de Auditoría Interna.
- Area Análisis Regulatorios y Estudios Especiales.
- Area de Sistemas.
- Departamento Atención a Usuarios.
- Departamento de Comercialización y Distribución.
2.2. Relevamiento, Análisis y Sistematización.-
Se tomó vista y se analizó la siguiente documentación:
2.2.1. Documentación General.-
- Ley 15.336.
- Ley 24.065 y su decreto reglamentario 1398/92.
- Decreto 634/91.
2
- Decretos números 714/92, 1323/92 y 1795/92.
- Resolución n° 170/92-SEE.
- Contratos de Concesión de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica correspondientes a
EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A y sus respectivos Subanexos: 1 (Régimen Tarifario –
Cuadro Tarifario), 2 (Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario), 3 (Cuadro Tarifario
Inicial) y 4 (Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones).
- Organigrama del ENRE.
- Acta del Directorio del ENRE n° 345 de fecha 22/7/97, a través de la cual se aprobó tanto la
Estructura Orgánica del ENRE como las diversas misiones y funciones de cada una de las
dependencias de dicho organismo, la cual fue modificada posteriormente por sus similares 355, 392,
397, 431, 437, 483 y 548, de fecha 3/9/97, 15,4/98, 13/5/98, 9/12/98, 27/1/99, 8/9/99 y 13/9/00,
respectivamente.
- Resolución ENRE n° 539/00.
- Informes Anuales ENRE correspondientes a 1993/1994, 1994/1995 (volumen 1 y 2), 1996, 1997,
1998 y 1999.
- Informe Eléctrico. Cinco Años de Regulación y Control. 1993 – Abril – 1998. ENRE.
- Planificaciones Anuales de la Unidad Auditoría Interna del ENRE para los años 1999 y 2000.
- Informe de la Auditoria Interna del ENRE n° 08/99.
- Detalle de la cantidad de usuarios correspondientes a las empresas EDENOR S.A., EDESUR S.A. y
EDELAP S.A., desagregados por Tarifa y Consumo Mensual Promedio, conforme a información
brindada por el ENRE correspondiente a los períodos comprendidos entre septiembre de 1999 y
febrero de 2000 (EDENOR y EDESUR), y 22 de junio de 1999 y 21 de diciembre de 1999
(EDELAP).
2.2.2. Conformación y Aprobación de los Cuadros Tarifarios.-
3
2.2.2.1. Documentación General.-
- Los “Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de
Precios”, aprobados por resolución 61/92-SEE y sus modificatorias y complementarias.
- Contrato de Suministro de Energía Eléctrica suscripto entre Servicios Eléctricos del Gran Buenos
Aires (SEGBA) y Central Costanera S.A.
- Contrato de Venta de Energía suscripto entre SEGBA y Agua y Energía Eléctrica (Central San
Nicolás S.A.).
- Contrato de Suministro de Energía Eléctrica suscripto entre SEGBA y Central Puerto S.A.
- Manual de Procedimientos del Control de los Cálculos de los Cuadros Tarifarios y de su aprobación,
elaborado por el Area de Análisis Regulatorios y Estudios Especiales del ENRE.
- Ley 23.349 (t.o. en 1997) y reglamentación aprobada por 692/98.
- Ley 23.681.
- Decreto n° 292/95.
- Resolución ENRE 384/96.
- Resolución ENRE 385/96.
- Resolución ENRE 386/96.
- Leyes nros 7290/67, 8016/73, 9038/78, 10.431/86, 11.769/96 y 11.801/96, de la Provincia de
Buenos Aires.
- Indices de Precios al por Mayor de Productos Industriales y al Consumidor Final, ambos
correspondientes a los Estados Unidos de América, aplicables al período auditado.
- Resolución n° 178/94-SE
- Resolución n° 105/95-SE
- Resolución n° 183/95-SE
- Resolución n° 5/95-SEyC
- Resolución n° 119/99-SE.
- Resolución ENRE n° 92/95
4
- Resolución ENRE n° 151/95.
- Resolución ENRE n° 187/95.
- Resolución ENRE n° 182/96.
- Expediente ENRE n° 1099/95.
- Expediente ENRE n° 1122/95.
- Expediente ENRE n° 1146/95.
- Expediente ENRE n° 1322/95.
- Expediente ENRE n° 1372/95.
- Expediente ENRE n° 2469/96.
- Expediente ENRE n° 2470/96.
- Expediente ENRE n° 2676/96.
2.2.2.2. Programaciones Semestrales y Reprogramaciones Trimestrales aprobadas por la
Secretaría de Energía.-
- Resolución n° 402/99-SE.
- Resolución n° 532/99-SE.
- Resolución n° 9/00-SE.
- Resolución n° 111/00-SE.
- Resolución n° 217/00-SE.
- Resolución n° 140/00-SEyM.
2.2.2.3. Resoluciones aplicables al Cálculo y Determinación de los Cuadros Tarifarios.-
- Resolución n° 75/92-SE.
- Resolución n° 317/93-SE.
5
- Resolución n° 326/94-SE.
- Resolución n° 26/95-SE.
- Resolución n° 468/99-SE.
- Resolución n° 657/99-SE.
- Resolución n° 136/00-SEyM.
- Resoluciones ENRE n° 25/94 y n° 43/94.
- Resolución ENRE n° 185/94.
- Resolución ENRE n° 425/96.
- Resolución ENRE n° 685/96.
- Resolución ENRE n° 547/99.
- Resolución ENRE n° 880/99.
- Resolución ENRE n° 908/99.
- Resolución ENRE n° 944/99.
- Resolución ENRE n° 457/00.
2.2.2.4. Resoluciones aprobatorias de los Cuadros Tarifarios.-
- Resolución ENRE n° 929/99.
- Resolución ENRE n° 947/99.
- Resolución ENRE n° 1151/99.
- Resolución ENRE n° 1154/99.
- Resolución ENRE n° 36/00.
- Resolución ENRE n° 41/00.
- Resolución ENRE n° 242/00.
- Resolución ENRE n° 248/00.
- Resolución ENRE n° 478/00.
- Resolución ENRE n° 479/00.
6
- Resolución ENRE n° 658/00.
- Resolución ENRE n° 659/00.
2.2.3. Control de la Aplicación de los Cuadros Tarifarios.-
2.2.3.1. Departamento de Distribución y Comercialización de Energía.
- Resolución ENRE n° 23/94.
- Resolución ENRE n°206/94.
- Resolución ENRE n° 2/98.
- Resolución ENRE n° 1012/99.
- Resolución ENRE n° 171/00.
- Metodología de Trabajo referida al Control de Calidad del Servicio Comercial.
2.2.3.2.Departamento de Atención de Usuarios.
- Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica para los Servicios prestados por EDENOR S.A.,
EDESUR S.A. y EDELAP S.A.
- Organigrama del Departamento de Atención de Usuarios del ENRE.
- Resoluciones ENRE 956/97 y 1012/97.
- Resolución AU n° 2828/97.
- Gráfico de Secuencia (flujograma) de tratamiento de los reclamos técnico comerciales por parte del
Departamento de Atención de Usuarios del ENRE.
- Procedimiento para la Gestión de los Reclamos Técnico-Comerciales, emanado del Departamento de
Atención de Usuarios del ENRE.
7
- Instrucciones Operativas para cada una de las Etapas del Procedimiento para la Gestión de los
Reclamos Técnico-Comerciales, emanadas del Departamento de Atención de Usuarios del ENRE.
- Informes Mensuales emitidos por el Departamento de Atención de Usuarios del ENRE,
correspondientes al período comprendido entre los meses de Agosto de 1999 y Diciembre de 2000,
ambos inclusive.
- Detalle de Reclamos Técnico Comerciales ingresados en el ENRE entre Agosto de 1999 y Diciembre
de 2000.
- Detalle de Items de Reclamos trabajados por el Departamento de Atención de Usuarios del ENRE.
2.3. Determinación y Estudio de Circuitos.-
Se relevaron en todas sus etapas los siguientes circuitos administrativos:
2.3.1. El circuito concerniente al procedimiento de cálculo de los valores de los Cuadros Tarifarios, así
como también el circuito correspondiente al trámite y aprobación por parte del Directorio del Ente de
dichos Cuadros, a través de las resoluciones pertinentes.
2.3.2. El circuito correspondiente al desarrollo y trámite del control que efectúa el Departamento de
Distribución y Comercialización del Ente sobre los Informes Trimestrales remitidos por las
Distribuidoras, referido a la calidad con que éstas prestan el servicio a los usuarios en los aspectos
comerciales, así como también lo concerniente a la instrucción sumarial, formulación de cargos y
aplicación de las penalidades previstas en el numeral 5 (Sanciones) y 6 (Otras Obligaciones de la
Distribuidora) del Subanexo 4 (Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones) de cada
Contrato de Concesión, cuando así correspondiere.
2.3.3. El circuito correspondiente al desarrollo y trámite de los controles que efectúa el Departamento
8
de Distribución y Comercialización del Ente sobre los distintos aspectos atinentes a la materia tarifaria
en general, así como también lo referido a la instrucción sumarial, formulación de cargos y aplicación de
las penalidades previstas en el numeral 5 (Sanciones) y 6 (Otras Obligaciones de la Distribuidora) del
Subanexo 4 (Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones) de cada Contrato de Concesión,
cuando así correspondiere.
2.3.4. El circuito atinente a la recepción, sustanciación y resolución de los reclamos presentados por los
usuarios del servicio de distribución de energía eléctrica ante el Ente Regulador, tramitados por ante el
Departamento de Atención de Usuarios del organismo.
2.4. Pedido de Informes y Documentación.-
Se realizaron 4 (cuatro) pedidos de Informes referidos a:
a) Documentación e Información de carácter general concerniente a la temática auditada.
b) los Expedientes a través de los cuales tramitó la aprobación de los valores de los Cuadros Tarifarios
de las empresas distribuidoras, respecto de los períodos comprendidos en la presente auditoría.
c) los Reclamos efectuados por Usuarios ante el ENRE entre Agosto de 1999 y Diciembre de 2000,
seleccionados a los efectos de la auditoría de marras.
d) los Expedientes a través de los cuales tramitó el análisis de los Informes trimestrales relativos a los
índices de calidad del servicio comercial presentados por las concesionarias, correspondientes a los
períodos incluidos dentro del lapso auditado.
Dichos pedidos se cursaron a través de las Notas 1/00-DENRE-AGN, 15/01-GGCERPyT,
18/01-GGCERPyT y 19/01-GGCERPyT, respectivamente, dirigidas todas ellas al Ente Nacional
Regulador de la Electricidad (ENRE).
9
Cabe señalar que la primera y última de las notas arriba enumeradas, fueron contestadas por el
ENRE a través de sus similares 34.500 y 35.350, de fecha 1/3/01 y 25/4/01, respectivamente.
Finalmente, se hace también constar que, además de lo consignado, se solicitaron actuaciones
en trámite referidas tanto a Informes Trimestrales de Control de Calidad del Servicio Comercial como a
controles por vía de auditoría en materia tarifaria, realizados por el Departamento de Distribución y
Comercialización, a los fines de su estudio y sistematización.
2.5. Cuestionarios de Control.-
Se confeccionó un cuestionario dirigido al ENRE, a fin de ampliar, sistematizar y procesar la
información atinente al objeto de auditoría, y realizar asimismo las verificaciones correspondientes a los
procesos y circuitos de actuación administrativa involucrados.
El mismo fue tramitado a través de la Nota 24/01-GGCERPyT, habiéndose solicitado
oportunamente por Nota ENRE 35.619 del 14/5/01 una prórroga de 7 (siete) días, contestándose
finalmente dicho requerimiento por Nota ENRE 35.820 del 21/5/01.
2.6. Análisis, Compulsa de Expedientes y Documentación.-
2.6.1. Conformación y Aprobación de los Cuadros Tarifarios.-
En esta materia, una vez determinados los trimestres alcanzados por el período auditado, se
procedió a solicitar por Nota n° 15/01-GGCERPyT la totalidad de los Expedientes a través de los
cuales tramitó la aprobación de los valores de los cuadros tarifarios de EDENOR S.A., EDESUR S.A.
10
y EDELAP S.A., de acuerdo con el detalle que se indica en el Anexo I.
Posteriormente, se procedió a realizar el análisis y verificación pertinente sobre los valores
establecidos en todos los Cuadros Tarifarios aprobados para las 3 (tres) Empresas Distribuidoras ya
mencionadas, durante el período comprendido entre el 1° de agosto de 1999 y el 31 de diciembre de
2000, conforme al aludido Anexo I.
Es dable mencionar que dicho análisis y verificación ha comprendido, dentro de cada Cuadro
Tarifario auditado, la totalidad de las Tarifas comprendidas en los Contratos de Concesión de las
Distribuidoras, de acuerdo con lo normado en la materia y la Clasificación de Usuarios por Tarifa que
se adjunta como Anexo II.
Asimismo, se hace constar que ello ha implicado la realización de todos los cálculos pertinentes,
de acuerdo con el marco normativo tarifario vigente, a los fines de la verificación de la actividad
realizada en su oportunidad por el Ente en relación con la temática indicada.
Para una mejor ilustración y a los efectos de facilitar la comprensión del trabajo realizado en
este aspecto de la labor fiscalizadora que nos ocupa, se acompaña al presente:
a) un detalle por Tarifa con sus Cargos correspondientes (tanto Fijo como Variable), además del
Procedimiento aplicable para su determinación, indicándose los Valores Iniciales y las Referencias
pertinentes de cada uno de los términos, todo lo cual obra en el Anexo III.
b) un detalle de las normas intervinientes en el Procedimiento de Cálculo previsto en el Subanexo 2 de
cada Contrato de Concesión y sus similares modificatorias del mismo, especificando el objeto, causa y
facultades invocadas para su dictado, el cual forma parte integrante del presente Informe como Anexo
IV.
11
Cabe aclarar que en este detalle no se encuentran citadas las resoluciones por las que se determinaron
oportunamente los precios estacionales de referencia de la potencia y energía para el cálculo de los
Cuadros Tarifarios de las Distribuidoras, producto de las Programaciones Estacionales para el
Mercado Eléctrico Mayorista, aprobadas en cada oportunidad por la Secretaría de Energía y
contempladas en el punto 2.2.2.2. del presente.
c) una Memoria de Cálculo y una Síntesis explicativa, detallando cada uno de los pasos dados en el
Procedimiento para la determinación y recálculo de valores Tarifarios, tomando como ejemplo el
Cuadro Tarifario correspondiente al período Agosto/Octubre 1999, correspondiente a la Empresa
EDESUR S.A. 1, todo lo cual se agrega como Anexos Va y Vb.
d) asimismo, en el aludido Anexo Vb, también se presenta:
•
la determinación de los valores del Cuadro Tarifario, calculado sin tener en cuenta las
modificaciones introducidas por el ENRE al Procedimiento, mediante las resoluciones ENRE
685/96 y 547/99, a fin de poder observar las diferencias ocurridas2.
•
Idem, utilizando los valores que resultaron definitivos de: a) el índice de precios al por mayor de
productos industriales de los Estados Unidos de América y b) el índice de precios al consumidor
final en los Estados Unidos de América, denominado Consummer Price Index (CPI)3.
Sin perjuicio de ello, lo apuntado ha sido también realizado para las 3 Distribuidoras y para todos los
períodos auditados4.
1
Dicho Cuadro Tarifario fue aprobado oportunamente por la Resolución ENRE 929/99.
Dicha determinación de valores comprende el aludido período Agosto/Octubre 1999, para Edesur S.A.
3
Idem nota anterior.
4
Dichos cálculos se hallan en el Legajo de cada Cuadro Tarifario, integrando los Papeles de Trabajo del presente
2
12
2.6.2. Control de la Aplicación de los Cuadros Tarifarios.-
2.6.2.1. Controles efectuados por el Departamento de Distribución y Comercialización de
Energía.-
Como ya se expresara en el punto 2.4., in fine, del presente Informe, se solicitaron del
Departamento de Distribución y Comercialización diversos Expedientes relativos a Auditorías
efectuadas por dicho Departamento en materia tarifaria en las Empresas Distribuidoras de Energía
Eléctrica.
2.6.2.2. Control de la Calidad de Servicio Comercial de las Distribuidoras de Energía Eléctrica
efectuado por el ENRE.-
De conformidad con lo indicado en el punto 2.4., in fine, del presente, individualizados los
Informes Trimestrales relativos a los índices de calidad del servicio comercial comprendidos dentro del
período abarcado por la auditoría de marras, se solicitaron por Nota n° 19/01-GGCERPyT los
Expedientes pertinentes.
Puestos a disposición del Equipo Auditor los expedientes de referencia, se constató que, tal
como informara el Ente a través de su Nota 35.350, los mismos se encuentran en una etapa de trámite
anterior al análisis que efectúa de cada Informe Trimestral el ENRE, por cuanto algunos Informes han
sido entregados al auditor designado por el Ente, y en otros no se lo ha designado aún.
2.6.2.3. Atención y Resolución de los Reclamos formulados por los usuarios en materia tarifaria
ante el ENRE.Informe de Auditoría.
13
En función de los términos proporcionados por el Ente en su Nota 34.500 del 1/3/01 (ver lo
señalado en el punto 2.4.), se solicitó el detalle de los reclamos iniciados por los usuarios ante el
Departamento de Atención a Usuarios (D.A.U.) del organismo durante el período comprendido entre
los meses de Agosto de 1999 y Diciembre de 2000, para su análisis y sistematización. En
consecuencia, fueron proporcionados los listados estadísticos mensuales que elabora el D.A.U.,
incluidos en los Boletines Mensual de Novedades de dicho Departamento.
En virtud de ello, se seleccionaron del total de rubros de “Problemas” o “Items de Reclamo”,
aquellos más relevantes relacionados con la cuestión tarifaria.
Resulta apropiado destacar que el total de la clasificación de rubros enumerados por el
D.A.U. y que son motivo de reclamo, asciende a 44 (cuarenta y cuatro), de los cuales, teniendo en
cuenta su naturaleza e importancia, se eligieron los 5 (cinco) ítems más relevantes respecto del régimen
tarifario en materia de distribución de electricidad, a saber:
•
Cambio de Tarifa
•
Cambio de Tarifa 1 a Tarifa 2
•
Errores en la Facturación
•
Incorrecta Aplicación del Cuadro Tarifario
•
Objeta Recupero por Cambio de Tarifa o Código Tarifario
Los reclamos presentados ante el Departamento de Atención de Usuarios durante el período
auditado, totalizaron la cantidad de 27.248, alcanzando los ítems de reclamos tarifarios listados ut
supra, la cantidad de 4.803. En el Anexo VI se encuentran desagregados mes a mes dichos datos.
A título ilustrativo, se señala que los reclamos correspondientes a los rubros tarifarios ascienden
14
al 17,63 % del total de reclamos ingresados por todo concepto en el período seleccionado (ver Anexo
VI)
En función de lo expuesto, se elaboró una muestra equivalente al 20% del total de los reclamos
ingresados entre los meses de Agosto de 1999 y Diciembre de 2000, en relación con los rubros de
reclamos ya indicados.
Por lo tanto, sobre un total de 4.803 reclamos en materia tarifaria se determinó una muestra de
reclamos del orden de los 960 reclamos (ver Anexo VI)
Finalmente, se solicitó por Nota n° 18/01-GGCERPyT la muestra de reclamos seleccionada.
2.7. Limitaciones al Alcance
El alcance de las tareas desarrolladas en el marco de la presente auditoría, se ha visto limitado
por las circunstancias expuestas en el punto 2.6.2.2., segundo párrafo, del presente Informe.
En consecuencia, no ha sido posible analizar la tarea de fiscalización, control y posterior
imposición de sanción (esta última en caso de corresponder) que desarrolla el Ente, en lo que se refiere
a los Informes Trimestrales relativos a la calidad comercial del servicio prestado por las concesionarias,
correspondientes al período auditado.
En función de lo expuesto, no se emite opinión respecto de la eficacia de dichos controles,
entendidos como una de las modalidades de control tarifario con que cuenta el Ente, y que permite
determinar incumplimientos generalizados por parte de las Distribuidoras en la materia auditada, a fin de
proporcionar información válida para la programación de auditorías sobre dichos aspectos.
15
2.8. Las tareas de campo propias del objeto de examen han sido desarrolladas entre el 27 de Marzo y
el 6 de julio de 2001.
3. ACLARACIONES PREVIAS
Primera Parte: Régimen de las Tarifas del Servicio Público
de Distribución de Energía Eléctrica
•
Introducción.A los fines de su análisis, podemos decir que la relación jurídica entre la Empresa
Concesionaria de Distribución de Energía Eléctrica y el Usuario Final se encuentra enmarcada dentro
de la definición de dicho servicio público.
En ese sentido, el Capítulo “Definiciones” de cada Contrato de Concesión
caracteriza al mismo designándolo como “la prestación del servicio de distribución y
comercialización de energía eléctrica a usuarios que se conecten a la red de distribución de
electricidad de la Distribuidora, pagando una tarifa por el suministro recibido”.
Quiere decir entonces, que el contenido esencial del contrato celebrado entre la
Distribuidora y el Usuario es el suministro de energía eléctrica a éste último, contra el pago de la
tarifa pertinente por dicho servicio de suministro.
Alrededor de este eje se conforma la regulación del Mercado Minorista del
16
segmento eléctrico5.
•
Principios Jurídicos Generales en materia Tarifaria.El aspecto tarifario se encuentra contemplado entre los objetivos para la política
nacional que fija la ley 24.065 en materia de abastecimiento, transporte y distribución de electricidad.
A tal efecto, el inciso d) del artículo 2° de la ley establece como objetivo “regular
las actividades del transporte y la distribución de electricidad, asegurando que las tarifas que se
apliquen a los servicios sean justas y razonables”6. Por otra parte, el inciso e) prevé, en ese sentido,
“incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de la electricidad fijando
metodologías tarifarias apropiadas”.
Finalmente, dicho artículo 2° establece que el ENRE (Ente Nacional Regulador de la
Electricidad) deberá: a) sujetar su accionar a los principios y disposiciones de la norma y b) controlar
que la actividad del sector eléctrico se ajuste a los mismos.
Por ende, el Ente debe ejercer sus facultades regulatorias de manera que se
instrumenten en el sector metodologías tarifarias que conformen tarifas justas y razonables en
contraprestación a los servicios brindados por las Distribuidoras, por un lado y, por el otro, controlar
que las tarifas sean aplicadas de conformidad con las correspondientes concesiones y las disposiciones
de la ley 24.065 (artículo 56, inciso d) de la norma).
•
Criterios de Conformación de la Tarifa de Distribución.-
5
Ver Informe Anual 1993/1994 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, Volumen I, pags. 43 y sgtes.
El artículo 40 de la ley 24.065 establece también que los servicios suministrados por los distribuidores serán
suministrados a tarifas “justas y razonables”.
6
17
La valorización de la tarifa como “justa y razonable” implica que la misma se ajuste a
los principios establecidos en los artículos 40 y siguientes de la norma, los cuales contemplan los
siguientes aspectos:
- Componentes de la Tarifa.-
La tarifa deberá proveer a los distribuidores que operen en forma económica y
prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer los siguientes componentes (art.
40, inciso a) de la ley):
•
costos operativos razonables aplicables al servicio 7,
•
impuestos,
•
amortizaciones
•
una tasa de retorno determinada de acuerdo al art. 41 de la ley (cfe. art. 40, inc. a)
Asimismo, las tarifas de distribución deben asegurar el mínimo costo razonable para
los usuarios compatible con la seguridad del abastecimiento (cfe. art. 40, inc. d).
- Componentes Diferenciales del Costo del Servicio de Distribución.-
También la tarifa deberá tener en cuenta las diferencias razonables que existan en el
costo entre los distintos tipos de servicios de acuerdo a parámetros tales como la forma de prestación,
7
La reglamentación del artículo 40, inciso a) de la ley 24.065 establece que el “costo propio de distribución” para
cada nivel de tensión, el cual integrará la tarifa de la concesión, estará constituido por:
1) el costo marginal o económico de las redes puestas a disposición del usuario, afectado por coeficientes que
representen las pérdidas técnicas asociadas a los distintos niveles de tensión.
2) 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.
3) los gastos de comercialización, incluyendo los gastos de medición y administrativos que se relacionen con la
atención al usuario.
18
la ubicación geográfica y cualquier otra característica que el Ente califique como relevante (cfe. art. 40,
inc. b)8.
- Costo de Adquisición en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).-
En el específico caso de los distribuidores, el precio de venta de la electricidad a los
usuarios incluirá también un término representativo de los costos de adquisición de la electricidad en el
MEM (cfe. art. 40, inc. c) de la ley).
A tal efecto, se adicionará al costo propio de distribución el precio de compra en
bloque en el MEM, tomando como referencia el correspondiente al "Mercado Spot”. Por ello, cada
distribuidor trasladará a la tarifa a usuario final el precio correspondiente al Mercado Spot (ya sea que
la compra se efectúe en dicho ámbito o a través de contratos libremente pactados). Dicho precio de
compra deberá multiplicarse por un factor que represente las pérdidas técnicas asociadas al sistema de
distribución, según el nivel de tensión del suministro (reglamentación del art. 40, inciso c).
- Tasa de Retorno.-
El artículo 41 determina que la tarifa que apliquen los distribuidores deberá
posibilitar una razonable tasa de rentabilidad9, a aquellas empresas que operen con eficiencia.
Asimismo, define y califica dicha tasa de rentabilidad, estableciendo que:
8
Conforme a la reglamentación del artículo 40, inciso b), los costos de distribución se asignarán a las distintas
categorías tarifarias teniendo en cuenta:
a) la tensión en que se efectúe el suministro, y
b) la modalidad de consumo de cada tipo de usuarios, teniendo en cuenta su participación en los picos de carga de
las redes de distribución.
9
Se considera como tasa de rentabilidad a la tasa de actualización que determine el Ente para el cálculo de los costos
19
a) deberá guardar relación con el grado de eficiencia y eficacia operativa de la
empresa.
b) ser similar, como promedio de la industria, a la de otras actividades de riesgo
similar o comparable nacional e internacionalmente.
•
Criterios de Conformación de los Cuadros Tarifarios de Distribución.-
El artículo 42 de la ley 24.065 estipula que los contratos de concesión a
distribuidores incluirán un Cuadro Tarifario inicial que será válido por un período de 5 años (art. 42,
primer párrafo de la ley).
La reglamentación aprobada por el decreto 1398/92 de dicho artículo modifica la
ley estableciendo que, tanto el Régimen como el Cuadro Tarifario que se establezcan en cada contrato
celebrado como consecuencia de la privatización de la actividad, podrá ser aplicable por un período
inicial de diez (10) años, a los efectos de otorgar un marco de referencia adecuado a la prestación del
servicio. 10
De esta manera el artículo 31 del Contrato de Concesión estableció que el Régimen
y el Cuadro Tarifario será revisado en el año número Diez (10) del inicio de la Concesión, y a partir de
esa fecha cada 5 años.
propios de distribución (reglamentación art. 41 de la ley 24.065)
10
El artículo 28 del Contrato de Concesión establece por el término de 10 años, a contar desde la fecha de entrada en
vigencia, el Régimen Tarifario y el Cuadro Tarifario definidos en el Subanexo 1.
A su vez, el Subanexo 1 (Régimen Tarifo - Cuadro Tarifario) de cada Contrato de Concesión dispone efectivamente,
que los mismos serán de aplicación para los usuarios comprendidos, desde la Fecha de Toma de Posesión hasta la
finalización del año número diez (10) inmediatamente posterior a la fecha de Toma de Posesión.
20
Los valores del Cuadro Tarifario a aplicarse, se calcularán según lo establecido en el
Procedimiento para la Determinación de los Cuadros Tarifarios de Aplicación, expuesto en el
Subanexo 2 del Contrato (art. 28 del Contrato de Concesión).
El Cuadro Tarifario inicial que aplicará la distribuidora es el que figura en el
Subanexo 3 del Contrato (art. 30 del Contrato de Concesión).
El mencionado Cuadro Tarifario deberá ajustarse a las siguientes pautas, conforme al
artículo 42 de la ley 24.065:
1. Establecerá las tarifas iniciales que correspondan a cada tipo de servicio ofrecido, las que deberán
ser determinadas de acuerdo a lo visto en los artículos 40 y 41 de la ley 24.065 (inciso a).
2. Las tarifas subsiguientes (a las iniciales) establecerán el precio máximo que se fije para cada clase
de servicios(inciso b).11
3. Dicho precio máximo será determinado por el ente de acuerdo a los indicadores de mercado que
reflejen los cambios de valor de bienes y servicios. Esos indicadores se ajustarán en más o en
menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y también las inversiones en construcción,
operación y mantenimiento de instalaciones (inciso c).
En ese sentido, el Ente deberá considerar, en principio, dos factores, destinados a estimular la
eficiencia y las inversiones en la construcción y mantenimiento de instalaciones12:
a) la fijación de los cuadros tarifarios teniendo en cuenta niveles normales de pérdidas técnicas, y
11
El artículo 27 del Contrato de Concesión establece que los Cuadros Tarifarios aprobados por la Autoridad de
Aplicación constituyen valores máximos, límite dentro del cual la Distribuidora facturará a sus usuarios por el
servicio prestado.
12
Ver reglamentación del artículo 42, inciso c) de la ley 24.065.
21
b) la aplicación de descuentos sobre la facturación a usuarios finales en caso que el distribuidor no
dé cumplimiento a las normas de calidad de servicio establecidas en su contrato de concesión.
4. También serán ajustadas las tarifas por cualquier cambio en los costos del concesionario, que éste
no pueda controlar (inciso d).
Estos ajustes permitirán reflejar las variaciones en el precio de compra de la energía eléctrica en
bloque (Mercado Spot), según el concepto que se define en la reglamentación del 40, inc. c) y
mantener constantes los costos propios de distribución, determinados conforme los incisos a) y
b) de la reglamentación de dicho art. 40.
5. Finalmente, en ningún caso los costos atribuibles al servicio prestado a un usuario o categoría de
usuarios podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros usuarios (inciso e).
Por último, el artículo 49 prevé que las tarifas por distribución estarán sujetas a
“topes” anualmente decrecientes en términos reales a partir de fórmulas de ajuste automático que
deberá fijar y controlar el ENRE.
•
Elaboración de Nuevos Cuadros Tarifarios.-
Finalizado el período inicial de diez (10) años, el ente fijará nuevamente las tarifas
por períodos sucesivos de 5 años. Las nuevas tarifas serán calculadas de conformidad a los arts. 40 y
41, y se fijarán precios máximos de acuerdo al art. 42 (art. 43 de la ley y artículo 31 del Contrato de
Concesión).
Ningún distribuidor podrá aplicar diferencias en sus tarifas, cargos, servicios o
cualquier otro concepto, excepto aquellos distingos que razonablemente apruebe el ente (art. 44).
22
El Ente tiene la facultad de establecer las Bases para el cálculo de las tarifas de los
contratos que otorguen concesiones a distribuidores (art. 56, inciso d), en virtud de lo cual la
reglamentación del art. 56, inc. d) dispone que el ENRE, con anterioridad suficiente al vencimiento del
cuarto año de cada período de vigencia del cuadro tarifario del distribuidor al que se refiere el artículo
43 de la ley 24.065, deberá definir las bases para el cálculo de las tarifas de distribución. Para el primer
período corresponde tal definición con anterioridad al vencimiento del noveno año.
Dicha determinación de base se hará conforme los siguientes principios:
a) los costos propios de distribución13, deberán reflejar los costos marginales o económicos del
desarrollo de la red.
b) a dicho valor, deberá adicionarse el precio de compra de la energía eléctrica en bloque en el
MEM14.
c) las tarifas deberán diferenciarse por modalidad de uso y por nivel de tensión en que se efectúe el
suministro.
A su vez, los distribuidores, en virtud del artículo 45 de la ley y el artículo 31 del
Contrato de Concesión, dentro del último año del período de 5 años indicado en el art. 43, de acuerdo
con la reglamentación que dicte al efecto el Ente, deberán solicitarle la aprobación de los cuadros
tarifarios que se proponen aplicar, y que respondan a los principios del art. 42, indicando al efecto:
1. modalidades;
13
14
Ver artículo 40, inciso a) de la ley 24.065 y el inciso d.1) del artículo 56 del decreto reglamentario.
Ver artículo 40, inciso c) de la ley 24.065 y el inciso d.2) del artículo 56 del decreto reglamentario.
23
2. tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de servicio;
3. las clasificaciones de sus usuarios y
4. las condiciones generales del servicio (art. 45).
El Distribuidor adjuntará a su presentación tarifaria toda la información en la que
funda su propuesta, debiendo, a su vez, suministrar toda la que, adicionalmente, solicite el ENRE.15
Conforme al mencionado artículo 31 del Contrato de Concesión, la propuesta que
efectúe la distribuidora, amen de respetar los principios tarifarios establecidos en la ley 24.065, y los
lineamientos y parámetros que especifique el Ente, debe basarse en los principios establecidos en el
artículo 31 del Contrato, a saber:
•
Reflejar el costo marginal o económico de la prestación del servicio de distribución para los
siguientes 5 años, incluyendo el costo de desarrollo de redes, los costos de operación y
mantenimiento y los costos de comercialización (inciso a).
•
La asignación de los costos propios de distribución a los parámetros tarifarios de cada categoría
que se defina en el Régimen Tarifario, teniendo en cuenta la modalidad de consumo de cada grupo
de usuarios y el nivel de tensión en que se efectúe el suministro (inciso b).
•
La propuesta deberá sustentarse en la estructura de consumo de los usuarios y tener un grado de
detalle que relacione los costos económicos con los parámetros de tarifación para cada categoría
de usuarios (inciso c).
Para estudiar dicha propuesta, el Ente deberá contratar los servicios de un grupo
15
Ver reglamentación del artículo 45 de la ley 24.065 y también artículo 25, inciso x) de cada Contrato de Concesión.
24
consultor independiente16 de reconocida experiencia en el Sector, que efectuará una propuesta
alternativa (artículo 32 del Contrato de Concesión).
En base a ambas, el Ente establecerá el cuadro tarifario de cada Distribuidor para
los próximos 5 años (ver reglamentación del art. 45).
Dichos cuadros tarifarios, luego de su aprobación por el Ente, deberán ser
ampliamente difundidos para su debido conocimiento por parte de los usuarios (art. 45, in fine).
Los distribuidores solo podrán aplicar estrictamente las tarifas aprobadas por el ente
(art. 46)
•
Modificación de los Cuadros Tarifarios aprobados.-
Sin perjuicio de la obligación imperante para las Distribuidoras de aplicar las tarifas
aprobadas por la Autoridad Regulatoria, el propio artículo 46 prevé que las mismas podrán solicitarle al
ENRE las modificaciones que consideren necesarias, si su pedido se basa en circunstancias objetivas y
justificadas.
Recibida la solicitud de modificación, el Ente dará inmediata difusión pública a la
misma por un plazo de 30 días y deberá convocar a una audiencia pública para el siguiente día hábil a
fin de determinar si el cambio solicitado se ajusta a las disposiciones de la ley 24.065 y al interés
público (art. 46).
Según el artículo 47, el Ente deberá luego resolver dentro de los 120 días corridos
contados a partir de la fecha del pedido de modificación. Si no lo hiciere, el concesionario podrá ajustar
sus tarifas a los cambios solicitados como si éstos hubieran sido aprobados, debiendo, sin embargo,
16
Ver reglamentación del artículo 45 de la ley 24.065. y el artículo 32 de cada Contrato de Concesión.
25
reintegrar a los usuarios cualquier diferencia que pueda resultar a favor de estos, si las modificaciones
no fueran finalmente aprobadas por el Ente o si la aprobación fuere solamente parcial.
El artículo 48 estipula que, ya sea por procedimiento iniciado de oficio o por
denuncia de particular, si el Ente considerase que existen motivos razonables para alegar que la tarifa de
un distribuidor es injusta, irrazonable, indebidamente discriminatoria o preferencial, el Ente notificará tal
circunstancia al distribuidor, la dará a publicidad, y convocará a una audiencia pública con no menos de
30 días de anticipación. Celebrada la misma, el Ente dictará resolución dentro del plazo de 120 días,
indicado en el artículo 47.17
•
Régimen y Cuadros Tarifarios
(Subanexo 1 del Contrato de Concesión de Distribución)
- Régimen Tarifario
El mismo es de aplicación para los usuarios de energía eléctrica abastecidos por
EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., desde la fecha de Toma de Posesión hasta la
finalización del año número 10 inmediatamente posterior a la fecha de Toma de Posesión.
Se clasifica a los usuarios, a los efectos de su ubicación en el Cuadro Tarifario, en 3
categorías.
Categoría
Característica
17
De ser calificada por el Ente como injusta e irrazonable la tarifa que aplica “de oficio” el distribuidor, como
consecuencia del proceso descripto en el artículo 47, el mismo deberá aplicar los valores tarifarios anteriores, desde el
momento en que el Ente le notifique tal calificación hasta el vencimiento del plazo que el citado artículo 47 define para
su pronunciamiento (reglamentación del artículo 48 de la ley 24.065).
26
Pequeñas Demandas
Medianas Demandas
Grandes Demandas
Su demanda máxima es inferior a 10 kW (kilovatios)
Su demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos es
igual o superior a 10 kW e inferior a 50 kW
Su demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos es de
50 kW o mas.
A su vez, para su clasificación tarifaria, cada segmento de usuarios descripto ut supra
se divide y caracteriza conforme al cuadro que obra adjunto como Anexo II, a cuyo contenido nos
remitimos, sin perjuicio de lo cual a continuación se caracteriza a cada categoría tarifaria.
-Pequeñas Demandas (Tarifa nro 1)
El usuario comprendido en esta categoría pagará:
a) un cargo fijo, haya o no consumo de energía, y
b) un cargo variable en función de la energía consumida
Los valores iniciales de ambos conceptos se indican en el Cuadro Tarifario Inicial
obrante en el Subanexo 3 y se recalcularán conforme al Procedimiento indicado en el Subanexo 2,
ambos del Contrato de Concesión.
Los cargos antedichos rigen para un factor potencia inductivo (Cos fi) igual o
superior a 0,85. Si el factor potencia fuere inferior, y después de transcurridos 60 días de notificado el
usuario para su normalización, podrá aumentar la distribuidora el cargo conforme se indica en el
Capitulo 1, inciso 3) del Subanexo 1, pudiendo llegar a la suspensión del servicio si su valor es inferior a
0,60.
27
- Medianas Demandas (Tarifa nro 2)
Antes de iniciarse la prestación del servicio, se convendrá con el usuario por escrito
la “capacidad de suministro” (potencia en kW promedio de 15 minutos consecutivos, que la
distribuidora pondrá a disposición del usuario en cada punto de entrega). El valor convenido será válido
por un período de 12 meses consecutivos contados desde la habilitación del servicio, y en lo sucesivo
por ciclos de 12 meses.
El usuario no podrá utilizar, ni la distribuidora estará obligada a suministrar potencias
superiores a las convenidas. Si el usuario necesitara una potencia mayor que la convenida, deberá
solicitar un “aumento de capacidad de suministro”.
Si el usuario tomara una potencia superior a la convenida, sin perjuicio de lo que
corresponda para evitar un nuevo exceso, en el período de facturación correspondiente, la distribuidora
facturará la potencia realmente registrada con mas un recargo del 50% del valor del cargo fijo por kW,
aplicado a la capacidad de suministro excedido respecto de la convenida.
Si la distribuidora considerase perjudiciales las transgresiones del usuario podrá,
previa notificación, suspenderle la prestación del servicio.
El usuario abonará por el servicio convenido en cada punto de entrega:
a) un cargo por cada kW de “capacidad de suministro” convenida, cualquiera sea la tensión de
suministro, haya o no consumo.
b) un cargo variable por la energía consumida, sin discriminación horaria.
Los valores iniciales de ambos conceptos se indican en el Cuadro Tarifario Inicial
28
(Subanexo 3) y se recalcularán conforme al Procedimiento indicado en el Subanexo 2.
Los cargos antedichos rigen para un factor potencia inductivo (Cos fi) igual o
superior a 0,85. Si el factor potencia fuere inferior, y después de transcurridos 60 días de notificado el
usuario para su normalización, podrá aumentar la distribuidora el cargo conforme se indica en el
Capitulo 2, inciso 7) del Subanexo 1, pudiendo llegar a la suspensión del servicio si su valor es inferior a
0,60.
- Grandes Demandas (Tarifa nro 3)
Antes de iniciarse la prestación del servicio deberá convenirse con el usuario por
escrito la “capacidad de suministro en punta” y la “capacidad de suministro fuera de punta”.
Dichos conceptos se refieren a las potencias en kW, promedio de 15 minutos
consecutivos, que la distribuidora pondrá a disposición del usuario en cada punto de entrega en los
horarios “en punta” y “fuera de punta”.
El valor convenido será valido y aplicable, a los efectos de la facturación del cargo
correspondiente, por un período de 12 meses consecutivos contados desde la habilitación del servicio,
y en lo sucesivo por ciclos de 12 meses.
El suministro eléctrico en esta categoría de Tarifa puede ser de distintos tipos:
corriente alterna (en baja, media o alta tensión) o en corriente continua. Cuando el suministro sea
efectivamente de distintos tipos, la capacidad de suministro “en punta” o “fuera de punta” se
establecerá por separado para cada uno de estos tipos de suministros, y para cada punto de entrega.
29
El usuario no podrá utilizar, ni la distribuidora estará obligada a suministrar, tanto en
los horarios de punta como fuera de punta, potencias superiores a las convenidas, debiendo solicitar el
mismo –cuando necesitare una potencia mayor a la convenida- un aumento de “capacidad de
suministro en punta” o de la “capacidad de suministro fuera de punta”.
Por el servicio convenido para cada punto de entrega, el usuario pagará:
a) un cargo por cada kW de capacidad de suministro convenida en horas de punta en Baja, Media o
Alta Tensión, haya o no consumo de energía.
b) un cargo por cada kW de capacidad de suministro convenida en horas fuera de punta en Baja,
Media o Alta Tensión, haya o no consumo de energía.
c) también se abonará un cargo por la energía eléctrica entregada en el nivel de tensión
correspondiente al suministro, de acuerdo con el consumo registrado en cada uno de los horarios
tarifarios “en punta”18, “valle nocturno” y “horas restantes”.
Debe aclararse que se entiende:
- por “horas fuera de punta”, los horarios comprendidos en los periodos de “valle nocturno” y “horas
restantes”. Los tramos horarios “en punta”, “valle nocturno” y “horas restantes” coincidirán con los
fijados por el Despacho Nacional de Cargas para el MEM 19.
- por suministro en Baja Tensión, los suministros que se atiendan en tensiones de hasta 1kV inclusive.
- por suministro en Media Tensión, los suministros que se atiendan en tensiones mayores de 1kV y
menores de 66 kV.
- por suministro en Alta Tensión, los suministros que se atiendan en tensiones iguales o mayores a 66
18
El horario de punta también suele denominarse indistintamente "pico".
los horarios "en punta" y "fuera de punta" comprenden los siguientes tramos horarios:
a) período de "valle nocturno": 23.00 horas a 5.00 horas.
b) período de "horas restantes": 5.00 a 18.00 horas.
19
30
kV.
Los valores iniciales de los 5 conceptos se indican en el Cuadro Tarifario Inicial
(Subanexo 3) y se recalcularán conforme al Procedimiento indicado en el Subanexo 2, ambos del
Contrato de Concesión.
Si el suministro se efectuara en corriente continua, se incluye un recargo equivalente a
un porcentaje del precio de la energía eléctrica rectificada.
En caso de corresponder, también se incorpora el cargo por factor de potencia,
atento los recargos establecidos para los suministro en corriente alterna en el Capitulo 3, inciso 6),
acápite a) del Subanexo 1.
Finalmente, cabe aclarar que si el usuario tomara una potencia superior a la
convenida, siempre que ello no implique poner en peligro las instalaciones de la distribuidora, ésta
considerará la potencia en punta o fuera de punta realmente registrada, como la “capacidad de
suministro convenida” en cada caso, para los próximos 6 meses, pudiendo el usuario prescindir de la
nueva capacidad de suministro sólo de conformidad con las modalidades dispuestas en el Capítulo 3,
Inciso 5) del Subanexo 1.
- Facturación.-
La facturación a usuarios de Tarifa n° 1 (Pequeñas Demandas uso Residencial y
General) se efectuará con una periodicidad bimestral, mientras que la de Tarifa n° 1 (Pequeñas
Demandas -Alumbrado Público-), n° 2 y n° 3 (Medianas y Grandes Demandas, respectivamente), se
c)
período de "horas en punta": 18.00 a 23.00 horas.
31
realizará en forma mensual.
Si la distribuidora lo estima conveniente, podrá elevar a consideración del Ente una
propuesta de modificación de los períodos de facturación, explicitando las razones del pedido.
Sin perjuicio de ello, la Distribuidora y el Usuario pueden convenir períodos de
facturación distintos a los aquí especificados.
- Tasa de Rehabilitación del Servicio y Conexiones Domiciliarias.-
Todo consumidor al que se le haya suspendido el suministro por falta de pago
deberá abonar previamente a la rehabilitación del servicio, además de la deuda que dio lugar a la
interrupción del suministro, calculada de acuerdo a las normas vigentes, la suma que por tal concepto se
establezca en el cuadro tarifario.
También el Cuadro Tarifario debe indicar el importe del rubro Conexión
Domiciliaria, para el caso de aquellos usuarios que deseen conectar sus instalaciones a la distribuidora.
Si para atender la solicitud de conexión se debe realizar una derivación completa de
la red general, se aplicará un “costo de conexión especial”.
En los demás casos, se aplicará el costo de conexión común.
Por último, puede darse el caso de que la distribuidora solicite al usuario una
“Contribución Especial Reembolsable”, contando para ello con la aprobación del Ente, para cada
situación en particular. Ello puede suceder cuando se solicite la conexión de un nuevo usuario en una
zona donde no existan instalaciones de distribución, o bien se requiera la ampliación de un suministro
existente, para el que deban realizarse modificaciones sustanciales sobre las redes preexistentes y que
32
signifiquen inversiones relevantes.
Al solicitar la aprobación específica del Ente, la distribuidora deberá presentar al
Ente toda la información técnica y económica necesaria que permita la correspondiente evaluación,
como así también la mecánica prevista para el reembolso al usuario.
- Formato del Cuadro Tarifario
En base a las especificaciones desarrolladas en el Régimen Tarifario, en la
primera parte del Subanexo 1 del Contrato de Concesión, se establece el Formato del Cuadro Tarifario
a aplicar por las Distribuidoras, dividiendo el mismo por tipo de Tarifa, uso de la energía, distinguiendo
cargos fijos de variables, la capacidad de suministro contratada en horas de pico o fuera de pico, ya
sea en Baja, Media y Alta Tensión, así como el Servicio por Rehabilitación y las Conexiones
Domiciliarias (comunes y especiales).
- Cuadro Tarifario Inicial
El Subanexo 3 del Contrato de Concesión estableció el Cuadro Tarifario
Inicial a aplicar por las Distribuidoras, el cual tuvo plena vigencia desde la fecha de la Toma de
Posesión.
Dicho Subanexo 3 especifica que con posterioridad se deberá aplicar el
Procedimiento para el Cálculo del Cuadro Tarifario obrante en el Subanexo 2, para recalcular los
valores del Cuadro Tarifario Inicial, cada vez que corresponda.
33
Se establece como primera oportunidad para efectuar dicho recálculo la
revisión trimestral del precio de la energía eléctrica en el Mercado Spot del Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM), inmediatamente posterior a la Toma de Posesión.
•
Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario
(Subanexo 2 del Contrato de Concesión de Distribución).-
El Subanexo 2 establece los diversos mecanismos para el cálculo y el recálculo
tendientes a actualizar los valores que conforman el Cuadro Tarifario definido en el Subanexo 1 de los
Contratos de Concesión de Distribución de Energía.
Recordemos que los Contratos de Concesión contemplan los valores iniciales para
cada una de las categorías tarifarias, así como las fórmulas y metodologías de ajuste de las mismas,
siendo responsabilidad del ENRE la aprobación de los cuadros tarifarios.
A través del artículo 25, inciso i) de los Contratos de Concesión, se establece la
obligación de las Concesionarias de “calcular su cuadro tarifario de acuerdo al procedimiento
descripto en el “Subanexo 2”, someterlo a la aprobación de la Autoridad de Aplicación y
facilitar el conocimiento de los valores tarifarios a los usuarios”.
En ese orden de ideas, en su parte introductoria, el Subanexo 2 establece los
siguientes principios:
1. Los parámetros en base a los cuales se calculará el Cuadro Tarifario son:
a) el precio de la potencia y energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (contratos a término entre el
34
distribuidor y los generadores20, y mercado spot).
b) los costos propios de distribución vigentes.
2. El Cuadro Tarifario calculado de esta forma, se recalculará cuando:
a) se produzcan variaciones en los precios del MEM 21
b) corresponda actualizar los costos propios de distribución (cfe. punto D) del Procedimiento).
Estas serán las únicas variaciones que podrán trasladarse a las tarifas a usuarios y lo
serán en las siguientes oportunidades y frecuencias:
Concepto
Frecuencia
Variaciones de los precios mayoristas de la electricidad –
energía y potencia- (Variaciones del precio medio estacional
(mercado spot), calculado por el Organismo Encargado del
Despacho)
Actualización de los precios contenidos en los contratos de
suministro transferidos por Segba S.A. a las Distribuidoras.22
Trimestral, de acuerdo a la
Programación semestral y
Revisión trimestral
Anual, de acuerdo a las
disposiciones del contrato
20
Las Distribuidoras pueden comprar en el MEM mediante contratos a término, los que se dividen en aquellos
transferidos en la privatización, preexistentes a dicho proceso, y los que las distribuidoras firmen por su propia
cuenta con generadores. Los contratos transferidos ligan a Central Costanera (hasta el 28 de mayo de 2000) y Central
Puerto (hasta el 31 de marzo de 2000) con Edenor S.A. y Edesur S.A. y a Central San Nicolás (hasta el 20 de diciembre
de 2000) con Edelap S.A.
21
En función de la reconversión del sector eléctrico y su desintegración vertical, las empresas distribuidoras carecen
de control sobre el precio mayorista de la energía. Por ello, el precio de compra de la energía en bloque en el mercado
mayorista se traslada a los usuarios (“pass through”) mediante el recálculo de los valores del Cuadro Tarifario en
función de las Programaciones semestrales y las Reprogramaciones Trimestrales aprobadas por la Secretaría de
Energía. De esta forma, los usuarios reciben las señales económicas de los precios provenientes del mercado
mayorista y por otra parte, las distribuidoras no asumen costos extras por las variaciones en el precio mayorista.
Por este mismo motivo, se permite que las concesionarias trasladen a las tarifas el precio de los contratos de
abastecimiento firmados por el Estado antes de la privatización, lo que se encuentra previsto expresamente en el
artículo 40, inciso c) del decreto reglamentario de la 24.065.
22
Como ya lo hemos señalado, la anterior referencia a los Contratos a término de suministro celebrados por Segba
S.A., alude a los contratos de compra de energía a término celebrado con las Centrales Puerto y Costanera,
conviniendo precios y cantidades por un período de 8 años a partir del 1/4/92. Estos contratos, por ende, se
encontraban vigentes en el período auditado para las distribuidoras Edenor S.A. y Edesur S.A. Otro contrato a
35
Costos Propios de Distribución
(los criterios para su actualización se encuentran indicados en
el punto D) del procedimiento)
respectivo
Semestral, de acuerdo con la
variación de los Indice de los
Estados Unidos de América.
Por ende, las tarifas poseen para su conformación dos componentes: uno que
proviene de los precios de la energía y la potencia sancionados en el Mercado Eléctrico Mayorista, y el
otro que representa los costos propios de distribución.
Los precios de la energía y la potencia del Mercado Mayorista, se actualizan: a) en
cada programación estacional, para las del Mercado Spot y b) con los mecanismos que resultan de la
aplicación de los contratos preexistentes a la privatización, para los de los Contratos Transferidos.
Los costos propios de distribución se actualizan en forma semestral, utilizando para
ello el índice de Precios al por Mayor de Productos Industriales (ponderados en un 67%) y el índice de
Precios al Consumidor Final (ponderados en un 33%) de los Estados Unidos de América.
3. Todos los costos antes mencionados se calcularán y recalcularán en dólares
estadounidenses, expresándose el Cuadro Tarifario resultante, en el momento de su aplicación para la
facturación a los usuarios, en pesos ($), teniendo en cuenta la relación establecida para la
convertibilidad en el artículo 3 del decreto 2128/91 o sus modificatorios.
4. El punto A) del Subanexo 2 del Contrato explica el cálculo del precio tanto de la
potencia como de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista a transferir a los parámetros de las
tarifas a usuarios.
término existente es el realizado por la Central de Generación de San Nicolás, transferido a Edelap S.A. de una
duración de 8 años a partir del 22/12/92.
36
A dichos efectos se tiene en cuenta, en cuanto a la potencia, que el Precio de la
misma en el mercado mayorista, a transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios (Ppot) será el
Precio de la potencia en el mercado spot (Pps), expresados ambos en U$S/kW-mes.
Ppot = Pps
Esta expresión, presentada en el mencionado Subanexo, fue modificada por la
resolución n° 75/92 de la Secretaría de Energía (26/10/92), en el sentido de que para obtener el precio
de la potencia en el Mercado Mayorista a transferir a parámetros de las tarifas, al precio de la potencia
pagado en el Mercado Spot, se le adicionarán los costos de los Cargos Fijos por Conexión y por
Capacidad de Transporte.
Ppot = Pps + Ptp
Cabe constar que el término agregado (Ptp) al originalmente previsto, se realizó para
las Empresas Edenor S.A. y Edesur S.A., ya que en el contrato de Edelap S.A. se encuentra
contemplado.
En cuanto a la energía, el Precio de la misma en el mercado mayorista en el horario
de punta (p), valle (v) o restante (r) a transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios, expresados en
U$S/kW-mes (Pei), será el resultante de tener en cuenta varios parámetros:
Pesi: el Precio de la energía en el mercado spot en el horario i que corresponda, expresado en
U$S/kWh.
Pecti: el Precio de la energía en el horario i que corresponda, en los contratos transferidos, expresados
en U$S/kWh.
37
Pf: el sobreprecio que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica, creado
por la ley 24.065.
y1i: la participación de la compra de energía en el mercado spot, respecto del total de compras de
energía en el MEM en el horario i que corresponda.
y2i: la participación de la compra de energía bajo contratos transferidos, respecto del total de compras
de energía en el MEM en el horario i que corresponda.
y3i: la participación de la compra de energía bajo contratos posteriores a la transferencia, respecto del
total de compras de energía en el MEM en el horario i que corresponda.
Pps: Precio de la Potencia en el mercado spot, expresado en U$S/mes.
Durante el período de vigencia original de los contratos transferidos, se reconocerá,
a los efectos del cálculo de las tarifas a usuarios, tanto el precio como la cantidad de energía
establecidos en dichos contratos, aún cuando las partes lo modificaran.
Por lo tanto, a los efectos del cálculo del Precio de la energía para cada tramo
horario según lo establecido en el Subanexo 2 del Contrato, debe procederse de la siguiente manera:
Pei = (y1i + y3i) * Pesi + y2i * (Pecti - Pps/720) + Pf
El dictado de la resolución n° 26/95-SETyC (26/12/95) modificó los Procedimientos
para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios del Mercado
Eléctrico Mayorista, incorporando el denominado Cargo por Energía Adicional (Pea). De esta manera,
el precio de la energía sancionado en el Mercado Spot (Pesi) pasó a tener este adicional incluido en su
precio, pero se debió sumar al precio de los Contratos Transferidos, el valor de la Energía Adicional al
momento de aplicar la fórmula.
Este cargo contempla las pérdidas variables por energía reactiva transportada y las
38
pérdidas no variables de transporte, que afectan a las transacciones de energía.
Con posterioridad, y mediante el dictado de la resolución n° 685/96-ENRE
(21/11/96), se modificó la fórmula de cálculo del precio de la energía en el Mercado Mayorista a
transferir a parámetros de tarifas de usuarios (Pei), reemplazando en ésta, la expresión "Pps/720", que
representa el valor horario de la potencia en el Mercado Spot atribuible a los mismos, y que opera
como sustraendo del precio monómico de los contratos transferidos. De esta forma, el término
"Pps/720" se reemplazó por la siguiente:
PMESBAS * 3 * (ECONHFVt / NHFVt) / ECONt
PMESBAS: precio mensual de la potencia despachada de base.
ECONHFVt: cantidad de energía comprada bajo contrato transferido en días hábiles en horario fuera
de valle en el trimestre.
NHFVt: número de horas fuera de valle en los días hábiles del trimestre.
ECONt: cantidad total de energía comprada bajo contratos transferidos en el trimestre.
De esta manera, y a partir de estas dos modificaciones, la fórmula para el cálculo de
la energía, quedó conformada de la siguiente manera:
Pei = (y1i + y3i) * Pesi + y2i * [(Pecti + Peai) - [PMESBAS * 3 * (ECONHFVt / NHFVt) / ECONt]] + Pf
5. El punto B) del Subanexo 2 del Contrato se refiere al Cálculo de los Parámetros
del Cuadro Tarifario, presentando las fórmulas que se utilizan para calcular cada uno de los Cargos
Fijos y de los Cargos Variables de todas las categorías tarifarias explicadas en el Régimen Tarifario.
39
En mérito a la brevedad, nos remitimos a los Cuadros obrantes en el Anexo III del
presente Informe, los que detallan los parámetros y los Procedimientos de Cálculo aludidos.
6. El punto D) del Subanexo 2 del Contrato se refiere al Recálculo y a la
Actualización de los Costos de Distribución, Costos de Conexión y Servicio de Rehabilitación.
En el mismo se establece que dichos conceptos se recalcularán una vez por cada
período anual y tendrán vigencia en los seis meses siguientes al recálculo o actualización.
Se debe realizar por primera vez este Procedimiento en el mes número 9,
inmediatamente posterior a la entrada en vigencia de este Procedimiento y a continuación cada 6 meses.
A los fines del recálculo de los costos de distribución asignables al Cargo Fijo y al
Cargo Variable, o el costo de conexión o el servicio de rehabilitación, cuando corresponda, se utilizará
en forma combinada la variación de índices de EEUU según la siguiente expresión:
Cdi,j,n = (0,67 * PMn + 0,33 * PCn ) * CDi,j,o
PMo
PCo
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los EE.UU. (PPI), tomado por la
Junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal del Gobierno de los EE.UU.,
correspondiente al mes “m-2”, siendo “m” el primer mes del período n (período de 6 meses).
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los EE.UU. (PPI), tomado por la
Junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal del Gobierno de los EE.UU.,
correspondiente al mes “k-2”, siendo “k” el mes de la toma de posesión.
40
PCn: índice de precios al consumidor final en los EE.UU., denominado Consummer Price Index (CPI),
del “U.S. – Bureau OF Labor Statistics”, correspondiente al mes “m-2”, siendo “m” el primer mes del
período n (período de 6 meses).
PCo: índice de precios al consumidor final en los EE.UU., denominado Consummer Price Index (CPI),
del “U.S. – Bureau OF Labor Statistics”, correspondiente al mes “k-2”, siendo “k” el mes de la Toma
de Posesión.
CDi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i, de la tarifa j (valores contenidos en el
presente Subanexo 2), o el costo de conexión o el servicio de rehabilitación iniciales, también
contenidos en el Cuadro Tarifario Inicial y Régimen Tarifario.
•
Aplicación de los Cuadros Tarifarios
Cuando se recalcule el Cuadro Tarifario según lo establecido en el Procedimiento
del Subanexo 2, y éste sea aprobado por el Ente, deberá ser aplicado a la facturación a los usuarios de
la distribuidora, a partir de la fecha indicada en la resolución del ENRE.
Las fechas de entrada en vigencia de los nuevos Cuadros, son el 1° de febrero, el 1°
de mayo, el 1° de agosto y el 1° de noviembre de cada año.
A los fines de la facturación y de acuerdo a las fechas de lectura del medidor, las
tarifas nuevas y anteriores serán aplicadas en forma ponderada, teniendo en cuenta los días de vigencia
de las mismas, dentro del período de facturación.
41
La distribuidora deberá dar amplia difusión a los nuevos valores tarifarios y su fecha
de vigencia, para conocimiento de los usuarios.
•
Proceso para la Aprobación de las Actualizaciones Tarifarios
Cuando se produzcan las variaciones que correspondan trasladar a las tarifas, las
Distribuidoras deberán elevar el nuevo Cuadro Tarifario al Ente para su aprobación, adjuntando para
ello la información necesaria para su análisis. El Ente, dentro de un plazo no mayor de 5 días hábiles se
expedirá sobre el particular. En caso de no aprobarse el nuevo cuadro tarifario presentado por la
Distribuidora, le será comunicado en forma inmediata, quien deberá efectuar dentro de un plazo no
mayor a los 5 días hábiles la rectificación que el Ente le indique.
• Normas Intervinientes y Modificatorias del Procedimiento de Cálculo Tarifario
Luego de celebrados los Contratos de Concesión de Distribución y
Comercialización de Energía Eléctrica correspondientes a Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A.,
fueron dictadas -tanto por parte de la Secretaría de Energía como del propio Ente Regulador- una serie
de normas que o bien modificaron con carácter general el Procedimiento para la Determinación del
Cálculo Tarifario o determinaron nuevos valores para factores intervinientes en las fórmulas de Cálculo,
sin modificar específicamente éste.
Si bien algunas de éstas fueron ya mencionadas en la descripción del punto
Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario, inciso 4., (resoluciones nros 75/92-SE,
26/95-SETyC y 685/96-ENRE), en mérito a la brevedad, nos remitimos al Anexo IV, el cual detalla
cada una de ellas, junto con las causas y las facultades invocadas para su dictado. Asimismo, en los
42
Anexos Va y Vb se puede observar la intervención de estas normas al momento de su aplicación en los
cálculos tarifarios.
• Contribuciones Tributarias.La distribución de energía eléctrica, como actividad económica y específica del
mercado eléctrico, está sujeta a diversas imposiciones de orden tributario.
De esta manera, las mismas se pueden subdividir en dos grupos:
1) la que se incorpora al cálculo del precio de la energía para la determinación del
Cuadro Tarifario: Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE).
2) las cargas impositivas que gravan el servicio eléctrico:
- Contribución Unica.
- Impuesto al Valor Agregado (ley 23.349).
- Fondo Provincial de Santa Cruz (ley 23.681).
- Impuestos Provincia de Buenos Aires
A continuación se detalla cada una de ellas:
- Fondo Nacional de la Energía Eléctrica.-
Creado por la ley 15.336 con el fin de contribuir a la financiación de los planes de
electrificación, sufrió modificaciones a través del artículo 70 de la ley 24.065.
43
En virtud de dicha modificación se constituye un cargo fijo o recargo de pesos
0,0030 por kilovatio hora, sobre toda operación de compra de energía eléctrica en bloque, que, ya sea
dentro del territorio de la República Argentina o como resultado de una importación, realicen los
Grandes Usuarios y Distribuidores, que contraten directamente con un Generador y/o a través de un
sistema de interconexión regional o del Sistema Argentino de Interconexión (reglamentación de dicho
artículo 70, aprobada por decreto 1398/92).
Dicho recargo podrá ser modificado por la Secretaría de Energía, hasta un 20% mas
o menos, de acuerdo a las variaciones económicas que se operen en la industria con posterioridad a la
fecha de entrada en vigencia de la ley 15.33623
De esta forma la Resolución n° 317, emanada de la Secretaría de Energía con fecha
15 de octubre de 1993 fija este recargo en el monto mínimo de pesos 0,0024 por kilovatio hora. Con
posterioridad la Resolución SE n° 657/99 elevó este valor a pesos 0,0030 por kilovatio hora, a partir
del 1° de mayo de 1999, destinando la diferencia generada al Fondo Fiduciario para el Transporte
Eléctrico Federal.
Finalmente, y desde el 1° de noviembre de 2000, la Resolución SE n° 136/00 llevó
el valor del Fondo a pesos 0,0030327 por kilovatio hora, para dar cumplimiento al artículo 5° de la ley
25.019 de Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar.
A los efectos de la instrumentación de dicho recargo, el agente de retención de dicho
impuesto será: a) el generador que venda su energía a través de contratos libremente pactados o de
Sistemas Regionales de Interconexión, b) el Despacho Nacional de Cargas cuando las operaciones se
efectúen a través del Sistema Argentino de Interconexión o c) el propio Distribuidor o Gran Usuario
cuando realice operaciones de importación de energía eléctrica.
23
Se entiende que se refiere a la entrada en vigencia de la modificación de la ley 15.336, operada por la ley 24.065.
44
- Contribución Unica.-
El artículo 34 del Contrato de Concesión, detalla todo lo relativo a la materia
impositiva.
En primer término, establece que los bienes, actos, obras, usos u ocupación de
espacios, actividades, servicios, ingresos, tarifas y/o precios de la Distribuidora estarán exentos de
impuestos, tasas, contribuciones y demás gravámenes provinciales y municipales que incidan o
interfieran sobre el cumplimiento del contrato.
En consecuencia, en sustitución de todo gravamen provincial o municipal que incida
o interfiera sobre el cumplimiento del contrato, el artículo 34 establece 3 contribuciones:
a) a la Municipalidad de la Ciudad de Buenos Aires, la distribuidora deberá abonar el 6% de sus
entradas brutas (netas de impuestos percibidos por cuenta de terceros) recaudada por todo ingreso
asociado al negocio de venta de energía eléctrica dentro del municipio, con las excepciones que
establece el artículo 3424.
Por dicho concepto, la Distribuidora discriminará en la facturación al usuario el importe
correspondiente a esta contribución. A tal efecto, aplicará sobre los montos facturados por el
servicio prestado, según los Cuadros Tarifarios vigentes, una alícuota del 6,383%.
b) a las municipalidades del Gran Buenos Aires, en cuya jurisdicción se preste el servicio público, la
distribuidora deberá abonar el 6% de sus entradas brutas (netas de impuestos percibidos por
24
Se exceptúa para el cómputo las entradas por ventas de energía a los ferrocarriles, así como por suministro de
energía eléctrica para alumbrado público y/o prestación de este último servicio en caso de acordarse esta última.
45
cuenta de terceros) recaudada por todo ingreso asociado al negocio de venta de energía eléctrica
dentro del municipio, con las excepciones que establece el artículo 25.
Por dicho concepto, la Distribuidora discriminará en la facturación al usuario el importe
correspondiente a esta contribución. A tal efecto, aplicará sobre los montos facturados por el
servicio prestado, según los Cuadros Tarifarios vigentes, una alícuota del 6,424%.
Las distribuidoras deberán liquidar los conceptos antes expuestos, dentro de los
10 días de vencido cada mes calendario, la diferencia entre el importe de la contribución del 6% y el
de las eventuales deudas por servicios o suministros prestados por cualquier concepto a la
respectiva municipalidad. El pago correspondiente de la suma resultante de tal compensación será
efectuado dentro de los 10 días corridos a partir del plazo establecido para compensar.
Toda divergencia que se suscite entre las municipalidades y la distribuidora en relación con la
liquidación y cálculo de dicho concepto será resuelto en forma irrecurrible por la Secretaría de
Energía Eléctrica, si las partes interesadas no hubiesen optado por someter la cuestión a decisión
judicial
c) a la provincia de Buenos Aires, en sustitución de los mencionados tributos provinciales, la
distribuidora deberá abonar mensualmente en concepto de único impuesto y contribución, tanto de
índole fiscal como en lo referente al uso del dominio público provincial, por su actividad de
distribución en dicha jurisdicción, el 6‰ (seis por mil) de sus entradas brutas (netas de impuestos
percibidos por cuenta de terceros) recaudada por todo ingreso asociado al negocio de venta de
energía eléctrica dentro del municipio, con las mismas excepciones establecidas anteriormente.
Por dicho concepto, la Distribuidora discriminará en la facturación al usuario el importe
correspondiente a esta contribución del 6‰ (seis por mil). A tal efecto, aplicará sobre los montos
25
Ver nota anterior.
46
facturados por el servicio prestado, según los Cuadros Tarifarios vigentes, una alícuota del
0,6424%.
El sistema de compensación de deudas por suministro de energía eléctrica y la contribución única
del 6 ‰, operará en forma mensual. El plazo para llevar a cabo dicha compensación será de 10 días
corridos de finalizado cada mes calendario y el plazo para el pago correspondiente será de 10 días
corridos contados a partir del vencimiento del plazo establecido para compensar.
Toda divergencia que se suscite entre las municipalidades y la distribuidora en relación con la
liquidación y cálculo de dicho concepto será resuelto en forma irrecurrible por la Secretaría de
Energía Eléctrica, si las partes interesadas no hubiesen optado por someter la cuestión a decisión
judicial
- Impuesto al Valor Agregado (Ley 23.349)
En lo que se refiere al Impuesto al Valor Agregado (I.V.A.), el artículo 28 de la ley 23.349 (texto
ordenado por decreto 280/97) y modificatorias, establece que la alícuota de dicho impuesto será en
general del veintiuno por ciento (21%), incrementándose dicho porcentaje al veintisiete por ciento
(27%) para (entre otros supuestos) las ventas de energía eléctrica por medidor, cuando la prestación se
efectúe fuera de domicilios destinados exclusivamente a vivienda o casa de recreo o veraneo o, en su
caso, terrenos baldíos y el comprador o usuario sea un sujeto categorizado en este impuesto como
Responsable Inscripto o como Responsable No Inscripto, o se trate de sujetos que optaron por el
Régimen Simplificado para Pequeños Contribuyentes.
- Fondo Nacional Provincia Santa Cruz (Ley 23.681)
47
La ley 23.68126 estableció un recargo sobre el precio de venta de la electricidad del 6 ‰ (seis por mil)
de las tarifas vigentes en cada período aplicadas a los consumidores finales.
Este recargo sobre el total facturado, excluido todo recargo tributo que grave el consumo de
electricidad, será destinado a la Empresa de Servicios Públicos Sociedad del Estado, de la provincia de
Santa Cruz, con el objeto de realizar inversiones en los sectores eléctricos y reducir el nivel de las
tarifas aplicadas a los usuarios de electricidad que sean servidos directamente por la mencionada
empresa.
- Impuestos de la Provincia de Buenos Aires
Ley 7290 y modificatorias
Esta norma unificó el impuesto creado por la ley 5580, para la constitución del Fondo Especial para
Obras Eléctricas y su similar al consumo de energía eléctrica establecido por el Libro 2°, Título 6° del
Código Fiscal (ley 5544), estableciendo a través de su artículo 1° el "impuesto al servicio de
electricidad", cuyo producido se integra el "Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico de la Provincia de
Buenos Aires".
La alícuota de este impuesto, se encuentra establecida en el artículo 4° de la ley y, en virtud de la
modificación introducida por el artículo 3°27 de la ley provincial 8016, la misma se fijó en un cuatro por
ciento (4%) para el servicio residencial y en un veinte por ciento (20%) para el servicio comercial e
industrial.
26
Publicada en el Boletín Oficial del 13 de julio de 1989.
Dicho artículo sustituye las alícuotas originales establecidas en el texto original de la ley 7290, las cuales eran del
orden del 2% y 15%, respectivamente.
27
48
Posteriormente, la ley provincial 11.801 (artículo 1°) sustituyó el inciso a) del artículo 4 de la ley 7290
y modificatorias, estableciendo la alícuota para el servicio residencial en el diez por ciento (10%).
Ley 9038 y modificatorias
Dicha norma establece en su artículo 1° un adicional sobre el total facturado por suministro de energía
eléctrica a usuarios finales en territorio provincial, el cual se fijó en un tres por ciento (3%), cuyo
producido se destina a la financiación de las inversiones que demande la Central de Acumulación por
Bombeo en Laguna La Brava, radicación de potencia de base en el área de Bahía Blanca y sus
interconexiones.
Dicha alícuota fue posteriormente elevada al cinco y medio por ciento (5,5%), por la ley 10.431,
rigiendo dicho gravamen hasta tanto se cumplan las obligaciones originadas en la obra Central Eléctrica
Comandante Luis Piedrabuena de Bahía Blanca.
Ley 11.769 (Gravámenes contemplados en el artículo 34 de los Contratos de Concesión)
Dicha ley regula las actividades de generación, transporte y distribución de energía eléctrica en la
provincia de Buenos Aires. El Capítulo XVII bis de dicha norma (artículos 72 bis y siguientes), el cual
contempla el Régimen Tributario Provincial y Municipal relacionado con la actividad, fue incorporado
por la ley 11.969.
En ese sentido, en consonancia con las cláusulas tributarias del Contrato de Concesión mencionadas ut
supra, el artículo 72 bis dispone que los distribuidores, por las operaciones de venta que realicen con
usuarios o consumidores finales, abonarán mensualmente a la provincia de Buenos Aires una
49
contribución equivalente al seis por mil (6 ‰) de sus entradas brutas, netas de impuestos, recaudadas
por la venta de energía eléctrica en esta jurisdicción -con excepción de las correspondientes para
alumbrado público-, la que se trasladará en forma discriminada en la facturación al usuario.
Dicha contribución es sustitutiva de los impuestos inmobiliarios, a los automotores y de sellos, y del
impuesto sobre los ingresos brutos, en la medida en que mantengan su vigencia los gravámenes
establecidos por las leyes 7290 y 9038 y sus respectivas modificatorias, o no se implemente la
autorización conferida por el artículo 16 de la ley 7290 y/o el artículo 5° de la ley 9038, con relación a
la reducción de la alícuota al servicio residencial. En ambos supuestos, la carga tributaria total no podrá
superar a la determinada al momento de publicación de la ley 11.969, que incorporó el mentado
Capítulo XVII bis 28.
A su vez, el artículo 72 ter establece que los distribuidores, por las operaciones de venta que realicen
con usuarios o consumidores finales, abonarán mensualmente a las Municipalidades de los partidos
respectivos, una contribución equivalente al seis por ciento (6%) de sus entradas brutas, netas de
impuestos, recaudadas por la venta de energía eléctrica (con excepción de las correspondientes por
suministros para alumbrado público), las que se trasladarán en forma discriminada en la facturación al
usuario. Dicha contribución será sustitutiva de todo gravamen o derecho municipal, inclusive los
referidos al uso del dominio público, excepto que se trate de contribuyentes especiales o de mejoras y
de aquellos que correspondan por la prestación efectiva de un servicio no vinculado con su actividad.
•
Bonificación Decreto 292/95
El ENRE dispuso que las Empresas Distribuidoras EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A.
28
Dicha norma fue publicada en el Boletín de la Provincia de Buenos Aires del 10 de julio de 1997.
50
accedieran al beneficio establecido en los artículos 1° y 2° del decreto n° 292/9529, en lo referido a la
reducción de aportes patronales, a partir del mes de julio de 1996.
La reducción de las cargas sociales es trasladada de esta manera en forma mensual a los usuarios de las
categorías Tarifa 2 (Medianas Demandas) y Tarifa 3 (Grandes Demandas), incluyendo los Grandes
Usuarios que reciben la prestación de los Servicios de Peajes, en la medida en que revistan como
responsables frente al Impuesto al Valor Agregado (IVA).
El Monto de la reducción se distribuye entre los usuarios alcanzados por el beneficio en relación
proporcional a la participación de cada uno en los costos propios de distribución implícitos en la
facturación por sus consumos, con el carácter de bonificación incluida en la factura, con la leyenda
"Bonificación Decreto n° 292/95".
En relación a la citada bonificación, se destaca que no fue objeto de la presente auditoría el control que
realiza el Enre sobre la aplicación del descuento y la neutralidad de sus efectos respecto de los costos
de las distribuidoras.
Estabilidad Tributaria.-
El artículo 33 del contrato de concesión, determina que la distribuidora estará sujeta
al pago de todos los tributos establecidos por las leyes nacionales vigentes30 y no regirá a su respecto
ninguna excepción que le garantice exenciones ni estabilidad tributaria de impuestos, tasas o
gravámenes nacionales.
Si con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia del contrato, se produjera: a)
un incremento de su carga fiscal, por la sanción de impuestos, tasas o gravámenes específicos y
29
A través de las Resoluciones ENRE 384/96, 385/96 y 386/96, respectivamente.
esto abarca, a título ilustrativo, Impuestos a las Ganancias sobre rentas netas, Impuestos a los Activos (sobre el
valor de los mismos), Impuesto al Valor Agregado (de naturaleza indirecta, se traslada al usuario final).
30
51
exclusivos de la actividad de prestación del servicio o b) la consagración de un tratamiento tributario
diferencial para el servicio o discriminatorio respecto de otros servicios públicos, la distribuidora podrá
solicitar al Ente que se le autorice a trasladar el importe de dichos impuestos, tasas o gravámenes a las
tarifas o precios en su exacta incidencia.
•
Atribuciones en materia Tarifaria de las diversas Autoridades Regulatorias.-
- Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).-
Entre las funciones del ENRE en la materia específica de Tarifas, debe mencionarse
en primer término el desarrollo de la actividad regulatoria de manera que las tarifas que se apliquen a los
servicios de distribución sean justas y razonables. Esto debe implementarse por la vía de la sujeción de
la actuación del ENRE a los principios y disposiciones de la ley 24.065 y su reglamentación, en la
materia bajo tratamiento, y el paralelo desarrollo de una actividad de control para constatar la efectiva
vigencia de dichos principios en su aplicación práctica (artículos 2°, inciso d) y parte final, 56, inciso a),
de la ley 24.065).
El artículo 56 de la norma, en su inciso d) establece que el Ente, en relación con el
tema tarifario que nos ocupa, debe establecer las bases para el cálculo de las tarifas de los contratos
que otorguen concesiones a distribuidores y controlar que las tarifas sean aplicadas de conformidad con
las correspondientes concesiones y con las disposiciones de esta ley (inciso d)
El Régimen Tarifario (artículos 40 a 49 de la ley) contiene también prescripciones al
respecto, las cuales son complementadas por el Contrato de Concesión de Distribución y sus
Subanexos, a saber:
52
•
Deberá aprobar el nuevo Régimen Tarifario, luego de la finalización de la vigencia del Régimen
actual, de acuerdo a los principios contenidos en el artículo 42 (artículo 43 de la ley).
•
Deberá aprobar los nuevos valores del Cuadro Tarifario -producto del recálculo de los mismos(artículos 42 de la ley 24.065 y 27 y 28 del Contrato de Concesión), los que se calcularán según lo
establecido en el Procedimiento para la Determinación de los Cuadros Tarifarios, obrante en el
Subanexo 2 del Contrato de Concesión.
A los efectos de la implementación del control de las tarifas, el Ente tiene también las
siguientes facultades:
•
Requerir de los distribuidores los documentos e información necesaria para verificar el cumplimiento
de esta ley, su reglamentación y los respectivos contratos de concesión, realizando las inspecciones
que al efecto resulten necesarias, con adecuado resguardo de la confidencialidad de información
que pueda corresponder (inciso n) del artículo 56 de la ley)
•
Aplicar las sanciones previstas en la presente ley, en sus reglamentaciones, y en los contratos de
concesión, respetando en todos los casos los principios del debido proceso (inciso o) del artículo
56 de la ley)
- Secretaría de Energía.-
Como hemos visto, en cabeza de la misma está la organización y el dictado de las
normas que posibiliten el funcionamiento del MEM (despacho económico para las transacciones de
energía y potencia y despacho técnico del SADI), así como la determinación de que los Distribuidores
53
paguen una tarifa uniforme, medida en los puntos de recepción, en el Mercado Spot, que incluirá lo que
perciben los generadores con más los costos de transporte entre punto de suministro y recepción.
En ese sentido, debe aprobar la Programación Estacional para el Mercado Eléctrico
Mayorista de invierno y verano (1° de mayo y 1° de noviembre) y su correspondiente Reprogramación
Trimestral (1° de agosto y 1° de febrero).
- CAMMESA.-
Debe elevarle a la Secretaría de Energía las Programaciones Estacionales para el
Mercado Eléctrico Mayorista y sus Reprogramaciones, todo ello de acuerdo con los Procedimientos
para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado
Eléctrico Mayorista, conocida como "Los Procedimientos", descriptos en el Anexo I de la resolución ex
SEE n° 61/92 y sus modificatorias.
Segunda Parte: Verificación de la Aplicación del Régimen
y Cuadros Tarifarios de Distribución
La distribución de electricidad ha sido caracterizada por el legislador como servicio
público por su condición de monopolio natural (artículo 1° de la ley 24.065 y su reglamentación). La
esencia del servicio público en general, exige que cuando su prestación es llevada a cabo por
particulares (en el sector eléctrico de la distribución, por concesionarios), el Estado debe dictar el
Marco Regulatorio pertinente que garantice el mantenimiento de la prestación, debiendo asimismo
asegurar la calidad, eficiencia, continuidad y la obligatoriedad de la prestación del servicio. Por ello, la
regulación debe estar primordialmente dirigida a la protección de los derechos y la regulación de las
54
obligaciones de todos los actores del sector involucrado (Usuarios, Estado, Prestadores del Servicio y
Ente Regulador)31
Por ello, una de las finalidades esenciales de los Entes Reguladores es el control
sobre la gestión del servicio público en todas sus facetas. Como el ENRE no interviene en la gestión
empresaria así como tampoco fija los montos, lugar y oportunidad en las que las empresas efectúan sus
inversiones, el control tarifario, junto con el control de la calidad del servicio, son las herramientas con
las que cuenta para poder asegurar la prestación de un servicio público esencial, que es, a su vez,
monopólico.32
Es por ello que dicha labor fiscalizadora apunta principalmente al control del Marco
Regulatorio Eléctrico y de las disposiciones contractuales vigentes, lo cual ha motivado que el
legislador, en el artículo 56, inciso a) asigne como primera misión y facultad del Ente la de hacer cumplir
la ley 24.065, su reglamentación y disposiciones complementarias, controlando la prestación de los
servicios y el cumplimiento de las obligaciones fijadas en los contratos de concesión.
En ese marco de referencia, el aludido artículo 56, inciso d) de la ley 24.065 coloca
en cabeza del ENRE la obligación de controlar que las tarifas aprobadas por dicho Ente, determinadas
de conformidad con las diversas normas y procedimientos establecidos en el Marco Regulatorio
Eléctrico, sean aplicadas de acuerdo con el mismo, en un todo de acuerdo con las disposiciones
legales, reglamentarias y contractuales pertinentes.
Lo dicho significa no solamente el control puntual y aritmético de la aplicación de los
valores aprobados periódicamente en cada Cuadro Tarifario a los usuarios del servicio en relación con
su categoría tarifaria o consumo (Cargos Fijos o Variables), la correcta implementación en cada caso
de las alícuotas de las cargas tributarias correspondientes o de los porcentajes, cargos e intereses por
mora en la factura del usuario, sino también la evaluación y fiscalización de si el Régimen Tarifario
establecido en el Subanexo 1 del Contrato de Concesión, los Regímenes Tributarios o las disposiciones
31
Ver Dromi, Roberto, Derecho Administrativo, pags. 640 y 641, 8° Edición, Editorial Ciudad Argentina, Buenos Aires,
2000.
55
pertinentes del Reglamento de Suministro -entre otros supuestos- han sido correctamente aplicados y
llevados a la práctica respecto de cada usuario en particular.
Esto significa, concretamente, controlar -a modo de ejemplo- si el usuario ha sido
correctamente categorizado en materia tarifaria; si se le ha facturado correctamente su servicio en
tiempo y forma; si se le ha brindado la información necesaria y que obligatoriamente debe
proporcionarle el Distribuidor; si se le han reintegrado (de corresponder) los importes que se le
hubieren facturado y cobrado de más, junto con los intereses pertinentes; si se le ha aplicado
correctamente el procedimiento de recupero de montos por aplicación indebida de tarifas; si el usuario
ha convenido o ha sido encuadrado en forma correcta en la Tarifa 2 o en la Tarifa 3 del Régimen
Tarifario33; etc.
Ello muestra la importancia de que el Ente desarrolle acciones de fiscalización en la
materia, con el fin de comprobar la aplicación por parte de Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A,
tanto del Marco Regulatorio y el Régimen Tarifario, como de los valores contenidos en los Cuadros
Tarifarios vigentes, debiendo tomar a tal efecto como marco de referencia todo el universo de usuarios
finales de dichas empresas.
Lo dicho supone el ejercicio por parte del Ente de facultades de contralor que le son
propias, en el marco de la planificación general de su actividad, y la consecuente realización de
auditorias e investigaciones sobre las materias de su competencia, que obligatoriamente debe realizar,
contando para ello con todos los instrumentos que le otorga el Marco Regulatorio Eléctrico (vgr:
artículo 56, inciso n) de la ley 24.065 y articulo 25, inciso x) del Contrato de Concesión, entre otras
disposiciones de la normativa aplicable).
En caso de constatarse, durante la operatoria de dichos cursos de acción, eventuales
32
Ver htpp://www.enre.gov.ar, ¿Qué es el ENRE?, Capítulo "Objetivos".
O sea, si su capacidad de suministro es la correspondiente a la tarifa que ha contratado voluntariamente o, si ha
sido categorizado por la Empresa en Tarifa 2 o 3, debe controlarse que el procedimiento pertinente a tal fin se ha
desarrollado en forma correcta, en base a lecturas reales, con los equipos de medición y por el período de tiempo
apropiados, etc, todo ello conforme a la normativa aplicable.
33
56
incumplimientos por parte de las Distribuidoras de las obligaciones que el Marco Regulatorio les
impone en materia tarifaria, ello dará lugar a la puesta en práctica de las facultades sancionatorias del
ENRE, aplicándose por tanto en lo pertinente los artículos 56, inciso o) y 77 a 81 de la ley 24.065 y su
reglamentación, las disposiciones reglamentarias y contractuales atinentes en la materia y en especial, las
disposiciones contenidas en el Subanexo 4 (Normas de Calidad del Servicio Publico y Sanciones),
numerales 4 (Calidad del Servicio Comercial ), 5 (Sanciones) y 6 (Otras Obligaciones de la
Distribuidora), todo lo cual se traducirá en la correspondiente formulación de cargos y posterior
aplicación de sanciones a la Distribuidora que haya incurrido en la infracción de que se trate.
De esta forma, se cumplimenta la obligación que señala el artículo 56, inciso d), in
fine, de la ley 24.065.
Ello debe desarrollarse fundamentalmente, a través de auditorías o acciones directas
de control, focalizando la facultad fiscalizadora en materia tarifaria sobre la actividad de Edenor S.A.,
Edesur S.A. y Edelap S.A. y el universo de referencia que constituye la sumatoria de los usuarios de
cada una de dichas Concesionarias.
Dicha labor debe ser enriquecida con la información proveniente de otras actividades
de control que realiza el ENRE, a saber:
a) la atención, procesamiento y resolución de los reclamos formulados respecto de la materia tarifaria
por parte de los usuarios afectados, ante el mismo ENRE, y la aplicación, cuando ello corresponda, de
la pertinente sanción a la Distribuidora por no cumplimentar los índices de calidad de servicio comercial
aplicables, en el caso que motivó el reclamo del usuario.
b) el análisis, procesamiento y fiscalización a través de los Indicadores de Calidad del Servicio, de la
información enviada por las propias Distribuidoras al Ente, en cumplimiento de la resolución ENRE
2/98, respecto de los Reclamos Comerciales efectuados por los usuarios de las mismas en sus Centros
de Atención al Público, en los Informes trimestrales respectivos.
En caso de no cumplimentarse los niveles mínimos de calidad de servicio requeridos, esta actividad de
57
contralor34 puede dar lugar a la aplicación de sanciones por incumplimiento de las obligaciones que les
corresponden a las Distribuidoras en materia de calidad comercial.
Los mecanismos de control enumerados, permiten que el Ente pueda conocer
conductas con un cierto grado o nivel de generalidad que impliquen un eventual incumplimiento de las
normas aplicables en la materia. Ambas funciones desempeñadas por el ENRE constituyen distintas
modalidades del control que el organismo efectúa sobre los distintos aspectos de la calidad comercial.
Ambos mecanismos pueden considerarse como una suerte de control indirecto sobre
la materia que nos ocupa, ya que el ENRE, ya sea a través de la información enviada en forma
reglamentaria por las Distribuidoras (en el caso de los Indices de Calidad de Servicio Comercial), o de
la evidencia proporcionada por los mismos usuarios al formular su reclamo ante el ENRE en la instancia
de tutela que brinda el artículo 72 de la ley 24.065, obtiene una serie de datos y circunstancias que le
permiten conocer y fiscalizar, en situaciones puntuales y concretas, si se ha implementado
correctamente en la dinámica de la relación Distribuidora-Usuario, el régimen tarifario y los valores de
las tarifas vigentes.
Ello a su vez, constituye un importante insumo de información para la más eficiente
labor de fiscalización directa que debe realizar el ENRE en materia de control tarifario sobre las tres (3)
Distribuidoras involucradas.
Asimismo, todo lo hasta aquí expuesto, hace a su vez a la obligación de las
Distribuidoras de prestar el servicio de manera correcta y de acuerdo a los estándares de calidad
fijados normativa y contractualmente, aspecto éste sobre el cual el Ente debe concentrar su función de
contralor en relación con el concesionario de distribución de energía (reglamentación del artículo 56 de
34
Deben distinguirse dos controles que realiza el Ente en esta materia: uno versa sobre los incumplimientos
determinados, declarados y reconocidos por las Empresas y la penalización y pago al usuario de las mismas. Otro
supuesto es el control que realiza la Autoridad Regulatoria sobre supuestos que han sido omitidos u obviados en los
Informes Trimestrales remitidos (constatación de la existencia de incumplimientos no denunciados por las Empresas,
la no penalización de los mismos, aplicaciones incorrectas del Régimen Tarifario, etc.). Ambos casos constituyen
tareas de fiscalización desarrolladas a través de los controles sobre calidad comercial previstos en la normativa, y en
cualquiera de ellos, una anormalidad detectada puede dar también lugar a la aplicación de sanciones por parte del
58
la ley 24.065, inciso b), punto b.1.).
En virtud de lo expuesto hasta aquí se hace necesario, a los fines de una mayor
claridad expositiva, analizar someramente el concepto de calidad de servicio comercial, la atención de
los reclamos formulados ante el Ente por los usuarios y el Control de Calidad Comercial llevado a cabo
también por el mismo, así como también el ejercicio de la facultad sancionatoria del ENRE.
1. La Calidad del Servicio Comercial
El tema se encuentra previsto a lo largo del Marco Regulatorio, pero a los efectos
del presente, interesa poner aquí de manifiesto algunos aspectos contenidos tanto en el Subanexo 4 del
Contrato de Concesión como en el Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica.
− Subanexo 4 del Contrato de Concesión (Normas de Calidad del Servicio y Sanciones)
El Subanexo 4 establece las Normas de Calidad de Servicio a cumplir por la
Distribuidora, estableciendo que será su responsabilidad prestar el servicio con “un nivel de calidad
satisfactorio”.
El no cumplimiento de esta obligación, de acuerdo con el tercer párrafo del punto 1
(Introducción) del referido Subanexo, dará lugar a la aplicación de multas, basadas en el perjuicio
económico que le ocasiona al usuario el recibir un servicio en condiciones no satisfactorias. Los montos
de dichas multas se calcularán de acuerdo a la metodología que se indica en el mentado Subanexo 4.
En lo que específicamente se refiere a la Calidad de Servicio Comercial, el octavo
párrafo del punto 1. establece como parámetros de control:
• los tiempos utilizados para responder a pedidos de conexión
ENRE.
59
• los errores en la facturación y la facturación estimada, y
• las demoras en la atención de los reclamos del usuario.
A los fines de dicho control, se establece un cronograma para la concesión, dentro
del cual actualmente nos encontramos en la Etapa 2 de la Concesión, la cual se inició a partir del mes
cuarenta y nueve (49) a contar de la fecha efectiva de la Toma de Posesión por la Distribuidora35.
Asimismo, se dispone que deberán organizarse bases de datos con la información de
contingencias, relacionables con bases de datos de topología de las redes, facturación y resultados de
las campañas de medición.
En lo que atañe específicamente al tema tarifario, el punto 4. del Subanexo 4
(Calidad del Servicio Comercial) establece que la Distribuidora deberá extremar sus esfuerzos para
brindar a sus usuarios una atención comercial satisfactoria, a cuyo fin -para nuestro interés- deberá
emitir “facturas claras, correctas y basadas en lecturas reales”, haciéndose de lo contrario pasible
de las sanciones que describe el punto 5 del referido Subanexo.
En su punto 4.3., dispone específicamente para los reclamos por Errores de
Facturación (excluyendo el caso de reclamo por facturaciones estimadas), que el usuario que reclame y
argumente un posible error de facturación deberá tener resuelto su reclamo en la próxima factura
emitida y el error no deberá repetirse en la próxima facturación.
Asimismo, ante el requerimiento que formule en ese sentido el usuario, la
Distribuidora deberá estar en condiciones de informarle, dentro de los 15 días hábiles de presentado el
reclamo, cual ha sido la resolución con respecto al mismo.
− Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica
60
El Reglamento de Suministro contiene básicamente las condiciones de la prestación
del suministro de energía eléctrica, y los derechos y obligaciones del usuario y del concesionario.
En relación con la Calidad de Servicio Comercial, puede decirse que el titular tiene
derecho a exigir de la Distribuidora la prestación del servicio de energía eléctrica, de acuerdo con las
“Normas de Calidad de Servicio” que resulten de su Contrato de Concesión (artículo 3°, inciso a).
Asimismo, el artículo 4° establece que la Distribuidora deberá mantener en todo
tiempo un servicio de elevada calidad, conforme al Subanexo 4 del Contrato de Concesión. También el
Reglamento sub examine detalla particularmente algunos supuestos del tema que nos ocupa, que se
detallan seguidamente.
1. Aplicación de la Tarifa.El artículo 4°, inciso b) determina que la Distribuidora sólo deberá facturar por la
energía suministrada y/o servicios prestados, los importes que resulten de la aplicación del cuadro
tarifario autorizado, más los fondos, tasas e impuestos que deba recaudar conforme a las disposiciones
vigentes, debiendo discriminar la contribución del 6% y del 6 ‰ en la forma que especifica el
respectivo Contrato de Concesión.
2. Facturación
El artículo 4°, en su inciso e), determina que la facturación deberá realizarse
suministrando la mayor información posible con la frecuencia prevista en el Régimen Tarifario y con una
anticipación adecuada.
Señala también en forma expresa que deberán incluirse los siguientes datos:
35
Dado que la fecha de Toma de Posesión ha sido el día 1º de setiembre de 1992, en el caso de Edenor S.A. y Edesur
S.A., y el 22 de diciembre de 1992, en el caso de Edelap S.A., la Etapa 2 se inició el 1º de setiembre de 1996 y el 22 de
61
• fecha de vencimiento de la próxima factura.
• lugar y procedimiento autorizado para el pago.
• identificación de la categoría tarifaria del usuario, así como los valores de los parámetros tarifarios
(cargos fijos y variables)
• unidades consumidas y/o facturadas.
• detalle de los créditos y débitos correspondientes, así como de las tasas, fondos y gravámenes
aplicables, discriminados conforme al contrato de concesión.
• sanciones por falta de pago en término, con especificación del plazo a partir del cual la Distribuidora
tendrá derecho a la suspensión del suministro.
• obligación del usuario de reclamar la factura, en caso de no recibirla 5 días antes de su vencimiento.
• lugares y/o números de teléfonos donde el usuario pueda recurrir en caso de falta o inconvenientes
en el suministro.
3. Reintegro de Importes.El artículo 4º, inciso f) del Reglamento de Suministro establece que en los casos en
que la Distribuidora, por haber aplicado tarifas superiores a las debidas, y/o por haber facturado sumas
mayores a las que correspondiere por causas imputables a la propia Distribuidora, deberá reintegrar los
importes recibidos de más.
Para el cálculo del reintegro, el mismo inciso f) establece que deberá aplicarse la
tarifa vigente a la fecha de comunicación de la anormalidad y abarcará el período comprendido entre tal
momento y el correspondiente al inicio de la anormalidad, plazo que no podrá ser mayor a 1 (uno) año,
con más el interés previsto en el artículo 9º del Reglamento y una penalidad del 20%. El reintegro debe
efectuarse en un plazo máximo de 10 días hábiles administrativos de verificado el error.
4. Mora e Intereses.-
diciembre de 1996, respectivamente.
62
El artículo 9º del Reglamento establece que el Usuario, en cualquier supuesto,
incurrirá en mora por el sólo vencimiento de los plazos establecidos para el pago de las respectivas
facturas, sin necesidad de interpelación judicial o extrajudicial alguna (primer párrafo).
En dicho supuesto, se aplicarán las penalidades e intereses previstas en el artículo 5º,
inciso b) del Reglamento de Suministro36.
Asimismo, las remisiones al artículo 9º del Reglamento a causa de otras situaciones
previstas en el mismo, determinarán en consecuencia la aplicación como tasa de interés, de la tasa
activa para descuento de documentos comerciales a 30 días del Banco de la Nación Argentina (art. 9º,
tercer párrafo).
Cabe consignar que en virtud del artículo 3º de la resolución 736/99-ENRE, las
Empresas deberán informar, dentro de los primeros cinco días de cada mes, las tasas que utilizan a los
efectos de la aplicación de los artículos 5º, inciso b) y 9º del Reglamento de Suministro.
2. Control de la Calidad de Servicio Comercial
El Marco Regulatorio Eléctrico, a través de las diversas normas que lo integran,
proporciona indicadores que señalan el nivel adecuado que debe tener la calidad del servicio de
distribución prestado al usuario. Lógicamente, dentro de esa regulación, se establecen también los
índices que corresponden a la Calidad de Servicio Comercial que, como sabemos, están especificados
en el Subanexo 4, numeral 4 de cada Contrato de Concesión.
- La Resolución 2/98-ENRE
36
así lo dispone el art. 9º, segundo párrafo, sustituido por resolución 736/99-ENRE.
63
Con fecha 7 de enero de 1998 se dictó la resolución 2/98-ENRE, la cual
implementa una nueva metodología para el control del nivel de calidad del servicio comercial brindado
por las Distribuidoras, derogando las comentadas resoluciones ENRE 25/93, 113/95 y 112/97.
Básicamente se establece un modelo de datos unificado para ser remitido por las
Empresas al Ente, a efectos de que las distribuidoras produzcan la información relativa a los índices de
control de la calidad del servicio comercial, conjuntamente con parte de la información requerida por
las resoluciones 465/96 y 527/96, relativas a la calidad de producto y servicio técnico,
respectivamente.. El Ente manifiesta que de esta forma busca hacer más ágil y efectiva la labor de
evaluación y control que lleva a cabo en el tema bajo comentario (ver considerando quinto de la
resolución 2/98-ENRE).
El Marco Regulatorio, en varias de sus normas37, establece la obligación para cada
Distribuidora de poner a disposición del Ente en tiempo y forma todos los documentos e información
necesarios, o que le fueran requeridos por la Autoridad Regulatoria, para verificar el cumplimiento de
sus obligaciones. Ello es plenamente aplicable en este supuesto, en lo que concierne a la remisión de los
Indices de Calidad Comercial.
Fundamentalmente, los aspectos salientes de la metodología adoptada por el ENRE
en la norma bajo comentario son:
a) las Distribuidoras deberán remitir los informes sobre índices de calidad del servicio comercial de
acuerdo al modelo de datos que detalla el Anexo de la norma, por períodos trimestrales.
b) se dispone que dicha información se entregará al ENRE antes del último día hábil del mes siguiente
al de cierre de cada período (art. 3º)
37
ver ley 24.065, artículo 56, inciso n); Contrato de Concesión de Distribución, artículo 25, inciso x) e y).
64
c) se establece que tanto Edenor S.A., como Edesur S.A. y Edelap S.A. deberán contar con un
registro informático auditable de solicitudes de suministro, reclamos y suspensiones y
rehabilitaciones de suministro, el cual debe estar actualizado y a disposición del Ente en cada
local de atención, en cada oportunidad en que le sea requerido, conteniendo la totalidad de la
información incluida en las pertinentes tablas del modelo de datos que obra en el Anexo de la
resolución 2/98.
d) dichos registros deben contener la información correspondiente a cada período, por un lapso no
menor de 12 meses a contar desde la entrega de cada informe (art. 4º)
e) se determina que las Distribuidoras deberán bonificar a los usuarios afectados, los importes
resultantes de la aplicación (entre otras) de las penalidades establecidas en los puntos 5.5.3.2. y
5.5.3.3. del Subanexo 4 del Contrato, respecto de aquellos casos que surjan de sus registros como
penalizables, en la primer facturación que emitan a cada usuario con posterioridad a los 15 días de
producido el incumplimiento (art. 5º)
f) el modelo de datos aprobado por el art. 1º de la resolución será de aplicación a partir del 3º
trimestre de 1998 para Edenor S.A. y Edesur S.A., y del 2º trimestre del mismo año para Edelap
S.A. (art. 6º), de acuerdo a lo indicado en el articulo 2º de la resolución.
Entre los listados que exige el modelo de datos que obra en el Anexo I de la
resolución 2/98, cabe destacar las Tablas 16 (Reclamos Comerciales)38 y 18 (Multas)39.
3. Atención de los Reclamos de Usuarios del Servicio de Distribución formulados ante el ENRE
38
aquí se informan todos los reclamos: a) abiertos en el trimestre, pero no resueltos en el mismo ; b) resueltos en el
trimestre, pero que fueron abiertos en un período previo y c) los abiertos y resueltos en un mismo trimestre.
39
aquí se informan la multas aplicadas y hechas efectivas por las propias Distribuidoras, correspondientes a
infracciones en la calidad comercial del servicio, acreditadas en la cuenta corriente de cada usuario afectado, en el
trimestre en cuestión.
65
La posibilidad para el usuario de poder formular los reclamos que crea convenientes
respecto de una supuesta anomalía en la prestación del servicio, es de fundamental importancia para el
funcionamiento del sistema y el desarrollo de las potestades del Ente Regulador, tanto en su faz de
contralor como de sanción.
Los reclamos correspondientes a temas vinculados con la temática tarifaria se rigen
por las disposiciones de la resolución 956/97-ENRE, la cual dispone:
• que el tratamiento de los Reclamos de los Usuarios sobre infracciones a las disposiciones de calidad
comercial del Servicio Público de Distribución se realizará conforme lo dispuesto en el punto 5.3.
del Subanexo 4 del Contrato de Concesión, referido al Procedimiento de Aplicación de Sanciones.
• que a su vez, dicho tratamiento se integra en adelante con las normas específicas sobre tramitación y
sustanciación de reclamos contenidas en el artículo 2º de la resolución 956/97-ENRE.
Asimismo, dichas normas específicas contemplan las siguientes instancias de trámite:
En primer término se establece que los expedientes que tramiten en el Departamento
Atención Usuarios (DAU), se iniciarán de oficio o por reclamo de los usuarios los que podrán
formalizarlos personalmente, por escrito, o en forma telefónica, telegráfica, por facsímil, o cualquier otro
medio que a criterio del Area de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias resulte idóneo
(art. 2º inciso a)
Todas las comunicaciones y resoluciones dictadas en los Expedientes se notificarán
los días martes y viernes o el siguiente hábil, si alguno de ellos fuere feriado, a cuyo efecto deberá
concurrir el representante de la Distribuidora a la sede del DAU (art. 2º, inciso b)
Puesta la Distribuidora en conocimiento del Reclamo, la misma deberá darle
tratamiento inmediato resolviéndolo, lo que importará la acreditación de las multas a favor de los
66
usuarios cuando correspondiere e informando de todo lo actuado al DAU, u oponerse al mismo
debiendo presentar todas las circunstancias de hecho y derecho que estime corresponda a su descargo
dentro del plazo de los diez días (art. 2º, inciso c)
Asimismo, la Distribuidora no podrá suspender ni cortar el suministro en ningún caso
hasta la Resolución del Reclamo (art. 2º, inciso d)
Iniciado un Reclamo, todos los incumplimientos de la Distribuidora que sean
verificados en el transcurso de su tratamiento serán resueltos y penalizados en su caso al dictarse
Resolución sobre el mismo (art. 2º, inciso e)
De lo expuesto se concluye en que la interposición del reclamo tiene dos
consecuencias:
a) de resultar procedente, el problema o anomalía invocado por el usuario deberá ser resuelto y
satisfecho, ya sea por la Distribuidora, al serle comunicado el reclamo, o por el Ente, de haber mediado
oposición de la Empresa, y resolución posterior favorable al usuario.
b) sin perjuicio de la solución en sí misma que persiga el reclamo, de configurar la situación denunciada
un incumplimiento de la Distribuidora de alguna de las obligaciones asumidas por la misma, se pondrá
en marcha el proceso de aplicación de sanciones previsto en el punto 5.3. del Subanexo 4, pudiendo
ello derivar en una compensación económica a los usuarios.
La integración del procedimiento de aplicación de sanciones a la Distribuidora con su
similar para tramitar reclamos, permite que en una misma resolución final del Ente, se integre por un
lado la decisión concerniente al Reclamo en sí mismo y por el otro, se establezca la sanción para la
Distribuidora que, como se sabe, es una multa cuyo contenido económico tendrá como destinatario al
reclamante.
67
4. La Aplicación de Sanciones por el ENRE
Por no cumplir con alguna de las pautas sobre calidad comercial, detectándose ello
en el específico control sobre la calidad de servicio, o a causa de la presentación y resolución de un
reclamo sobre temas tarifarios en favor del usuario, ello implica no sólo un perjuicio para el usuario
afectado por cualquiera de dichas situaciones, sino también una falta y/o incumplimiento de la
Prestataria respecto de las obligaciones asumidas al hacerse cargo de la concesión del servicio público
de distribución de electricidad.
Por ello, dichas circunstancias deben poner necesariamente de manifiesto la potestad
sancionatoria del Ente Regulador, previa instrucción del procedimiento sancionatorio pertinente,
resguardando el debido proceso en todos los casos.
Asimismo, ello también debe ocurrir cuando, como consecuencia de una Auditoria
realizada por el Ente con el objeto de verificar la implementación del Régimen Tarifario por parte de las
Concesionarias, se determine la existencia de situaciones anómalas que ocasionen una incorrecta
aplicación de dicho régimen por parte de aquellas, ocasionando un perjuicio a los usuarios afectados e
incumpliendo así las Distribuidoras con las obligaciones que le impone el Marco Regulatorio en la
materia.
Dada la importancia que tiene esta función del Ente Regulador, la misma ha sido
objeto de expresas previsiones en todas las normas que integran el Marco Regulatorio Eléctrico.
• Régimen Sancionatorio del Subanexo 4 del Contrato de Concesión
El numeral 5 de dicho Subanexo reglamenta el régimen sancionatorio que se le
aplicará a las Distribuidoras por incumplimiento de las obligaciones emergentes del Contrato de
Concesión respectivo, sus anexos y la ley 24.065.
68
El mismo prevé la aplicación de sanciones con un contenido económico, lo cual
persigue orientar las inversiones de las Distribuidoras hacia el beneficio de los usuarios, a fin de que las
mismas mejoren la calidad en la prestación del servicio público de electricidad.
Si se las sanciona, entonces, será por no haber alcanzado los niveles mínimos
exigidos para el tipo de calidad de servicio de que se trate, acorde con la Etapa de ejecución en que se
encuentre el Contrato de Concesión.
Ante lo casos de incumplimiento que la Distribuidora considere que deben su origen
en casos de fuerza mayor o caso fortuito, deberá realizar una presentación ante el Ente solicitando que
los mismos no sean motivo de sanciones.
Las multas se establecerán en base al perjuicio que le cause al usuario la
contravención y al precio promedio de venta de la energía al usuario. Dichas multas serán abonadas a
los usuarios, y su pago no releva a la Distribuidora de eventuales reclamos por daños y perjuicios.
Cabe recordar que, en virtud de lo dispuesto por el artículo 37, inciso b) del
Contrato de Concesión, el valor acumulado de las multas aplicadas a la Distribuidora no deberá superar
el 20% de la facturación anual neta de impuestos y tasas. De ocurrir ello, será considerado como
violación grave de los términos del Contrato, y autorizará al Ente, a ejecutar las garantías constituidas
por la Distribuidora en los términos de los artículos 37 y 38 del Contrato de Concesión.
- Carácter de las Sanciones
Las multas que disponga el Ente, además de ajustarse al tipo y gravedad de la falta
cometida por la Distribuidora, deberán tener en cuenta los antecedentes de la misma y, en particular, la
reincidencia (si fuera el caso) en faltas similares a las penalizadas, con especial énfasis cuando ellas
afecten a la misma zona o grupo de usuarios.
69
La Concesionaria deberá abonar multas a los usuarios en los casos de
incumplimiento de disposiciones o parámetros relacionados con situaciones individuales. Comprobada
la infracción, el ENRE dispondrá que la Distribuidora abone una multa al usuario, conforme a la
gravedad de la falta cometida, los antecedentes de la empresa y su carácter de reincidente, de
corresponder.
Estas multas de carácter individual deberán guardar relación con el monto de la
facturación promedio mensual del usuario. Su pago no releva a la Distribuidora de eventuales reclamos
por daños y perjuicios.
- Procedimiento de Aplicación
El numeral 5.3. del Subanexo 4 complementa los lineamientos indicados por la ley
24.065 para el procedimiento de aplicación de sanciones.
Así, dispone que cuando el Ente compruebe la falta de la Concesionaria en el
cumplimiento de alguna de sus obligaciones, a la brevedad posible pondrá en conocimiento del hecho a
la misma, y la emplazará en forma fehaciente para que en el término de 10 días hábiles presente todas
las circunstancias de hecho y de derecho que estime correspondan a su descargo.
Si la Distribuidora no respondiera o aceptara su responsabilidad dentro de dicho
plazo, el ENRE aplicará las sanciones correspondientes, y las mismas tendrán carácter de inapelable.
Empero, si dentro dicho plazo, la empresa formulara descargos u observaciones, se agregarán todos los
antecedentes, y el Ente deberá expedirse definitivamente dentro de los 15 días hábiles subsiguientes a la
presentación de los descargos u observaciones.
En caso de dictarse resolución condenatoria, la Distribuidora, luego de hacer efectiva
la multa, deberá interponer los pertinentes recursos legales.
70
De corresponder, la Concesionaria deberá arbitrar los medios para que se subsanen
las causas que hubiesen originado la infracción, para lo cual el Ente deberá fijar un plazo prudencial a tal
efecto. Mientras se hacen dichas correcciones o reparaciones, no se reiterarán las sanciones.
- Vigencia de las Sanciones
Las disposiciones del numeral 5 del Subanexo rigen desde el mes 13 a contar desde
la fecha de Toma de Posesión y durante los primeros 10 años de vigencia del Contrato de Concesión.
En los sucesivos quinquenios, el Ente podrá ajustar las sanciones a aplicar, teniendo en cuenta posibles
modificaciones en las normas de calidad de servicio.
- Sanciones en materia de Calidad de Servicio Comercial
Cabe destacar, en lo concerniente a los Reclamos por Errores de Facturación, que,
en caso de incumplimiento en cuanto a lo exigido para la atención de los reclamos de los usuarios por
errores en la facturación, la Distribuidora deberá abonar a los usuarios damnificados una multa
equivalente al 50% del monto de la facturación objeto del reclamo (punto 5.5.3.3.)
- Sanciones referidas a incumplimientos en la Prestación del Servicio
El punto 6.3. del numeral 6 (Otras Obligaciones de la Distribuidora) del Subanexo 4
estipula que por incumplimiento de lo establecido en el Contrato de Concesión, referido a las
obligaciones de la Distribuidora en cuanto a la prestación del servicio, la misma abonará al Ente una
multa. Esta será determinada por el mismo, atento los antecedentes, la gravedad de la falta, y las
reincidencias, y no podrá ser superior al valor de 50.000 kWh valorizados al precio que en promedio
vende energía eléctrica la Distribuidora.
Es en base a esta previsión que se sancionan los incumplimientos referidos a la
materia tarifaria bajo tratamiento.
71
• Régimen de la Resolución ENRE 23/94
A los fines de la instauración del procedimiento para la aplicación de sanciones en
materia de calidad de servicio, además de lo dispuesto en el numeral 5 del Subanexo 4 del Contrato, en
lo que se refiere al procedimiento sancionatorio deben tenerse en cuenta las disposiciones de la
resolución 23/94-ENRE y modificatoria, por la que se aprueba el Reglamento para la aplicación de
sanciones.
En dicho Reglamento, además de establecerse las normas atinentes a la apertura e
instrucción del sumario respectivo, su conclusión, resolución posterior de la causa y la posibilidad de
interponer recursos contra la misma, se estipula, en lo que concierne especialmente a las infracciones
cometidas por los concesionarios a las disposiciones que reglamentan la prestación del servicio público
referidas en los contratos de concesión, que no efectuará audiencia pública en dichos casos (art. 6º), y
que el Ente resolverá definitivamente dentro de los 15 días de elevarse por parte del instructor la causa
para su resolución (art. 14).
El artículo 15 dispone que sólo podrá ser recurrida dicha resolución definitiva. En
especial, prevé que en los casos en que se apliquen sanciones por infracción a las disposiciones de los
contratos de concesión, los concesionarios, previo a darse trámite a los recursos mencionados, deberán
hacer efectivas las multas, admitiéndose sólo para el caso de interposición del recurso de
reconsideración, el diferimiento del pago de la penalidad correspondiente a la parte que se recurre,
hasta que dicho recurso sea resuelto.
El mismo artículo dispone que en todos los casos, corresponderá el pago de
intereses según la reglamentación específica aplicable o, en su defecto, a la tasa activa para descuento
de documentos comerciales a 30 días del Banco de la Nación Argentina calculada para el lapso
comprendido entre el momento en que la penalidad debió satisfacerse conforme a la resolución que la
aplicó y el de su efectivo pago.
72
• Aplicación de Sanciones debido al Control de Calidad de Servicio Comercial
Ante incumplimientos detectados por el Ente a las pautas de calidad comercial, en
que hayan incurrido en su oportunidad las Distribuidoras, se deben iniciar los procedimientos
sancionatorios de rigor, garantizando el derecho de defensa en todo momento, procediendo a la
pertinente formulación de cargos y luego, de corresponder, al dictado posterior de la resolución
penalizando a la concesionaria involucrada.
Dicha información proviene a causa del procesamiento y análisis de los datos
informados por las Distribuidoras en cumplimiento de la resolución ENRE 2/98, como de auditorías e
inspecciones en los locales comerciales de cada empresa, abarcando -entre otros supuestos- los ítems
relacionados con el tema tarifario bajo análisis.
Es conveniente recordar que el Subanexo 4, numeral 6 (Otras Obligaciones), punto
6.7., prevé una multa respecto del incumplimiento de una Distribuidora en cuanto a su obligación de
preparar y permitir el acceso a los documentos y a la información y, en particular; a su obligación de
llevar los registros exigidos en el Contrato de Concesión o no tenerlos debidamente actualizados, o
asimismo, a su obligación de brindar la información debida o requerida por el Ente a efectos de realizar
las auditorías a cargo de mismo.
Dicha multa será determinada por el Ente de acuerdo a la gravedad de la falta,
antecedentes de la empresa y su eventual reincidencia, y no podrá ser superior al valor de 200.000
kWh, valorizados al precio que en promedio venda energía eléctrica la Distribuidora.
• Aplicación de Sanciones debido a la Sustanciación de Reclamos de Usuarios en el ENRE
Ya se ha señalado que al mismo tiempo que se sustancia el reclamo formulado por
un usuario ante el Ente, también tramita la eventual aplicación consecuente de una sanción a imponer a
73
la Empresa Distribuidora, de manera tal que, al dictarse resolución en el caso por parte del Ente, no
solo se resuelve la petición específica formulada por el usuario en su oportunidad, sino que también se
le impone concomitantemente una multa bonificable al usuario afectado por el concreto incumplimiento
de la Distribuidora a los niveles de Calidad de Servicio Comercial establecido en la normativa.
4. COMENTARIOS Y OBSERVACIONES
Atento la compleja naturaleza temática del objeto de la presente auditoría, se expondrán los
comentarios y observaciones agrupadamente, de acuerdo a cada tópico en particular.
•
Conformación y Aprobación de los Cuadros Tarifarios.-
4.1. El Area de Análisis Regulatorios y Estudios Especiales desarrolla su labor a través de un
Manual de Procedimientos que no se encuentra aprobado por la autoridad competente.
El ENRE cuenta -entre otras dependencias- con el área sustantiva "Area de Análisis Regulatorios y
Estudios Especiales", dependiente en forma directa de la máxima autoridad del organismo (el Directorio
del Ente).
Entre sus misiones y funciones40 se encuentra la de "Entender en todos los aspectos vinculados con los
criterios para la determinación de las tareas y el análisis de los cuadros tarifarios y sus revisiones" (inciso
h)41.
Con el objeto de implementar el Sistema y Procedimiento de Cálculo Tarifario, a los fines de la
40
Las misiones y funciones del ENRE se encuentran aprobadas por Acta del Directorio del Ente n° 345 de fecha
22/7/97 y complementarias.
41
Conforme a las Misiones y Funciones del ENRE, suministradas junto con la Nota ENRE 34.500 de fecha 1/3/01, la
74
posterior aprobación periódica de los valores del Cuadro Tarifario correspondiente a cada
Distribuidora por parte del Directorio del Ente, dicha Area utiliza un "Manual de Procedimientos del
Control de los Cálculos y de su Aprobación", aprobado por la misma 42.
Ahora bien, en el punto V (Organización Interna) de las Planificaciones Anuales 1999 y 2000 de la
Unidad de Auditoría Interna del ENRE se manifiesta que "el organismo no cuenta aún con Manuales
de Normas de Procedimientos y de Organización …; sin embargo, el Directorio tiene presente la
necesidad de elaborar los procedimientos que correspondan a las tareas propias de cada una de
las Areas del Ente, toda vez que es necesario contar con normativa que prevea pautas de control
interno, asegure el resguardo de la información y mejore la efectividad y eficiencia, permitiendo
establecer indicadores de desempeño".
A su vez, en lo que específicamente se refiere al accionar en la materia auditada del Area de Análisis
Regulatorios y Estudios Especiales, cabe considerar que:
a) en el punto II del Informe n° 8/99 de la Unidad de Auditoría Interna, dicha unidad explica el
tratamiento de la Información que efectúa el Area de marras, a los fines del recálculo de los Cuadros
Tarifarios, a través de la utilización de una serie de planillas confeccionadas con el programa Microsoft
Excel.
b) dichos mecanismos de trabajo son los que recoge y explicita el referido “Manual de Procedimientos”
utilizado por la aludida unidad orgánica.
c) En las conclusiones emitidas por la Unidad de Auditoria Interna en el recordado Informe n° 8/99, se
cual contesta la Nota n° 01/2000 DENRE-AGN (ver en particular respuesta al inciso d).
42
Suministrado junto con las Notas ENRE 34.500 y 35.829 (ésta última remitida en respuesta al Cuestionario de
Control tramitado por Nota n° 24/01-GGCERPyT). Ver en particular respuesta al inciso j), en el primer caso, y a la
pregunta 1) del Tema 1, en el segundo.
75
aclara expresamente que "se pudo observar que el sector (SE REFIERE AL AREA DE ANÁLISIS
REGULATORIOS
Y
ESTUDIOS ESPECIALES) tiene escritos los procedimientos relativos al
tratamiento de los temas tarifarios", pero que "dichos procedimientos no se encuentran
aprobados formalmente".
d) ante el pedido efectuado por Notas n° 01/00 DENRE (inciso j) y 24/01-GGCERPyT (Tema 1,
Pregunta 1) de Manuales de Procedimientos, Instructivos y/o Flujogramas actualizados utilizados por
las dependencias del ENRE actuantes en la conformación de los Cuadros Tarifarios, el ente auditado
proporcionó al Equipo Auditor el “Manual de Procedimientos” indicado en el punto b), manifestando
que el mismo se encuentra aprobado por el Area de referencia.
En virtud del análisis de la evidencia obtenida y todo lo expuesto anteriormente, cabe concluir que, sin
dejar de ponderar la existencia de un “Manual de Procedimientos” respecto de la materia fiscalizada,
conteniendo no sólo el Sistema de Cálculo Tarifario y el Procedimiento para el procesamiento y
verificación de los cálculos correspondientes al tópico tarifario 43, sino también el circuito administrativo
atinente a la actividad descripta44, debe empero señalarse que el mismo no se encuentra aprobado por
la autoridad máxima del organismo, esto es, el Directorio del ENRE.
La mentada aprobación del “Manual” de marras por autoridad competente permitirá dotar a dichos
mecanismos de trabajo de la seguridad jurídica necesaria para un correcto desarrollo de la función
auditada, evitando márgenes de discrecionalidad no autorizados, a la vez que el acto administrativo a
través del cual se opere la formal aprobación aludida, implicará la adopción de una política concreta del
43
Conforme al aludido Manual, dicho Procedimiento comprende: Preparación del Sistema de Tarifas (inciso a),
Recabar información sobre Compras reales de potencia y energía y las facturas que emite CAMMESA a las
distribuidoras (inciso b), Relevamiento de la Programación Preliminar de CAMMESA y de las Distribuidoras (inciso
c), Análisis y Verificación de los precios de los Contratos transferidos (inciso d), Análisis de la Programación
definitiva de CAMMESA (inciso e) y el Establecimiento del Cuadro Tarifario definitivo (inciso f).
44
Conforme al aludido Manual, dicho Procedimiento, una vez establecidos los Cuadros Tarifarios definitivos, abarca
la elevación de dichos Cuadros para su aprobación por parte del Directorio (inciso g), el archivo de la documentación
y las comunicaciones pertinentes (inciso h).
76
organismo en la materia, indicando de manera indubitable los procedimientos válidos y vigentes
aplicables al proceso administrativo y técnico de conformación de los respectivos Cuadros Tarifarios.
4.2.- El Ente no verifica la publicación, por parte de las Distribuidoras, de los Cuadros
Tarifarios aprobados.
Los usuarios de servicios públicos tienen garantizado a través del artículo 42 de la Constitución
Nacional el derecho de acceder a una información adecuada y veraz respecto de todos los aspectos
concernientes a la prestación de cualquier servicio público de que se trate. Dentro de los mismos, se
encuentra naturalmente incluida toda la información relativa a la tarifa del servicio (en este caso, la
distribución de energía eléctrica a usuarios finales).
Concordantemente con lo dicho, el marco regulatorio eléctrico, a través de sus diversas normas,
estipula la necesidad de que los Cuadros Tarifarios aprobados por la Autoridad Regulatoria sean
ampliamente difundidos para su debido conocimiento por parte de los usuarios. De esta manera, éstos
podrán conocer tanto la nueva tarifa que se les aplicará a los efectos de la facturación del consumo
respectivo, de la rehabilitación del servicio por interrupción por falta de pago, y de la conexión
domiciliaria del mismo, así como también la fecha a partir de la cual dichos Cuadros se encontrarán
vigentes y el período que comprenden.
Lo dicho implica dos obligaciones complementarias entre sí:
•
Para cada una de las Empresas Distribuidoras, la de difundir el respectivo Cuadro Tarifario
aprobado respecto de la prestación de su servicio y su fecha de vigencia, para conocimiento de los
usuarios (vgr: artículo 45, in fine de la ley 24.065; artículo 25, inciso i) y Subanexo 1 (Régimen y
Cuadro Tarifario), Capítulo 4 (Disposiciones Especiales), inciso 4 (Aplicación de los Cuadros
77
Tarifarios), de cada Contrato de Concesión.
•
Para el ENRE, la obligación de fiscalizar la efectiva difusión de los ítems antedichos por parte de las
Empresas Distribuidoras, a fin de hacer efectiva la tutela normativa consagrada a favor de los
usuarios en el artículo 42 de la Constitución Nacional y en las diversas disposiciones integrantes del
Marco Regulatorio Eléctrico (vgr: artículo 56, inciso p) de la ley 24.065, el cual establece para el
ENRE la función de "asegurar la publicidad de las decisiones que adopte, incluyendo los
antecedentes en base a los cuales fueron adoptadas las mismas")
En ese orden de ideas, cabe poner de manifiesto que, en ocasión de aprobarse un nuevo Cuadro
Tarifario, el Ente dispone en el articulado de la resolución aprobatoria respectiva, la obligación para la
Distribuidora de que se trate, de publicar dentro del plazo de 5 (cinco) días corridos de notificada la
aludida resolución del Ente, el Cuadro Tarifario respectivo en por lo menos dos de los diarios de mayor
circulación de su área de concesión.
Asimismo, acorde con lo expuesto, en la respuesta a la pregunta 6) del Tema 1) del Cuestionario de
Control oportunamente contestado a través de la Nota ENRE n° 35.829, dicha Autoridad Regulatoria
expresa respecto del método de control aplicado por el organismo en la materia, que "las
distribuidoras remiten periódicamente una copia de la publicación de los Cuadros Tarifarios".
A mayor abundamiento, en el punto H (Archivo y Comunicación) del "Manual de Procedimientos del
Control de los Cálculos y su Aprobación" que utiliza el Area de Análisis Regulatorios y Estudios
Especiales, se especifica claramente como curso de acción a seguir luego de la aprobación del nuevo
Cuadro Tarifario por parte del Directorio del ENRE, el "Control de la publicación de los Cuadros
Tarifarios por parte de las Distribuidoras".
De lo expuesto cabe colegir que: a) la Distribuidora tiene la obligación de acreditar en el expediente
78
donde ha tramitado la aprobación del Cuadro Tarifario que le es aplicable, que ha cumplido con la
obligación indicada por el Ente en la respectiva resolución aprobatoria y b) que el propio Ente, además
de realizar la verificación de dicha publicación por parte de la Concesionaria, ante la configuración de
un incumplimiento, debe evidentemente ejercer y poner en práctica los mecanismos y procedimientos
que habiliten el eventual ejercicio de las facultades sancionatorias que le son propias.
Lo dicho obedece al hecho de que en la dinámica de la función administrativa, la decisión es condición
necesaria del hacer o de la gestión administrativa, y dentro del proceso decisorio no se pueden obviar
las etapas de decisión, ejecución, evaluación y control, todas las cuales deben quedar reflejadas en el
expediente pertinente.45
De la compulsa de los Expedientes individualizados en el Anexo I, se pudo comprobar:
1) Que las Distribuidoras (salvo Edelap) no cumplen con la acreditación de la publicación ordenada
por el Ente respecto de los sucesivos Cuadros Tarifarios aprobados.
2) Que en los casos en que las Distribuidoras no han acreditado la publicación de los Cuadros, el
ENRE no ha ejercido el control que le corresponde, ni ha efectuado procedimiento alguno en pos
de ejercer la potestad sancionatoria que le es propia.
A fin de ilustrar lo expuesto, se ha confeccionado el siguiente Cuadro:
45
M ATA, ISMAEL, "Procedimientos Administrativos (Expediente, Escritos, Representación)", en la obra colectiva
Procedimiento Administrativo, pag. 212, Jornadas organizadas por la Universidad Austral (Facultad de Derecho), Ed.
Ciencias de la Administración, Buenos Aires, 1998.
79
Expte
ENRE
Período
6999/99
Agosto /
Octubre
1999
Agosto /
Octubre
1999
Agosto /
Octubre
1999
7003/99
7041/99
7382/99
Noviembre
1999 /
Enero 2000
7390/99 Noviembre
1999 /
Enero 2000
7408/99 Noviembre
1999 /
Enero 2000
7846/00
Febrero /
Abril 2000
7848/00
Febrero /
Abril 2000
7863/99
Febrero /
Abril 2000
8214/99 Mayo / Julio
2000
Empresa
Resolución Fecha de
Cumplimiento Publicación
ENRE
Notificación
Cuadro Tarifario
Resolución
ENRE
Edenor S.A.
929/99
6/8/99
No se acredita publicación de
(fs. 57)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edesur S.A.
929/99
6/8/99
No se acredita publicación de
(fs. 57)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edelap S.A.
947/99
13/8/99
A fojas 48, Edelap acredita
(fs. 47)
publicación de Cuadro
Tarifario en Diarios "El Día" y
"Hoy"
Edesur S.A.
1151/99
3/11/99
No se acredita publicación de
(fs. 50)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edenor S.A.
1151/99
3/11/99
No se acredita publicación de
(fs. 54)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edelap S.A.
1154/99
12/11/99
A fojas 47, Edelap acredita
(fs. 45)
publicación de Cuadro
Tarifario en Diarios "El Día" y
"Hoy"
Edenor S.A.
36/00
3/2/00
No se acredita publicación de
(fs. 56)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edesur S.A.
36/00
3/2/00
No se acredita publicación de
(fs. 51)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edelap S.A.
41/00
11/2/00
No se acredita publicación de
(fs. 45)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edenor S.A.
242/00
12/5/00
No se acredita publicación de
(fs. 67)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
80
Expte
ENRE
Período
8222/99 Mayo / Julio
2000
8226/00 Mayo / Julio
2000
8536/00
8537/00
8528/00
8901/00
Agosto /
Octubre
2000
Agosto /
Octubre
2000
Agosto /
Octubre
2000
Noviembre
2000/
Enero 2001
8922/00 Noviembre
2000/
Enero 2001
8921/00 Noviembre
2000/
Enero 2001
Empresa
Resolución Fecha de
Cumplimiento Publicación
ENRE
Notificación
Cuadro Tarifario
Resolución
ENRE
Edesur S.A.
242/00
12/5/00
No se acredita publicación de
(fs. 51)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edelap S.A.
248/00
12/5/00
A fojas 57, Edelap acredita
(fs. 48)
publicación de Cuadro
Tarifario en Diarios "El Día" y
"Hoy"
Edenor S.A.
478/00
14/8/00
No se acredita publicación de
(fs. 55)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edesur S.A.
478/00
14/8/00
No se acredita publicación de
(fs. 50)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edelap S.A.
479/00
14/8/00
A fojas 55, Edelap acredita
(fs. 51)
publicación de Cuadro
Tarifario en Diarios "El Día" y
"Hoy"
Edesur S.A.
658/00
14/11/00
No se acredita publicación de
(fs. 45)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edenor S.A.
658/00
14/11/00
No se acredita publicación de
(fs. 50)
Cuadro Tarifario por parte de
la Empresa
Edelap S.A.
659/00
17/11/00
A fojas 55, Edelap acredita
(fs. 54)
publicación de Cuadro
Tarifario en Diarios "El Día" y
"Hoy"
4.3.- Los Expedientes a través de los cuales tramita la Conformación de los Cuadros
Tarifarios del periodo auditado, no contienen la documentación necesaria que respalde los
antecedentes que han sustentado en cada oportunidad el dictado de las resoluciones
aprobatorias de los valores contenidos en dichos Cuadros.
81
En principio, puede establecerse que la función administrativa46 consiste en la gestión en forma
concreta, práctica, inmediata y permanente del bien común, para lo cual dicha función requiere de la
emisión de actos administrativos, cuya preparación consiste en un procedimiento administrativo, lo cual
implica establecer y regular diversas formas que deben cumplirse con dicho objeto, tanto por parte de
los interesados como del Poder Administrador47.
Es en ese entendimiento que oportunamente se sancionó la ley n° 19.549 (Ley Nacional de
Procedimientos Administrativos), la cual en el orden nacional estableció determinadas normas de
procedimiento administrativo común o general, aplicables para la Administración Pública Nacional,
centralizada y descentralizada, inclusive entes autárquicos, sin perjuicio de la vigencia de determinados
procedimientos especiales en dicho ámbito (cfe. Artículo 1° de la ley 19.549 y decreto n° 722/96,
modificado por su similar 1155/97).
Por su parte, el artículo 71 de la ley 24.065 establece que "En sus relaciones con los particulares y
con la administración pública, el ente se regirá por los procedimientos en la Ley de
Procedimientos Administrativos y sus disposiciones reglamentarias, con excepción de las
materias contempladas expresamente en la presente ley".
Ello hace que los principios generales del procedimiento administrativo elaborados en la doctrina y
jurisprudencia y que son recepcionados por la Ley de Procedimientos Administrativos, sean de plena
aplicación al accionar de los Entes Reguladores en general y del ENRE en particular, máxime si se tiene
en cuenta su caracterización como entidades autárquicas.48
46
Desde una perspectiva más amplia, puede comprenderse dentro de la función administrativa, a toda la actividad de
los órganos administrativos (centralizados o descentralizados) y también a la actividad de los órganos legislativo y
judicial en la medida en que no se refiere a sus funciones específicas (GORDILLO, AGUSTÍN, Tratado de Derecho
Administrativo, Tomo I, Cap. X-2, Fundación de Derecho Administrativo, Reimpresión 5° Ed., Buenos Aires, 1999).
47
Sobre lo hasta aquí manifiestado, ver considerandos primero, segundo, cuarto y quinto del decreto n° 722/96.
48
Tawil, Guido Santiago, El Procedimiento Administrativo ante los Entes Reguladores, obra colectiva mencionada,
82
En consecuencia, independientemente de los procedimientos internos49 que adopte el área competente
a los fines de aplicar el Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario, (Subanexo 2 de
cada Contrato de Concesión), a los fines de la elaboración del acto administrativo emanado de la
máxima autoridad del ENRE, que apruebe en forma periódica50 para cada Distribuidora, los valores del
Cuadro Tarifario respectivo, deben respetarse las disposiciones de la Ley Nacional de Procedimientos
Administrativos, tanto en lo que hace al procedimiento que concluye en el dictado del pertinente acto
administrativo, como en todo lo concerniente a los requisitos esenciales de dicho acto en si mismo, sin
perjuicio del cumplimiento y aplicación del Marco Regulatorio Eléctrico.
En lo que concierne específicamente al tema sub examine, lo reseñado implica en la práctica que la
resolución de marras:
•
Debe sustentarse en los hechos y antecedentes que le sirvan de causa y en el derecho aplicable
(artículo 7°, inciso b) de la Ley de Procedimientos Administrativos), y que
•
Debe también ser debidamente motivada, conteniendo la misma en forma concreta las razones que
inducen a emitir el acto (artículo 7°, inciso e) de la mentada ley de procedimientos).
De esta forma, el acto cuenta tanto con "sustento fáctico" suficiente, y con "motivación" adecuada, ya
que la normativa citada expresamente exige que el acto simultáneamente tenga lo que se llama "causa" o
"motivos" (de hecho y de derecho) y la "motivación" o explicitación de aquella causa.
Por ello, es necesaria una expresión concreta y relacionada del derecho aplicado y de los fundamentos
pag. 254 a 256.
49
En el caso sería -si bien no se encuentra aprobado por autoridad competente- el Manual de Procedimientos que
utiliza el Area de Análisis Regulatorios y Estudios Especiales del Ente.
50
en cumplimiento de la función asignada al Ente por el artículo 56, inciso d) de la ley 24.065.
83
fácticos que avalan el dictado de la resolución en cuestión.
En ese sentido, la motivación o expresión de la causa se encuentra generalmente en los "considerandos"
del acto, mientras que la causa en sí es siempre externa al acto, debiendo hallarse en las constancias del
expediente, o en la realidad que rodea a toda la situación de que se trate.51
Es por ello que, en cumplimiento de lo antedicho y en lo que hace específicamente a la elaboración y
dictado de la resolución del ENRE que aprueba los valores de los Cuadros Tarifarios, dicho organismo
enumera en los considerandos de la resolución de que se trate, todos los antecedentes necesarios para
el recálculo de los valores del nuevo Cuadro Tarifario que se va a aprobar (por ejemplo: la resolución
emanada de la Secretaría de Energía a través de la cual se aprueba la Programación Semestral y la
Reprogramación Trimestral, ambas de Verano o de Invierno, y de las cuales surgen los precios
trimestrales de la energía y potencia necesarios para el recálculo tarifario; la necesidad, conforme al
punto D del Subanexo 2 del recálculo y actualización de los costos de distribución, de conexión y
servicio de rehabilitación; la necesidad de adecuar los precios contenidos en los contratos de suministro
transferidos por Segba S.A. a las Distribuidoras, etc.).
De esa forma se cumple lógicamente con los requisitos anteriormente expuestos, en lo que hace a la
causa y la motivación del acto que se dicta. Pero, asimismo, en el procedimiento administrativo que
analizamos, coadyuva en grado sumo a la eficacia del procedimiento que la causa del acto surja también
del pertinente soporte documental y de las propias constancias del expediente donde se ha desarrollado
todo el trámite tendiente a formar la voluntad administrativa, que se traduce concretamente en el dictado
de la resolución del Directorio del ENRE que aprueba el nuevo Cuadro Tarifario.
Conforme a las Normas para la Elaboración, Redacción y Diligenciamiento de los Proyectos de Actos
y Documentación Administrativos, que como Anexo I forman parte integrante del decreto 333/85, en
51
Ver GORDILLO, Tratado…., Tomo III, Cap. X-30 y sgte., Fundación de Derecho Administrativo, 3° Edición, Buenos
Aires, 1999.
84
su punto 1 (Prescripciones Generales), subpunto 1.1. (Definiciones), acápite 1.1.14, se define al
Expediente como al "Conjunto de documentos o actuaciones administrativas, originados a
solicitud de parte interesada o de oficio y ordenados cronológicamente, en el que se acumulan
informaciones, dictámenes y todo otro dato o antecedente relacionado con la cuestión tratada, a
efectos de lograr los elementos de juicio necesarios para arribar a conclusiones que darán
sustento a la resolución definitiva".
En consecuencia, es de suma importancia y utilidad que dentro de dichas "actuaciones administrativas"
se encuentren debidamente acreditados todos aquellos antecedentes relacionados con la cuestión a
decidir, y que contribuyen a la mejor explicitación de la causa y, consecuentemente, de la motivación
del acto administrativo en análisis. Por ello Ismael Mata52 señala que el expediente es el "instrumento" o
"soporte material" de las decisiones administrativas surgidas del procedimiento contenido en el mismo.
Todo ello, sin perjuicio de que, tal como lo señala el Manual de Procedimientos que utiliza el Area de
Análisis Regulatorios y Estudios Especiales, en su punto H (Archivo y Documentación), dicha
repartición archive en un bibliorato "ad hoc" el respaldo documental, resoluciones y toda información
atinente al procedimiento administrativo incoado a través de cada expediente en particular.
Por ello, se pone de manifiesto que, del análisis de los Expedientes enumerados en el Anexo I al
presente Informe, se pudo comprobar que no obran agregadas en los mismos constancias
documentales que son importantes tanto para el procedimiento administrativo en sí mismo, como para
el procedimiento de cálculo del Cuadro Tarifario, tales como 53:
•
las respectivas resoluciones dictadas por la Secretaría de Energía aprobando las Programaciones y
Reprogramaciones pertinentes.
52
53
M ATA, op. cit., pag. 212.
La siguiente enumeración es a título meramente ejemplificativo, sin constituir por ende una enumeración taxativa.
85
•
las constancias documentales adecuadas donde obren los valores disponibles de los Indices de
precios al consumidor final y al por mayor de productos industriales, ambos de los Estados Unidos
de América, que fueron aplicados al momento del cálculo.
•
Información elaborada por CAMMESA sobre los valores de potencia y energía, en sus distintos
tramos horarios, efectivamente demandados por las Distribuidoras, a fin de ser tenidos en cuenta en
los cálculos ex post.
•
Documentación que acredite el pago efectuado por las Distribuidoras en concepto de Cargo
Complementario de Transporte, con el mismo fin citado en el punto anterior.
•
Documentación que acredite el pago efectuado por las Distribuidoras por los gastos de
CAMMESA
•
Documentación que acredite lo abonado en concepto del impuesto sobre los Ingresos Brutos por
las Centrales Costanera S.A., Puerto S.A. y San Nicolás S.A.
La omisión apuntada incide en forma directa no sólo en la eficacia del procedimiento administrativo,
sino también en la posibilidad de acreditar debidamente los extremos del acto. Además, facilitaría la
debida comprensión de los procedimientos efectuados para determinar los nuevos valores del Cuadro.
De esa manera, se contribuye a la eficiencia del objetivo perseguido, si los procedimientos de cálculo
desarrollados por el Area específica interviniente, son acompañados por las constancias sustentatorias
de los insumos informativos (o sea los datos que se utilizan para las diversas formulas de calculo
contempladas en el Procedimiento establecido en el Subanexo 2 del Contrato de Concesión) utilizados
en la determinación de los valores que integraran finalmente el Cuadro Tarifario que se apruebe en el
Expediente administrativo de que se trate.
4.4.- No se ha previsto un mecanismo de ajuste ex post de los valores provisorios de los
índices de precios al por mayor de productos industriales y al consumidor final (Consummer
86
Price Index -CPI-), ambos de los Estados Unidos de América, utilizados para la conformación
de los Cuadros Tarifarios.
En primer término, cabe poner de manifiesto genéricamente que, cuando cualquiera de los valores que
intervienen en la conformación de los Cuadros Tarifarios sufre una variación con posterioridad a la
aprobación del Cuadro respectivo para el que se tuvo en cuenta el mismo, a los fines de que la tarifa
aplicada en el desarrollo de la prestación del servicio de distribución posea un valor justo y razonable
tanto para el prestatario como para el usuario, se deben arbitrar los mecanismos de ajuste ex - post de
dichos valores, para lo cual se debe prever la regulación del mecanismo de compensación a través del
dictado de la reglamentación pertinente.
Ello supone básicamente una comparación ex post entre el valor involucrado para el cálculo del Cuadro
Tarifario aprobado, y el valor efectivamente registrado o determinado para el período de que se trate.
Ejemplo de lo expuesto es lo dispuesto por el artículo 5° de la resolución ENRE 185/94, en cuanto a
las previsiones de demanda de potencia y energía consideradas para aprobar un Cuadro Tarifario
determinado y los valores efectivamente registrados en el período para el cual fueron calculados en su
oportunidad. La mentada resolución, en su artículo 5°, dispone que los Cuadros Tarifarios deben ser
objeto de comparación ex post respecto de los ítems detallados, por lo que, de surgir un eventual
apartamiento, el mismo puede ser trasladado al cálculo del Cuadro Tarifario que se determine para el
segundo período trimestral posterior al que se trate.
En lo que concierne específicamente al punto en cuestión, debemos recordar que, tal como se ha
consignado oportunamente en el Punto 3 del presente, como consecuencia de lo dispuesto en el punto
D) del Subanexo 2 de los Contratos de Concesión, en forma semestral deben ser recalculados los
valores de los costos propios de distribución asignables al Cargo Fijo y al Cargo Variable de cada
Tarifa, los costos de conexión y del servicio de rehabilitación, para lo cual es necesario contar con los
87
valores del índice de precios al por mayor de productos industriales y del índice de precios al
consumidor final, denominado Consumer Price Index (CPI), ambos de los Estados Unidos de América,
correspondientes a:
- el mes "m-2", siendo "m" el primer mes del semestre a actualizar, y
- el mes "k-2", siendo "k" el mes de la Toma de Posesión de la Concesión.
Con motivo de la labor de verificación de todos los valores correspondientes a cada uno de los
Cuadros Tarifarios aprobados a lo largo del período auditado, efectuada con motivo del presente
informe, se ha observado que, al practicarse el mentado recálculo de actualización explicitado en el
punto D) del Subanexo 2, el valor utilizado para los índices de precios aludidos en correspondencia con
el segundo mes anterior del semestre actualizado (el cual es "provisorio") y único disponible al momento
del Cálculo del Cuadro Tarifario, arroja diferencias en algunos casos con el valor definitivo de dichos
índices determinado para el mes en cuestión, como puede observarse en el Cuadro del Anexo VII.
Ello redunda en que, de tomarse el valor definitivo de dichos índices para la actualización bajo
comentario, podría arrojar diferencias en los cargos correspondientes a cada categoría tarifaria, lo que
a su vez, tendría directa e inmediata incidencia en la tarifa abonada por el usuario, pudiendo ser en más
como en menos, según resultara el caso.
El análisis efectuado en la presente Auditoría indica que no existe ningún mecanismo de ajuste ex post
de dicha variación de valores, que se encuentre contemplado en la normativa vigente en la materia.
A mayor abundamiento se señala que el ENRE ha indicado que el único mecanismo de traslado de
ajuste ex post de valores que intervengan en la conformación de los Cuadros Tarifarios contemplado
por la normativa de la Secretaría de Energía y/o del ENRE y que se haya aplicado durante el período
auditado es el indicado en la resolución ENRE 185/94, al que se hiciera referencia ut supra (ver Nota
88
ENRE del 21/5/01, Tema 1), respuesta a la pregunta 5).
A fin de mostrar las diferencias producidas en los Cuadros Tarifarios mediante la utilización de los
valores definitivos de los Indices, se procedió con éstos a la realización de todos los cálculos para la
conformación de cada Cuadro.
De esta forma, se acompaña el Cuadro respectivo en el Anexo VIII, el cual ilustra la variación
presentada en las Tarifas con relación a los valores aprobados por el ENRE, donde éstos se
produjeron para los Trimestres y Categorías Tarifarias del período auditado de las Distribuidoras.
Cabe agregar que para el período objeto de esta auditoría todas las diferencias encontradas fueron por
valores aprobados superiores a los que se hubieran podido obtener mediante la utilización de los
índices definitivos, con el correspondiente perjuicio al usuario.
4.5.- Se han introducido, con posterioridad a la celebración de los respectivos Contratos de
Concesión de Distribución de Energía Eléctrica, modificaciones al Procedimiento para la
Determinación del Cuadro Tarifario contemplado en el Subanexo 2 de dichos Contratos.
Antecedentes.-
En primer término, cabe poner de manifiesto que por el decreto n° 714/92, modificado por su similar
1323/92, fueron aprobados los Contratos de Concesión de Edenor S.A. y Edesur S.A. 54, y que a su
vez, por el decreto n° 1795/92, se aprobó el Contrato de similar naturaleza correspondiente a Edelap
S.A.
54
Por Resolución n° 170/92, emanada de la Secretaría de Energía Eléctrica, se aprobaron los textos ordenados de
dichos Contratos, los cuales forman parte de dicha resolución, como Anexos I y II, respectivamente.
89
En todos los casos, el contrato fue celebrado entre el PODER EJECUTIVO NACIONAL, en su
carácter de Poder Concedente, representado por el titular de la Secretaría de Energía, y el titular de
cada una de las Empresas referenciadas.
En ese orden de ideas, es dable poner de manifiesto que, luego de celebrados dichos acuerdos de
voluntades, fueron dictadas diversas resoluciones que fueron modificando el Marco Regulatorio
Eléctrico, en aspectos concernientes al tema tarifario55, ya sea en lo referido a los “Procedimientos para
la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios"56, o a la temática de
los contratos transferidos de abastecimiento con las Centrales Puerto S.A., Costanera S.A. y San
Nicolás S.A., o bien a la incorporación de un mecanismo de ajuste por comparación ex post, por el
cual pueden trasladarse las diferencias surgidas entre las previsiones de demanda de potencia y energía
formuladas por las Empresas y los valores efectivos de dicha demanda, al cálculo del Cuadro Tarifario
que se determine para el segundo período trimestral posterior al Cuadro para el que se utilizó la referida
previsión de demanda.57.
Las mismas han sido reseñadas en el Anexo IV al presente Informe, y han sido dictadas en su
oportunidad por la Secretaría de Energía o por el propio Ente Regulador, con el fin de establecer como se desprende del detalle enumerado en el párrafo anterior- adecuaciones a los mecanismos de
cálculo utilizados o nuevos valores para determinados factores que inciden posteriormente en el cálculo
de la tarifa, pero no todas ellas modifican el Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario
contenido en el Subanexo 2 del Contrato de Concesión.
55
ya nos hemos referido al tema en el punto 2 (Alcance del Examen), numeral 2.6.1. (Conformación y Aprobación de
los Cuadros Tarifarios) y en la Primera Parte del punto 3 (Aclaraciones Previas), en el Acápite "Normas Intervinientes
y Modificatorias del Procedimiento de Cálculo Tarifario".
56
Aprobados por resolución n° 61/92-SEE y modificatorias y complementarias.
57
Ver resolución ENRE 185/94, por la cual las diferencias entre las previsiones de demanda de potencia y energía
consideradas para el cálculo de un determinado Cuadro Tarifario, y los valores efectivamente registrados en el
período para el cual fueron calculados, pueden ser trasladadas al cálculo de un Cuadro Tarifario posterior, en la forma
explicitada.
90
En ese entendimiento, como comentario, se señalan aquellas en que el ENRE sí ha modificado el
Procedimiento, con posterioridad a la celebración de los Contratos de Concesión y antes de la
oportunidad prevista por el Marco Regulatorio Eléctrico para la Revisión Tarifaria 58. Es el caso de las
Resoluciones números 685, de fecha 12 de noviembre de 1996, y 547, dictada el 21 de abril de
1999.
A continuación, se reseña cada caso por separado para su mejor apreciación:
Resolución 685/96-ENRE.-
A través del Expediente ENRE nro. 2676/96, Edenor S.A. solicita la corrección del procedimiento de
cálculo tarifario en lo referente al traslado de los precios de la energía de los contratos transferidos con
Central Puerto S.A. y Central Costanera S.A. a las Tarifas respectivas.
Al propio tiempo, en ocasión de aprobarse por resolución ENRE 425/96 los valores de los Cuadros
Tarifarios correspondientes a Edenor S.A. y Edesur S.A. para el trimestre Agosto-Octubre de 1996, el
Ente manifiesta que el estudio de la procedencia y, en su caso, la extensión de la referida corrección
solicitada por Edenor S.A. al resto de las Concesionarias, requiere de un análisis cuyo desarrollo
excede el plazo previsto para la aprobación de los valores del mencionado Cuadro Tarifario, por lo que
se dispone en dicha resolución conferirle a la cuestión tratamiento por separado59.
La Concesionaria solicita concretamente en el caso en cuestión, la modificación de la determinación del
precio de la energía para cada tramo horario, a transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios en lo
relacionado con el precio de los contratos transferidos, la cual hasta ese momento era calculada
58
Ver los artículos 43 y siguientes de la ley 24.065 y su reglamentación y el artículo 31 del Contrato de Distribución.
De acuerdo a ello, la primer Revisión de las Tarifas de Distribución se realizará en el año 2002.
59
Ver considerandos sexto y séptimo de la resolución ENRE 425/96.
91
conforme al procedimiento indicado en el punto A (Cálculo del precio de la potencia y energía
comprada en el Mercado Mayorista -Mercado Spot y Contratos a Término-), inciso A.2. (Precio de la
energía para cada tramo horario -horas de pico, valle y resto-), del Subanexo 2.
En la fórmula allí desarrollada, la cual persigue la determinación del factor Pei (Precio de la energía en
el mercado mayorista en cada tramo horario, a transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios,
expresado en U$S/kWh), el precio de los contratos transferidos (energía y potencia) se hallaba
expresado en una forma conjunta o única, llamado técnicamente precio monómico (factor Pecti), y el
término "Pecti - Pps / 720" determinaba el precio de la energía contenido en ese precio monómico
(Pecti), descontándose de esta la parte correspondiente a la compra de potencia, efectuada por medio
de los contratos de marras, y expresada en forma de precio de energía.
En el término antes aludido, Pps era el valor mensual de la potencia en el mercado spot al momento de
la firma del contrato, expresado en U$S/kW-mes. Esta última expresión era determinada conforme las
normas de remuneración de la potencia vigentes en el Mercado Eléctrico Mayorista al momento de su
determinación.
Con posterioridad a la entrada en vigencia del Contrato de Concesión, las resoluciones números 178 y
326, emanadas ambas de la Secretaría de Energía con fecha 24 de junio y 11 de noviembre de 1994,
respectivamente, introdujeron modificaciones en las normas del MEM, que entre otros temas, cambia el
mecanismo de compra de potencia por parte de los Distribuidores, motivando la mentada solicitud de
Edenor S.A., a fin de mantener la representatividad de la expresión Pps y asi poder incluir dentro del
precio de venta de los Distribuidores a los usuarios un término representativo de los costos de
adquisición de la electricidad en el MEM, conforme lo estipula el artículo 40, inciso c) de la ley 24.065.
Por tal motivo, luego de estudiar la cuestión, el Ente dicta la resolución ENRE 685/96, donde considera
procedente perfeccionar la metodología hasta entonces vigente para el traslado a tarifas del precio de la
92
energía de los contratos transferidos, en concordancia con las modificaciones reseñadas acaecidas en
las normas del MEM ya citadas.
De ese modo, se dispone que, a partir del 1° de noviembre de 1996, para el cálculo de los valores de
los Cuadros Tarifarios de las 3 (tres) Distribuidoras, la expresión Pps deberá calcularse de acuerdo con
la fórmula matemática indicada en el anexo a la resolución 685/96 y, asimismo, se practicarán al efecto
los ajustes ex post correspondientes (cfe. artículos 1° y 2° de la resolución ENRE 685/96)
Por tal motivo, se varió la Metodología de Cálculo del valor de la expresión Pps en la fórmula
establecido en el punto A.2), por lo que el valor de Pps / 720 pasó a calcularse mediante la expresión
matemática contenida en el Anexo a la recordada resolucion, produciéndose así una modificación en el
Procedimiento previsto en el Subanexo 2.
En el Anexo IX que se acompaña, se especifica la modificación operada a través de la resolución bajo
tratamiento.
Asimismo, en el Anexo XI se presenta un Cuadro Comparativo entre los valores de los Cuadros
Tarifarios aprobados, y los que se hubieran obtenido como consecuencia de la aplicación del
Procedimiento sin las modificaciones introducidas por la resolución n° 685/96-ENRE.
Resolución 547/99-ENRE.-
A. Con el fin de reseñar los antecedentes de la resolución del epígrafe, cabe destacar en primer
término que, en la implementación del Cálculo de los Parámetros del Cuadro Tarifario conforme lo
establecido en el Subanexo 2, para las Categorías n° 1 -Pequeñas Demandas- (Tarifa T1R, T1G,
T1AP) y n° 2 -Medianas Demandas- (Tarifa T2), se aplica (a fin de determinar el Cargo Variable en
93
función de la energía consumida que integra la estructura de la tarifa que abonará el usuario) el
denominado factor Y, que representa la participación del consumo de los usuarios de cada categoría
tarifaria en los horarios de punta (Yp), resto (Yr) y valle (Yv), respecto del total.
Asimismo, al detallarse el mecanismo de cálculo de cada Cargo Variable, se estableció en el Subanexo
2 para cada caso, los valores de aplicación de los referidos factores, indicándose para cada tramo
horario el valor del factor Y correspondiente60. En el Anexo III se encuentran indicados para cada tarifa
los valores iniciales de Yp, Yr e Yv determinados en el Contrato de Concesión.
La metodología explicitada responde al objetivo de conformar la tarifa en base a un Cargo Fijo (el cual
es independiente del efectivo consumo de energía en el período facturado), con más un Cargo
Variable, en función de la energía consumida por el usuario, tal como se indica en el Regimen Tarifario
contenido en el Subanexo 1.
Dado que el Cargo Variable para un período en las Tarifas n° 1 y n° 2 es único, para cada categoría,
independientemente del tramo horario en que se produce el consumo (el medidor registra el total de
éste sin tener en cuenta el horario), es que existen los factores que representan la participación (Yp, Yv,
Yr) sobre el total del consumo. De esta forma, con éstos se logra tener un solo valor representativo de
la energía (Cargo Variable), a aplicar sobre el consumo de cada usuario, sin considerar el tramo horario
en que éste se produce.
Es por ello que, al recalcularse en cada período el precio de la energía para aplicar al Cargo Variable
correspondiente a las Tarifas indicadas anteriormente, dentro de su conformación, además de
considerarse en cada caso el precio de la energía adquirida por la Distribuidora en el Mercado
Eléctrico Mayorista en cada tramo horario, es necesario ponderar y considerar concordantemente el
60
Para una determinada categoría de usuario, el valor del factor Y representa para cada tramo horario la proporción de
consumo de esos usuarios en pico, valle y resto. De este modo, la suma de los valores correspondientes a Yp, Yv e
Yr debe dar 1.
94
porcentaje de participación del consumo del universo de usuarios de la Tarifa que se trate en cada
tramo horario (esto es, el valor asignado a Yp, Yr, e Yv).
De esa manera, dentro de una misma Categoría y Tipo de Tarifa, se podrá obtener un solo valor final
para el Cargo Variable, a partir de 3 (tres) valores de energía (pico, valle y resto), tomando en cuenta
para cada tramo horario el precio de la energía y el porcentaje de consumo de los usuarios de esa
franja tarifaria, en dichos tramos.
A ese fin, al aprobarse cada Contrato de Concesión, en el Procedimiento indicado en el Subanexo 2 de
cada uno de ellos, en cada Tarifa se especificó el método de cálculo de su cargo variable 61, y se
determinó el porcentaje de participación del consumo de los usuarios en cada franja horaria.
Si bien dicho porcentaje o valor se catalogó como "inicial", es necesario dejar en claro que el Contrato
no estableció en forma expresa la posibilidad de modificar estos valores, y tampoco aclaró
expresamente (como sí lo hizo en el caso de otros factores62) que los mismos no estarían sujetos a
variación.
B. Posteriormente, con fecha 20 de marzo de 1995, la Secretaría de Energía dicta la resolución
n° 105, por la cual dispuso diversas modificaciones en las normas de despacho económico para las
transacciones de energía y potencia del Mercado Eléctrico Mayorista.
A raíz de lo expuesto, y en especial para el período Mayo-Julio de 1995 (inmediato siguiente a la
resolución n° 105/95-SE), en opiniön de las distribuidoras, se habrían producido fuertes diferencias
61
En el Anexo III se encuentran discriminados por Categoría y Tipo de Tarifa, tanto los procedimientos de cálculo de
cada cargo (ya sea fijo o variable) como los valores iniciales adjudicados a los factores Yp, Yv e Yr.
62
Aquí se hace referencia al factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión (KRE) y al
coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la energía (KME) en el cargo variable de los usuarios
encuadrados en cada tarifa. Ambos factores también son tenidos en cuenta para la conformación del cargo variable
en cada una de las categorías y tipos tarifarios indicados anteriormente.
95
entre los valores (precios) de la energía de pico y el precio de la energía en el resto de los tramos
horarios (resto y valle). En virtud de ello, con los nuevos precios para las transacciones en el mercado
estacional del MEM, determinados a partir de allí por la Secretaría de Energía (fueron calculados de
acuerdo con los lineamientos precisados en la resolución n° 105/95-SE), y al ser éstos trasladados a la
conformación de los Cuadros Tarifarios, habrían quedado manifestado ciertos desfasajes entre los
ponderadores de participación de consumo de los usuarios (Yp, Yr, Yv) de cada categoría, y la
estructura de compra de energía real de las Distribuidoras.
Esto indicaría que los ponderadores que establecen la participación teórica del consumo de los usuarios
no coincidirían con el consumo real de éstos, creando una distorsión entre la estructura de compra de
energía y la de venta reconocida a través de las tarifas, ocasionando por ende un perjuicio al
Distribuidor, al no poder trasladar a sus usuarios (como lo establece la ley 24.065) el valor real de
compra de energía por parte de éste.
C. Teniendo en cuenta los precios de la energía y potencia surgidos de la programación
estacional de invierno para el periodo Mayo - Julio de 1995, aprobada por la Secretaria de Energía a
través de la resolución nº 183/95, el Ente aprobó los nuevos valores tarifarios vigentes para Edenor
S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A., a partir del 1º de mayo de dicho año, para el trimestre apuntado, con
el dictado de la resolución ENRE 92/95.
A su vez, la pertinente Reprogramación Trimestral de Invierno dispuesta por la resolución nº 5,
emanada con fecha 25 de junio de 1995 de la Secretaria de Energía y Comunicaciones, motivó la
aprobación de los nuevos valores de los Cuadros Tarifarios de Edenor S.A. y Edesur S.A. (resolución
ENRE nº 146/95) y de Edelap S.A. (resolución nº 151/95), para el periodo Agosto - Octubre de ese
año.
D. La situación hasta aquí descripta motivó que:
96
D.1. Las empresas distribuidoras efectuaran diversas presentaciones63 solicitando la revisión de esta
situación, con el fin de modificar los coeficientes o ponderadores que cuantifican la incidencia horaria de
la energía en el cálculo de las tarifas aplicables a cada categoría de usuario.
La mayor diferencia entre el precio de la energía en el horario de pico y el horario de valle y resto,
acentuada por el cambio de metodología, evidenció como consecuencia, la falta de correspondencia
entre el valor de toda la energía recuperada a través de las tarifas, y el valor de la energía efectivamente
adquirida en el MEM.
En la práctica esto significó, según lo manifestado por las Distribuidoras, un perjuicio en sus ingresos
dado que la estructura de compra de energía era diferente a la recuperada mediante el Procedimiento
para la Determinación del Cuadro Tarifario (Subanexo 2), ya que a través de los factores Yp, Yr, Yv,
se asigna un porcentaje inferior para la energía de pico respecto de la real.
Se alega entonces, que la correcta implementación del “pass through” implica que el término que refleje
en la tarifa los costos de compra de energía y potencia en el MEM debe corresponderse con la
realidad pues de lo contrario su efecto dejará de ser neutro para las Distribuidoras, ocasionándoles un
perjuicio económico, ya que deben absorber el margen de energía realmente comprada para cada
tramo horario, que no se vea correspondido con la participación correspondiente a cada categoría de
usuarios en pico, valle y resto en el mentado Subanexo 2.
D.2. Como consecuencia de todo lo reseñado, en forma paralela a las solicitudes implementadas por
las Distribuidoras, la empresa Edesur S.A. en particular recurrió por vía administrativa y judicial,
diversas resoluciones emanadas del ENRE, teniendo en cuenta el eventual perjuicio económico
63
Edenor S.A. lo hizo a traves del Expte ENRE 1146/95, Edesur S.A. a traves de los Exptes nros 1099/95 y 1322/95,
tramitando la solicitud de Edelap S.A. por su similar 1122/95.
97
emanado de las variaciones antes expuestas en los mecanismos conformadores de las tarifas de
distribución de energía eléctrica, todo ello de acuerdo con el siguiente detalle:
D.2.1. Conforme a las constancias obrantes en Nota de Edesur S.A. del 22 de agosto de 1995 (fojas 1
del Expte ENRE nº 1372/95), luego de agotada la vía administrativa, la empresa interpuso el recurso
judicial previsto en el articulo 76 de la ley 24.065, contra la resolución ENRE 92/9564, quedando el
mismo radicado ante la Sala V de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso
Administrativo Federal.
D.2.2. A través del Expte ENRE nº 1372/95, Edesur S.A. interpone recurso de reconsideración contra
la resolución ENRE nº 146/95, la cual aprobó los valores del Cuadro Tarifario de Edesur S.A. para el
trimestre Agosto - Octubre de 1995, solicitando a su vez la nulidad de la misma.
En el recurso obrante a fojas 1 y fundado a fojas 28/47 del mismo, la Empresa manifiesta que la
situación ya descripta ha alterado la ecuación económico-financiera del contrato de concesión de
distribución de energía, ya que la aplicación del Cuadro Tarifario aprobado por el Ente e impugnado
por la Empresa, le causa a esta serios perjuicios y un quebranto económico de significación, ya que no
se puede trasladar (como ya se ha explicado ut supra) a las tarifas en forma correcta los costos en que
incurre Edesur S.A. por su compra de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Es interesante poner de manifiesto que, en dicho recurso, la empresa sostiene la competencia del ENRE
para realizar la modificación de los valores correspondientes a Yp, Yv, Yr, teniendo en cuenta las
facultades conferidas por la ley 24.065 al Ente en el artículo 56, incisos a) y d), y la obligación de hacer
cumplir el artículo 40, inciso c) de dicho texto legal, en el sentido de que el precio de venta de la
electricidad a los usuarios incluya un término representativo de los costos de adquisición de la
64
Dicha resolución había aprobado los valores del Cuadro Tarifario para las 3 (tres) Distribuidoras para el período
Mayo/Julio de 1995.
98
electricidad en el MEM, lo cual no sucede –a criterio de Edesur S.A., a partir de las modificaciones
introducidas en la normativa del Mercado Eléctrico Mayorista por la resolución n° 105/95.
Por ende, Edesur S.A. sostiene que, al no haber el Ente modificado los valores de Yp, Yv, Yr, no ha
cumplimentado ni el artículo 40, inciso c) de la ley (por no efectuar un pass through integrado por un
término realmente representativo de los costos de adquisición de energía en el MEM) ni el artículo 56,
inciso d) de la misma (por no haber establecido las bases para el cálculo de las tarifas respecto del
período tarifario trimestral involucrado).
Posteriormente, habiéndose expedido el Area Legal del ENRE a fojas 48, el Ente rechaza el recurso
interpuesto por la Distribuidora de marras, a través de la resolución ENRE n° 182/96, dado que,
sustancialmente, el dictado de la resolución ENRE nº 146/95 constituyó el ejercicio por parte del
ENRE de las facultades que le son propias en la materia tarifaria, habiendo trasladado la variación del
precio de compra de energía y potencia en el MEM a las tarifas de los usuarios, con sujeción absoluta
a los procedimientos contemplados en el Subanexo 2 del Contrato de Concesión. Esta labor se llevó a
cabo teniendo en cuenta la totalidad de la reglamentación vigente en la materia, la cual incluía a la
resolución n° 105/95-SE (ver considerandos 1° a 4° de la resolución 182/96-ENRE).
Es importante destacar que, en los considerandos quinto y sexto de la resolución bajo análisis, el ENRE
expresamente consigna que el origen del presunto perjuicio invocado por la Distribuidora radicaría en la
aplicación de los coeficientes Yr, Yv e Yr del Subanexo 2, los cuales tendrían una supuesta distorsión
respecto del comportamiento real de los usuarios comprendidos en las tarifas 1 y 2, en los horarios de
pico, valle y resto.
Ampliando los fundamentos del rechazo al recurso impetrado por la Distribuidora, el Ente manifiesta
que la cuestión principal introducida por la empresa es la búsqueda de la modificación de los
99
coeficientes Yp, Yv, e Yr obrantes en la fórmula de reajuste de tarifas del Contrato de Concesión65, lo
cual, además de ser ajeno a la mecánica de recálculo de las tarifas a través de la pertinente
Programación y Reprogramación Estacional aprobada por la Secretaría y a los mecanismos
establecidos en el Subanexo 2 para el reflejo de todas las variaciones de costos producidas en el
Mercado Mayorista Eléctrico, implica concretamente la modificación del referido contrato, y la
modificación del régimen de tarifas (ver sexto considerando).
En el entendimiento del Ente, ello es así, toda vez que las variaciones de precios de compra de energía
y potencia en el MEM no contienen indicadores acerca del comportamiento de ninguno de los usuarios
de las Distribuidoras, por lo que la metodología de cálculo tarifario en este aspecto sólo contempla la
aplicación de los índices de variación que se registren a los valores asignados a las fórmulas de cálculo
de los distintos supuestos contemplados en el inicio del Subanexo 266, siendo dichos supuestos las
únicas variaciones que podrían trasladarse a tarifas de usuarios, en las oportunidades y frecuencias
indicadas en el Procedimiento (ver considerandos octavo a duodécimo).
Por ende, concluye el Ente que los coeficientes Y, fueron fijados convencionalmente y aceptados tanto
por las empresas concesionarias como por sus posteriores adquirentes de los paquetes mayoritarios. En
consecuencia, dichos coeficientes no se hallan sujetos a ajuste alguno, ya que ningún procedimiento
establecido en el Subanexo 2 lo autoriza o prevé.
D.2.3. Interpuesta por Edesur S.A. la vía del recurso de alzada ante la Secretaría de Energía y
65
Por lo tanto, el agravio invocado por Edesur en la cuestión es una supuesta irrepresentatividad de los coeficientes
Yp, Yv e Yr, que figuran en la fórmula de ajuste del Subanexo 2, respecto del comportamiento de consumo de
potencia y energía de los usuarios encuadrados en Tarifa 1 y Tarifa 2, durante los horarios de pico, valle y resto (ver
considerando décimoquinto de la resolución ENRE 182/86).
66
Esto es, el precio de la potencia y energía en el MEM (contratos a término entre el distribuidor y los generadores, y
mercado spot, los costos propios de distribución y los factores de aplicación descriptos en el punto C) del
procedimiento del Subanexo 2.
100
Puertos67, la misma rechaza el mismo por la resolución n° 127/97-SEyP, aduciendo que el Contrato de
Concesión es regido e interpretado por las leyes integrantes del Marco Regulatorio y los principios del
derecho administrativo, motivo por el cual el ENRE actúa en la cuestión conforme lo determinan las
leyes aplicables, a fin de que, en pos de la protección del interés público, el mismo apruebe las tarifas
pertinentes, interpretando y cumpliendo las cláusulas contractuales.
E. Independientemente de lo expuesto en el punto anterior, ante la gestión de las Distribuidoras
en el sentido de corregir los valores de los coeficientes Yp, Yv e Yr, el Ente dicta la resolución n°
187/95-ENRE, por la cual, teniendo en cuenta que:
a) la resolución 105/95-SE hace al perfeccionamiento en la aplicación de los criterios contenidos en el
Marco Regulatorio para el mejor logro de los objetivos de la política nacional en el sector
energético y
b) que los valores Y ya citados fueron fijados en los contratos de concesión respectivos, los que a su
vez formaron parte de la documentación que integró los Pliegos de la Licitación para la Venta del
Paquete Mayoritario de Control de las Distribuidoras, por lo que dichos valores eran conocidos y
fueron aceptados por las Empresas, el Ente decide:
•
Llevar a cabo una campaña de medición para efectuar la verificación del apartamiento del consumo
real de los usuarios por tramo horario de los coeficientes fijados por contrato, de modo de asegurar
la objetividad y calidad de los resultados.
•
Disponer que las empresas presenten al Ente para su aprobación, un plan de trabajo para el
desarrollo de la campaña de medición entre usuarios, conforme a las pautas contenidas en el Anexo
I de la resolución 187/95-ENRE.
67
Recurso que tramitó por el Expediente n° 750-002186/96 del registro del Ministerio de Economía y Obras y Servicios
Públicos.
101
•
Determinar que los resultados de la campaña de medición dispuesta deberán ser presentados a los
12 meses contados a partir de la fecha de aprobación del plan de trabajo.
De este modo, la campaña dispuesta a nivel de usuarios permitiría un mejor estudio de los coeficientes
de participación horaria, de los coeficientes que representan la incidencia del precio mayorista de la
potencia, y la existencia real y concreta de perjuicios económicos para las empresas y la posibilidad de
su cuantificación.
Asi, el objetivo básico de dicha campaña fue la determinación de la curva de carga diaria promedio y la
distribución de energía en los tres tramos horarios para cada grupo tarifario en que se divide la
categoría T1 y la categoría T2.
Por otra parte, en virtud de lo dispuesto en el artículo 3° de la resolución ENRE 187/95, el ENRE
celebró el Convenio Particular n° 1 con el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), a fin de
analizar los planes de desarrollo de la campaña de medición propuestos por las empresas, a fin de
verificar su consistencia, analizar la consistencia de los resultados obtenidos, y presentar al
completamiento de las campañas un informe final analizando todo lo actuado.
F. Posteriormente, durante la implementación de la aludida campaña de medición, por
Memorandum n° DDc/0289 (fojas 335/337 del Expediente ENRE 1122/95), se informa el estado de
situación de las campañas de medición a cargo de Edelap S.A., Edenor S.A. y Edesur S.A., asi como
de la Auditoría contratada por el ENRE con el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), a fin de
monitorear las campañas de medición y colaborar en el análisis de los resultados de las mismas, luego
de lo cual, a fojas 338/343, obra el Memorandum n° AAREE/169/97, elaborado en el ámbito del Area
de Análisis Regulatorios y Estudios Especiales del ENRE, a través del cual se reseñan los desarrollos
de las campañas de medición de cada una de las Distribuidoras y se evalúa la actuación del auditor
102
contratado por el ENRE para el seguimiento de dichas campañas, proponiéndose finiquitar los informes
de las campañas de medición citadas.
Oportunamente, mediante Nota del 10 de noviembre de 1998 (fojas 382/384 del mencionado Expte
ENRE 1122/95), el consultor externo contratado concluye en que los coeficientes ponderadores
obtenidos por las empresas reflejan razonablemente el comportamiento estadístico de los usuarios de
las Tarifas R1, R2, G1, G2, G3, y T2 de Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A.
Posteriormente, por Memorandum 726/99, emanado del Area de Análisis Regulatorios y Estudios
Especiales de fecha 19 de abril de 1999, dicha repartición concluye en que existe una falta de
coincidencia entre la curva de carga implícita en las tarifas y la realidad del consumo por parte de los
usuarios. En virtud de ello se arguye que dicha circunstancia altera la gestión del Distribuidor, ya que el
término representativo de los costos de adquisición de la electricidad en el MEM que debe incluirse en
las tarifas, al no responder a las ponderaciones adecuadas de las cantidades incluidas en el cuadro
tarifario para pico, valle o resto, pierde la representatividad que le atribuye el artículo 40, inciso c) de la
ley 24.065, alterando el principio del "pass through".
De este modo, perfeccionando el mecanismo de traslado de los costos de compra de energía en el
MEM a los usuarios a través de la tarifa, se podrá reflejar el verdadero costo del suministro, al distribuir
correctamente el costo de compra en el MEM entre las distintas categorías tarifarias.
El Area interviniente considera en dicho Memorandum que:
a) el reajuste del índice Y no es una modificación de la tarifa en sentido estricto y
b) que tampoco ello implica una alteración económica contractual ya que por una parte, el alcance del
reajuste afecta sólo a la proporción de las compras de las Distribuidoras en el Mercado Mayorista
que luego se asignará a las diversas categorías de usuarios que consumen dicha energía eléctrica
103
adquirida, y por otra, no se altera la remuneración propia de las distribuidoras, representada por los
"costos propios de distribución". Este último concepto solo podrá ser modificado en la revisión
tarifaria que prevé el Marco Regulatorio, a realizarse en el año 2002.
También se hace constar en el Memorandum de referencia que la falta de indicación en el Subanexo 2
de una periodicidad para el ajuste de los coeficiente Yv, Yr, e Yp abre una instancia de interpretación
del contrato a los fines de poder modificar los valores iniciales asignados. Si bien el Area de Análisis
Regulatorios y Estudios Especiales considera que una de las posibilidades (la que en definitiva se
adoptará, esto es, el reajuste de los valores ante la constatación de la divergencia entre lo previsto en el
Subanexo 2 y los datos obtenidos a través de la muestra, a través de una resolución emanada del Ente
Regulador) es a su juicio la mas viable por impedir la acumulación de distorsiones sobre el mecanismo
de "pass through", admite asimismo como otra variante el respeto de los valores iniciales de Yp, Yv e
Yr, manteniéndolos inamovibles por el período inicial de 10 años, hasta la primera revisión tarifaria, en
donde se deberían tomar en cuenta los desvíos que se hayan producido en la distribución horaria del
consumo de energía por parte de los usuarios, de acuerdo a los tramos horarios de pico, valle y resto.
G. Finalmente, sobre la base de lo expuesto, el Ente dicta la resolución n° 547/99-ENRE, a
través de la cual fija como nuevos valores para los coeficientes que ponderan la incidencia horaria de la
energía (Yp, Yr, Yv) en el cálculo de las tarifas de las categorías R1, R2, G1, G2, G3 y T2 68, a los
determinados mediante la campaña de medición por las Distribuidoras, de acuerdo a lo establecido en
su oportunidad en la resolución 187/95-ENRE.
A tal fin, se considera que lo resuelto constituye un perfeccionamiento del mecanismo de traslado de los
costos de compra de energía en el MEM a los usuarios a través de la tarifa 69, no constituyendo ello una
modificación de las tarifas, haciendo propios los términos oportunamente vertidos por el Area de
68
69
De acuerdo con el detalle obrante en el Anexo a la resolución 547/99-ENRE.
O sea, el mecanismo de "pass through".
104
Análisis y Estudios Regulatorios Especiales en el Memorandum 726/99 (ver considerandos
décimocuarto y décimosexto de la resolución n° 547/99-ENRE).
En el Anexo X que se acompaña, se especifica la modificación operada a través de la resolución bajo
tratamiento.
Asimismo, en el Anexo XI se presenta un Cuadro Comparativo entre los valores de los Cuadros
Tarifarios aprobados, y los que se hubieran obtenido como consecuencia de la aplicación del
Procedimiento sin las modificación introducida por la resolución n° 547/99-ENRE.
En función de todo lo expuesto, se desarrollan a continuación los siguientes comentarios:
a) Las modificaciones introducidas al Procedimiento para la Determinación del Cuadro
Tarifario (Subanexo 2 del Contrato de Concesión), fueron instrumentadas a través de
Resoluciones emanadas del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE)70, y con
anterioridad a la celebración de la primera Revisión de las Tarifas de Distribución.
El artículo 2°, inciso d) de la ley 24.065, establece como objetivo para la política nacional en materia entre otras- de distribución de energía, que la regulación del sector asegure que las tarifas que se
apliquen a los servicios del área sean justas y razonables, principio que recoge el mismo texto legal en
su artículo 40.
Por dicho motivo, al ENRE se le asignó como función y facultad específica el establecimiento de bases
para el cálculo de las tarifas de los contratos de concesión de distribución y el control del cumplimiento
de los mismos, a través del seguimiento del comportamiento de las tarifas a los usuarios finales en las
áreas que corresponde a Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A..
70
Nos estamos refiriendo a las Resoluciones ENRE 685/96 y 547/99.
105
Es en ese entendimiento que en los Contratos de Concesión, en el Capítulo de Definiciones, se le asigna
al Ente el rol de "Autoridad de Aplicación" de los Contratos, ya que el ENRE cuenta con la
competencia necesaria, en virtud de las previsiones contenidas en la ley 24.065, para la adopción de
todas las medidas necesarias para la aplicación del contrato y el ejercicio de las facultades de
fiscalización que son atinentes a la tarea de regulación del sector eléctrico en el segmento de
distribución.
Desde ya que, en el ejercicio de dicha tarea, el Ente, en uso de las facultades conferidas en el artículo
56, incisos a) y d), puede y debe arbitrar todos los medios y mecanismos pertinentes a fin de que se
cumplan los términos de los artículos 40 y sgtes de la ley 24.065, entre los cuales se incluye el hecho de
que:
•
El precio de venta de la electricidad a los usuarios incluya un término representativo de los costos
de adquisición de la electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo que significa la
puesta en práctica del mecanismo de "pass through", a fin de que las variaciones tarifarias operadas
en todos aquellos conceptos que no integran los "Costos propios de Distribución" (VAD) tengan un
efecto neutro para las Concesionarias.71
•
Las tarifas que se le apliquen a los usuarios finales del servicio sean justas y razonables, tanto para
el usuario como para el distribuidor, lo que conlleva que todos los conceptos y términos
involucrados en el mecanismo de su cálculo respondan a referencias o valores reales, todo ello en
cumplimiento de los preceptos legales ya citados72.
71
Con este supuesto hacemos referencia a la problemática planteada alrededor de la resolución ENRE 685/96,
respecto de la transferencia a tarifas del precio de la energía de los contratos transferidos.
72
Lo dicho aquí hace referencia a la problemática sobre la cual versa la resolución ENRE 547/99, respecto de la
ponderación de los factores Yp, Yv , Yr.
106
Sin embargo, lo dicho hasta aquí debe conjugarse con el alcance y límite de la competencias que le han
sido otorgadas al ENRE por el Marco Regulatorio y el respeto por los principios establecidos en la
Constitución Nacional y en la Ley 19.549 de Procedimientos Administrativos en cuanto a dicha
temática.
Cabe tener en cuenta aquí las prescripciones contenidas en el artículo 3° del texto legal aludido, en el
sentido de que "La competencia de los órganos administrativos será la que resulte, según los casos, de
la Constitución Nacional, de las leyes y de los reglamentos dictados en su consecuencia". Por ende, la
competencia es improrrogable, consagrando la norma la delegación de facultades como excepción.
La delegación en materia funcional ha sido definida por la Corte Suprema de Justicia de la siguiente
manera: "no existe propiamente delegación sino cuando una autoridad investida de un poder
determinado hace pasar el ejercicio de ese poder a otra autoridad o persona descargándolo sobre
ella"73
En esta línea de razonamiento, cabe recordar que el Poder Concedente, en virtud de las disposiciones
de las leyes 23.696 y 24.065, dictó los decretos 714/92 y 1795/92, a través de los cuales:
a) se constituyeron las sociedades EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A.
b) se aprobaron los Estatutos Societarios de dichas Empresas, formando parte del decreto 714/92
como Anexos I y II (Edenor y Edesur, respectivamente) y de su similar 1795/92 como Anexo I
(Edelap).
c) Se otorgó la concesión del servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica a
Edenor y Edesur 74, por una parte, y a Edelap75, por la otra, de acuerdo con las condiciones
73
CSJN, 20/6/27, "Delfino", Fallos 148:4334, citado por HUTCHINSON, TOMÁS , en su obra "Ley Nacional de
Procedimientos Administrativos", Tomo I, pag. 97, nota 35, Ed. Astrea, 1987, Buenos Aires, 1ra. Reimpresión.
74
Artículo 9° del decreto 714/92.
75
Artículo 9° del decreto 1795/92.
107
establecidas en sus respectivos contratos de concesión, los cuales también fueron aprobados por
los referidos decretos76.
d) Se aprobaron los respectivos Reglamentos de Suministro de Energía Eléctrica para los servicios
prestados por Edenor y Edesur 77 y Edelap78
Asimismo, en dichos decretos, el PODER EJECUTIVO NACIONAL, en ejercicio de las facultades
invocadas en los referidos decretos efectuó determinadas delegaciones de competencia que fueron
expresas y determinadas, en cabeza del Ministerio de Economia y Obras y Servicios Públicos (art. 17°
y 18° del decreto 714/9279), la Secretaría de Energía Eléctrica (ídem, arts. 4°, segundo párrafo, 9°,
segundo párrafo, 14°, segundo párrafo, 15° y 16°80) y el Ente Nacional Regulador de Energía
Eléctrica.
Resulta necesario destacar que al ENRE se le delegó en particular la facultad de modificar el
Reglamento de Suministro en el artículo 10° de ambos decretos, como así también se le confirió la
facultad de aprobar en forma previa la transferencia de las acciones clase A de cada una de las
Sociedades Concesionarias, o la prenda de dichas acciones (artículo 10° del Estatuto de cada una de
ellas), y la reforma de los estatutos (ídem, artículo 18°). Como puede apreciarse, las delegaciones
expuestas surgen de la propia letra del decreto o de los Estatutos Societarios que forman parte de los
mentados actos emanados del Poder Ejecutivo Nacional, en calidad de anexos.
Por lo tanto, podría colegirse de todo lo hasta aquí mencionado que, no surgiendo de la propia
Constitución, ley o decreto la atribución de una competencia específica, la misma no podría ser ejercida
por el órgano en cuestión (el ENRE, en nuestro caso).
76
Ver artículo 9° de los decretos 714/92 y 1795/92. Dichos Contratos de Concesión forman parte como Anexos III y IV
del primer decreto (en el caso de Edenor y Edesur) y como Anexo II del segundo (en el caso de Edelap).
77
El mismo forma parte integrante del decreto 714/92 como Anexo V.
78
El mismo forma parte integrante del decreto 1795/92 como Anexo III.
79
En el mismo sentido, ver artículos 16° y 17° del decreto 1795/92.
80
Ver iguales artículos del decreto 1795/92.
108
Por ello, entendiendo que el Subanexo 2 forma parte integrante de cada uno de los Contratos de
Concesión y que a su vez, los mismos forman parte integrante, en su caso de los decretos 714/92 y
1795/92, para poder modificarlo, puede interpretarse que el Ente debería haber contado con la
expresa atribución de competencia para hacerlo.
Empero, teniendo en cuenta que el Contrato de Concesión se rige e interpreta por las leyes 14.772,
15.336 y 24.065 y los principios del derecho administrativo, según la interpretación que se le confiera a
las atribuciones de competencia conferidas al ENRE81, puede entenderse (o no) que dicho Ente se
encuentra facultado, a fin de cumplir con los principios tarifarios establecidos en el Marco Regulatorio,
para modificar el contenido del Procedimiento de Cálculo contenido en el Subanexo 2 del Contrato de
Concesión, antes de la Revisión de las Tarifas de Distribución prevista también en el Marco
Regulatorio.
Prueba de lo afirmado82 es que, al menos en lo que respecta a la ponderación del factor Y (Yv, Yr,
Yp), entendido como la participación de los usuarios en el consumo de energía en cada uno de los
diversos tramos horarios (pico, valle y resto), el ENTE ha sostenido sucesivamente en el tiempo al
menos dos posiciones, motivadas por distintas valoraciones e interpretaciones sobre el tema en
cuestión:
a) en ocasión de rechazar en el Expediente 1372/95-ENRE el ya reseñado recurso de
reconsideración interpuesto por Edesur S.A. contra la resolución ENRE n° 146/95, a través de su
similar 182/96, el Ente consideró que la variación de los coeficientes Yp, Yv e Yr constituía una
"modificación" del Contrato de Concesión, y por lo tanto, una "modificación" del régimen de tarifas
81
En especial, las competencias atribuidas en el artículo 56, inciso d) en materia tarifaria.
O sea, que según la interpretación que se le confiera a un artículo de la ley 24.065 o a una cláusula contractual, se
considere o no que el ENRE se encuentra facultado para modificar el contenido de un Subanexo del Contrato de
Concesión de Distribución de Energía Eléctrica.
82
109
vigente, de lo cual puede inferirse que el Ente, al menos hasta el momento de la Revisión de la
Tarifa de Distribución, carecería de facultades para efectuar dicha modificación. Asimismo, en
dicha oportunidad el Ente expresó que ninguno de los términos del Subanexo 2 permitiría modificar
los referidos coeficientes, por aplicación de los procedimientos establecidos en dicho Subanexo
(ver considerandos sexto y décimotercero de la resolución ENRE n° 182/96).
b) posteriormente, en ocasión del trámite de la resolución ENRE n° 547/99, en el Memorándum n°
AAREE/726/99 del 19 de Abril de 1999, el Area de Análisis Regulatorios y Estudios Especiales
(con criterio que luego compartiría el Ente en la mentada resolución) estima, luego de haberse
realizado las campañas de medición tendientes a establecer el virtual valor real de dichos
coeficientes, que el ajuste de los mismos no constituye una "modificación de las tarifas", dado que
no se altera la remuneración propia de las distribuidoras, representada por el "costo propio de
distribución" de las mismas, concepto que sí sólo podría revisarse en la Revisión Tarifaria (ver
tambien considerandos décimo sexto, décimo octavo y décimo noveno de la resolución ENRE
547/99)
Empero, el citado Memorandum admite expresamente, por la vía de la interpretación, que la
ausencia de previsión respecto de la modificación de un aspecto contenido en el Subanexo 283, abre
distintas vías de acción: o bien puede "modificarse" o "ajustarse" el valor de un término, a falta de un
mecanismo expreso contenido en el Procedimiento de Cálculo, al momento del recálculo de las
tarifas, o sea que permanecería el valor inamovible por diez años, o bien efectuar el ajuste cuando
haya divergencia entre los valores reales y los fijados en el contrato.
En el primer caso el Ente sería incompetente para modificar el contenido del Contrato de Concesión
y/o de sus Subanexos y en el segundo, se interpreta que el mismo sería competente para efectuar la
modificación, criterio que primó en el dictado de la resolución 547/99.
83
En el caso, el ajuste de los coeficientes Yp, Yr e Yv, los cuales tienen valores fijos asignados inicialmente en el
Contrato para las distintas categorías tarifarias.
110
Lo dicho hasta aquí vale también en calidad de comentario, atento lo opinable de la cuestión, para la
resolución 685/96, en tanto y en cuanto se está modificando una expresión (Pps) en una fórmula
contenida en el recordado Subanexo 2 (la que calcula el precio de la energía para cada tramo horario
establecida en el punto A.2) del ítem A) de dicho Subanexo.
b) La mentada modificación al Procedimiento contenido en el Subanexo 2 del Contrato de
Concesión a través de la resolución ENRE 547/99, ha sido instrumentada sin la previa
celebración de una Audiencia Pública, a fin de resguardar los intereses económicos de los
usuarios finales del servicio de distribución.
Al margen de lo manifestado en el punto anterior, la implementación en la práctica de la modificación
dispuesta por la resolución ENRE 547/99 ha traído como resultado una variación, para algunos
períodos y en algunas categorías en particular, del valor final a abonar por el usuario del servicio, tal
como da cuenta el ya mencionado Anexo XI, al cual nos remitimos.
En los casos en que dicha variación ha traído como consecuencia un encarecimiento de dicha tarifa, se
ha efectivamente afectado los intereses económicos de los usuarios finales, intereses éstos que gozan de
la protección del artículo 42 de la Constitución Nacional, motivo por el cual hubiera sido conveniente
que, en este supuesto bajo comentario, se hubiera instrumentado, luego de realizar las pertinentes
campañas de medición y de constatarse el desvío entre el consumo fijado inicialmente en el contrato y
el realmente demandado por el usuario según la franja horaria de referencia, una audiencia pública a
efectos de informar a la comunidad sobre el tema, ver posibles cursos de acción a tomar, y debatir
sobre la procedencia de efectuar la modificación antes de la revisión tarifaria prevista en los artículos 43
y sgtes. (más allá de definir cual debiera haber sido la autoridad pública que en definitiva hubiera debido
resolver el tema), en la cual sí se encuentra prevista la realización de una audiencia pública al efecto.
111
Es indudable que el instituto de la Audiencia Pública resulta ser una técnica de participación ciudadana
para mejorar la calidad de una norma de carácter general, invistiéndola a ésta de una suerte de
legitimidad democrática y permitiendo al órgano que en definitiva va a decidir la cuestión en debate,
acceder a una mayor información, nuevos puntos de vista, nuevas opiniones y consideraciones y
también a pruebas relacionadas con la defensa de los distintos intereses que pueden estar en juego en la
cuestión sometida a discusión.
Si entendemos que nos encontramos ante la dilucidación de una cuestión atinente a un servicio público
y, dentro del mismo, a una cuestión que afecta directamente los intereses económicos de los usuarios, y
por analogía a lo establecido en el artículo 46 de la ley 24.065, ante la modificación solicitada por las
Empresas Distribuidoras, podría concluirse en que para el caso en cuestión, debería haberse celebrado
la Audiencia Pública a los fines expuestos.
4.6. La información brindada en la respectiva facturación acerca de la Ley Provincial 7290, no
s e halla detallada de forma tal que le permita conocer al usuario todos los aspectos del
régimen legal del tributo instituido por dicha normativa.
Ya nos hemos referido al derecho a la información que le corresponde al usuario en virtud de lo
establecido en el artículo 42 de la Constitución Nacional y normas concordantes de la ley 24.240 (Ley
de Defensa del Consumidor).
Asimismo, hemos hecho también mención84, al Impuesto al Servicio de Electricidad instituido por el
artículo 1° de la ley 7290, sancionada y promulgada el 7 de agosto de 1967.
En las respectivas facturaciones, en la parte correspondiente al "Detalle de los Impuestos", se informa el
84
En el punto 3 (Aclaraciones Previas), en el Acápite "Cargas Tributarias Específicas del Sector Eléctrico
(Distribución)", del presente Informe.
112
referido tributo como "Impuesto Ley Provincial 7.290/67 y 8.016/73", correspondiéndole al usuario
una determinada alícuota según el servicio sea residencial (10%), comercial (20%) o industrial (13%),
según los casos.
Ahora bien, atento la larga data de la mentada legislación, la misma, no solamente ha sufrido numerosas
modificaciones, sino que dicho tributo, en cuanto a diversos aspectos de su régimen85, se ha visto
modificado por diversas normativas que, sin modificar en forma expresa el régimen de la ley 7290, lo
afecta de manera directa, modificando aspectos previstos en su artículado.
Por ello, la ausencia de un texto ordenado de dicha ley, y la falta de mención de las numerosas
modificaciones que ha sufrido la misma a través del tiempo, en algún apartado de la factura que se le
expide al usuario, tornan dificultoso para el mismo el cabal y completo conocimiento del régimen de
funcionamiento del impuesto de marras, ya que, al texto original que data del año 1967, deben
sumársele -como ya se ha señalado- numerosas modificaciones al mismo o normas conexas que afectan
aspectos del régimen tributario del Impuesto al Servicio de Electricidad.
En virtud de todo lo expuesto, se formulan a título de comentario las circunstancias expuestas, teniendo
en cuenta las facultades normativas puestas en cabeza del Ente por la ley 24.065, como parte del poder
regulatorio delegado en dicha Autoridad Pública, uno de cuyos aspectos es regular y determinar el
contenido de la factura que recibe el usuario final del servicio de distribución.
Concordantemente, es oportuno señalar que el propio Ente ha señalado86, que la inclusión de una
leyenda apropiada en la factura que emiten periódicamente las distribuidoras por suministro de energía
eléctrica, es un mecanismo adecuado y conveniente para el logro del objetivo de asegurar una
adecuada difusión y conocimiento por parte de los usuarios de los derechos que le corresponden, como
85
86
Su alícuota, por ejemplo.
Ver resolución ENRE 190/95, considerandos segundo y quinto.
113
realización y modo de otorgarle efectividad y vigencia al recordado derecho a la información "adecuada
y veraz" que consagra el artículo 42 de la Constitución Nacional.
Asimismo, con el evidente fin de que los usuarios puedan no sólo conocer cuales son los tributos que
abonan junto con los cargos (fijo y variable) correspondientes a su categoría tarifaria, sino que puedan
además acceder al conocimiento de cualquier temática atinente al régimen del gravámen de que se trate,
a partir de la información que les brinde a tal fin la factura emitida por cada una de las Distribuidoras, el
artículo 3° de la resolución ENRE 190/95 dispuso a dichos fines precisar el grado de detalle que deben
contener los conceptos referidos a tasas, fondos y gravámenes que se incluyan en las facturas que las
empresas "EDENOR S.A.", "EDESUR S.A." y "EDELAP S.A." emitan por suministro de energía
eléctrica, estableciendo en ese sentido que las facturas de referencia deben discriminar cada tributo en
forma individual.
A mayor abundamiento, en la resolución ENRE 1088/9987 se consigna no sólo que el artículo 42 de la
Constitución Nacional garantiza los derechos de los usuarios de los servicios públicos, y determina la
obligación de las autoridades de proveer lo necesario para la efectiva protección de esos derechos, sino
que se recuerda que dicha norma garantiza a los usuarios de los servicios públicos el derecho a obtener
información adecuada y veraz en la relación de consumo, siendo las facturas que los prestadores del
servicio les remiten en forma habitual uno de los mecanismos más sencillos e idóneos para hacer
efectiva dicha previsión constitucional.
Es por ello, que sería conveniente optimizar la eficiencia de dicha información en relación con la Ley
Provincial 7290, indicando no sólo la ley original sino todas aquellas normas modificatorias de la misma
o vinculadas a aquellas, en algún lugar de la factura.
A título de ejemplo, a fin de ilustrar lo hasta aquí explicitado, en el siguiente cuadro se consignan las
87
Ver resolución ENRE 1088/99, considerandos octavo y noveno.
114
sucesivas modificaciones al texto original de la ley 7290 de la provincia de Buenos Aires.
Norma
Ley 7290
(1) 7/8/67
Contenido
Observaciones
• Unifica el impuesto creado por la • El producido del Impuesto integra
ley 5880, para la Constitución del
el “Fondo Especial de Desarrollo
Fondo Especial para Obras
Eléctrico de la provincia de Buenos
Eléctricas y el impuesto establecido
Aires” (art. 1º), el cual será
por el Libro 2º, Titulo 6º del
destinado a costear los estudios,
Código Fiscal (ley 5544), los
proyectos, obras y adquisiciones
cuales pasan a llamarse “Impuesto
que resulten necesarias para
al servicio de Electricidad” (art. 1º)
reestructurar, completar y expandir
• Alcanza a todo usuario de energía
los sistemas y servicios públicos de
eléctrica en la Provincia de Buenos
electricidad existentes dentro del
Aires (art. 3º).
territorio de la Provincia, entre
• La alícuota se aplicara sobre el
otros fines (art. 2º)
monto total facturado a favor del
Ente prestador, siendo del 2% para
el servicio residencial y del 15%
para el comercial e industrial (art.
4º)
Ley 7373 • Deroga el art. 17º de la ley 7290 • El art. derogado disponía que se
(1) 25/3/68
(art. 4°)
destinase al Fondo previsto en el
art. 2º de la ley, el 10% de la
recaudación del Impuesto a las
actividades lucrativas que la
Dirección General de Rentas debía
depositar decenalmente en la
cuenta prevista en el art. 8º de la
ley
115
Norma
Contenido
Observaciones
Ley 7813 • Incorpora al art. 4º, el inciso c) de •
(1) 17/1/72
la ley 7290 (art. 1°)
• Modifica el art. 9º, in fine de la ley
(art. 2°)
Ley 8016
(1) 7/3/73
El inciso c) agregado al art.4°
establece que cuando el monto
total facturado mensual o
bimestralmente por el ente
prestador, en las categorías
comercial e industrial a cada
usuario, supere por las mismas
clasificaciones al total resultante
por aplicación de las tarifas de la
Dirección de la Energía de la
Provincia de Buenos , el
responsable a los efectos de la
retención del gravamen, tomará
como base imponible este último,
en vez del monto total facturado al
Ente Prestador.
• La modificación al art. 9°
establece que aquellos usuarios
comprendidos en el art. 7° de la
ley (beneficiarios de las leyes
4726, 6497 o cualquier otra
desgravación impositiva), deben
declarar semestralmente los kW/h
facturados por los proveedores,
dentro de los 15 días del mes
subsiguiente al vencimiento del
semestre calendario.
• Sustituye las alícuotas contenidas • Eleva las alícuotas del 2% y 15% al
en el art. 4º de la ley 7290 (art. 3º)
4% y 20%
116
Norma
Contenido
Observaciones
Ley 9038 • Establece que el Impuesto al • La modificación efectuada al inciso
(1) 27/4/78
servicio de electricidad no será de
c) del art. 4° de la ley 7290,
aplicación a los suministros
incorpora a la categoría de servicio
efectuados por prestadoras del
residencial
dentro
de
sus
servicio publico de electricidad
prescripciones.
cuyo facturado mensual promedio
resulte inferior o igual a
40.000kw/h. (art. 7º)
• Sustituye el inciso c) del art. 4º de
la ley 7290 (art. 14)
Ley 9480 • Incorpora artículo nuevo a la ley • Dicho artículo consigna: "Los
(1) 9/1/80
7290 (art. 11)
agentes de retención del gravamen
establecido en la presente ley, que
no ingresen en tiempo y forma los
importes retenidos, podrán ser
reprimidos con una multa de hasta
diez veces el monto de la
obligación fiscal no ingresada en
término"
Ley 10.766 • Incorpora al texto de la ley 7290 el • Por dicho art. 5 bis de la ley 7290,
(1) 6/6/89
art. 5º bis (art. 5°)
se crea una contribución especial
por consumo de energía eléctrica,
que será percibida en condiciones
similares al impuesto al servicio de
electricidad, e integrada al Fondo
Especial de Desarrollo Eléctrico de
la Provincia de Buenos Aires.
117
Norma
Contenido
Observaciones
Ley 10.857 • Modifica el art. 8º de la ley 7290 • Se refiere al depósito por parte de
(1) 6/12/89
(art. 19)
los agentes de retención del
y 19/12/89
Impuesto dentro de los 30 días de
los importes recaudados de mes
anterior, en la cuenta bancaria que
abrirá al efecto el Banco de la
Provincia de Buenos Aires, que se
denominará "Fondo Especial de
Desarrollo Eléctrico de la Provincia
de Buenos Aires, a la orden de la
Dirección de Energía de la
Provincia de Buenos Aires.
Decreto
• Exime transitoriamente del pago del
Provincial
impuesto creado por la ley 7290, a
1160/92
los
usuarios
industriales
y
comerciales de la provincia de
Buenos Aires abastecidos (entre
otros ) por ESEBA S.A.
Decreto
• Modifica el decreto-ley 7290/67. • Reduce la alícuota aplicable a los
Provincial
usuarios industriales instalados en la
3620/92
provincia de Buenos Aires, no
comprendidos en el decreto
1160/92, del 20% al 13%.
118
Norma
Contenido
Observaciones
Ley 11.801 • Sustituye el inciso a) del art. 4º de • Se
eleva
la
(1) 16/5/96
la ley 7290 (art. 1°)
correspondiente
al
y 12/6/96 • Sustituye el art. 9º de la ley 7290,
residencial en un 10%.
estableciendo (entre otros ítems)
que los usuarios comprendidos en
el art. 7º de la norma, deberán
efectuar los depósitos en forma
bimestral, dentro de los treinta días
de vencido cada trimestre (art. 2°).
• Sustituye el art. 16º de la ley 7290,
autorizando al Poder Ejecutivo a
reducir total o parcialmente las
alícuotas establecidas en la ley
cuando
razones
de
orden
geógrafico, zonal, económico, etc.,
así lo indiquen (art. 3°).
alícuota
servicio
(1) fecha/s de sanción y promulgación de la ley respectiva .
• Control de la Aplicación de los Cuadros Tarifarios.-
4.7.- La facultad fiscalizadora otorgada al Ente por el Legislador en el artículo 56, inciso d) de
la ley 24.065, no se halla suficientemente reglada por el mismo en lo que concierne a los
modos de su desarrollo y ejercicio, en lo que respecta a las tarifas de distribución eléctrica.
No existe una planificación previa y periódica de Auditorías Tarifarias, no contando a su vez
el Departamento de Distribución y Comercialización con un Manual de Procedimientos de
Auditoría aprobado.
A los efectos de dicho control, no se toma como universo y/o marco de referncia auditable al
total de usuarios correspondientes a las 3 empresas distribuidoras.
119
En primer término cabe señalar que, de acuerdo con el Organigrama y las Misiones y Funciones del
organismo, proporcionadas por Nota ENRE n° 34.500 (Respuestas c) y d) a Nota n° 1/2000DENRE-AGN), el Area de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias, dependiente del
Directorio de la entidad tiene como misión y función la de "Coordinar las tareas de los
Departamentos que tienen asignada la aplicación y administración de las disposiciones
regulatorias que norman la producción y abastecimiento, el transporte y la distribución y
comercialización de energía eléctrica" (inciso a). Asimismo, debe "elaborar información
estadística sobre lo actuado" (inciso f).
A su vez, el Departamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, dependiente de
dicha Area, tiene como misión - entre otras- la de "Intervenir en el análisis y la resolución de los
temas que hayan sido encuadrados normativamente dentro de las disposiciones que regulan la
distribución y comercialización de energía eléctrica, administrando y aplicando las normas
existentes, que incluye los controles de calidad y sus consecuencias" (inciso a) y la de "Entender en
la administración de los contratos de concesión del Servicio Público de distribución y
comercialización de energía eléctrica…" (inciso b).
Como consecuencia de lo expuesto, el mentado Departamento es quien desarrolla la labor concerniente
al cumplimiento del control previsto respecto de la aplicación de los Cuadros y del Régimen Tarifario en
el aludido artículo 56, inciso d), in fine de la ley 24.065.
Como ya se ha tenido oportunidad de puntualizar en el acápite 3 del presente Informe (Aclaraciones
Previas), la implementación del control en esta materia, debe partir de acciones de fiscalización directas
sobre: a) toda la temática tarifaria de distribución de energía eléctrica contenida en el Marco
Regulatorio; b) la aplicación del Régimen y de los Cuadros Tarifarios por parte de las Distribuidoras
Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A. y c) todo el universo de usuarios de las mismas, como marco
de referencia de las auditorías que se realicen en la materia.
120
Ello no empece en absoluto, a que dicha actividad no se nutra (a los fines de su planificación y
ejecución) de la información proporcionada por otras vías o tipos de control que realiza el Ente, a
saber:
a) el análisis y fiscalización de los Informes Trimestrales elevados por las Empresas al ENRE en
materia de Calidad de Servicio Comercial, en un todo de acuerdo con la normativa vigente, en
especial en lo referido a Reclamos por Errores de Facturación y
b) la atención y resolución de los reclamos de índole tarifa presentados por los usuarios ante el propio
ENRE, que realiza el Departamento de Atención de Usuarios (DAU), también dependiente del
Area de Aplicación y Administración de Normas Regulatorias.
No obstante, no puede dejarse de lado que dichos controles apuntan por sobre todo al control de la
calidad del servicio y al cumplimiento de los niveles mínimos de la misma fijados en el Contrato de
Concesión, por lo que, si bien los mismos coadyuvan con la fiscalización tarifaria específica que debe
realizar el ENRE, esta última es una actividad distinta a la de aquellos, y debe por tanto realizarse
separadamente, de acuerdo con sus propias necesidades, procedimientos, objetivos y planificación.
Ahora bien, del análisis de la documentación proporcionada, pueden extraerse las siguientes
apreciaciones:
•
En la Planificación Anual 199988 de la Unidad de Auditoría Interna del ENRE, en el Capitulo IV
(Políticas Presupuestarias), se manifiesta que el Ente lleva a cabo todas las acciones necesarias para
cumplimentar los objetivos establecidos en la Ley 24.065 del Marco Eléctrico, siendo uno de los
objetivos de política presupuestaria para 1999 (entre otros) el control de la aplicación de las tarifas
de los contratos de distribución eléctrica de acuerdo a la normativa vigente. La misma política
88
Ver respuesta g) de la Nota ENRE 34.500.
121
presupuestaria se reitera en la Planificación Anual 200089 de dicha Auditoría Interna.
Se hace constar que dicho objetivo se ilustra en forma separada bajo el Rubro "Régimen Tarifario",
diferenciándolo (por ejemplo) de la labor de atención de los reclamos de usuarios, del control de la
calidad del servicio comercial, del servicio y el producto técnico, del control sobre trabajos e
instalaciones peligrosas en la vía pública que permitan preservar la seguridad y el medio ambiente,
etc, con lo cual queda claramente diferenciado el control tarifario como una especie o temática
particular dentro de la facultad genérica de control que el Marco Regulatorio Eléctrico le asigna al
ENRE.
•
En las respuestas a) y e) de la Nota ENRE n° 34.500 se manifiesta:
1) que el ENRE no ha desarrollado una planificación operativa para el desarrollo de sus
actividades, ya que las áreas sustantivas desarrollan diversas actividades operativas en
cumplimiento de las obligaciones previstas en la ley 24.065 y en las misiones y funciones
asignadas por el Directorio y
2) que no se ha previsto para 1999 y 2000 la realización de auditorías por parte del organismo,
no existiendo por ende Informes de auditorías sobre el seguimiento y control ex post de la
aplicación de los cuadros tarifarios (ver respuesta f) de la nota ENRE de marras)
•
En la respuesta e) de la Nota ENRE 34.500 se consigna que el seguimiento de la aplicación de los
cuadros tarifarios se realiza a través del análisis y resolución de los reclamos tramitados en el
Departamento de Atención de Usuarios, el cual dicta las pertinentes resoluciones en cada trámite de
reclamo.
•
Del detalle adjuntado con la respuesta o) a la nota de referencia, surge de la información del 7to.
Semestre (Edenor S.A. y Edesur S.A.) y 6° Semestre (Edelap S.A.) de Control de la Etapa II, que
89
Ver respuesta g) de la Nota ENRE 34.500.
122
existe un universo de 4.748.270 usuarios, a los cuales se les suministra energía eléctrica a través de
las referidas Concesionarias, los cuales se discriminan de la siguiente manera:
Edelap S.A.: 289.077 usuarios
Edenor S.A.: 2.273.625 usuarios
Edesur S.A.: 2.185.568 usuarios
Total:
4.748.270 usuarios
A mayor abundamiento, en la página Web del organismo, en el ítem "¿Qué es el ENRE?
(Objetivos)" se manifiesta que el segmento de la distribución abarca geográficamente el área de la
Ciudad de Buenos Aires y sus 31 partidos, con un total de 4.638.000 usuarios, respecto de una
población de 15 millones de habitantes.
•
De la respuesta obrante en la Nota 35.829 (Tema 2, punto a), respuesta 1), se distingue la
existencia de dos modalidades de control:
a) uno es llevado a cabo por el Departamento de Distribución y Comercialización de Energía
Eléctrica, a través de los controles en materia de calidad comercial previstos en el Contrato de
Concesión, dentro de los cuales se distinguen los realizados con periodicidad trimestral, que se
refieren (entre otros tópicos) a la información brindada por la empresa en materia de reclamos por
errores de facturación efectuados por los usuarios en las sucursales de cada Empresa
Distribuidora.
Dentro de la información contenida en esta materia, se manifiesta que pueden aparecer situaciones
en las que se detecte una incorrecta aplicación del cuadro tarifario, básicamente por una
inadecuada asignación de la categoría tarifaria que corresponde al usuario.
123
Dentro de la actuación del citado Departamento, también se alude a la realización de actuaciones
específicas, iniciadas con motivo de hechos puntuales que ameritan o justifican una investigación y
la posterior (de así corresponder) formulación de cargos y aplicación de sanciones consecuente
por el incumplimiento de obligaciones por parte de la Concesionaria.
b) el otro tipo de control que se describe es el realizado a través de la atención y resolución de los
reclamos de los usuarios ante el propio ENRE, los cuales también permiten advertir sobre la
ocurrencia de apartamientos a las obligaciones asumidas por las distribuidoras.
En caso de comprobarse conductas inadecuadas por parte de las Distribuidoras, por ejemplo, en
la aplicación del cuadro tarifario, en errores en la facturación, etc., se ordena la devolución de los
importes incorrectamente facturados y se aplican las penalidades previstas en el Reglamento de
Suministro y en el Subanexo 4 del Contrato de Concesión.
•
En la misma nota, en la respuesta brindada en el Tema 2), punto c), respuesta 4), dentro del
conglomerado de tareas que se desarrollan en virtud del control del cumplimiento por parte de las
empresas de los estándares de Calidad de Servicio Comercial, también se especifican tareas que se
encuentran vinculadas con el control que debe realizar el Ente en la materia auditada.
Así, por ejemplo, se da cuenta de la realización de:
- Análisis de determinadas situaciones detectadas a través del Departamento de Atención de
Usuarios, que constituyen conductas generalizadas de las distribuidoras que resultan indicativas de
incumplimientos sistemáticos a las normas de Calidad de Servicio Comercial (punto 3)
- Auditorías puntuales, en dependencias de las distribuidoras, para verificar el cumplimiento de las
pautas de Calidad del Servicio Comercial (por ejemplo, control del contenido de las facturaciones
que emiten a los usuarios) (punto 4)
124
Por ende, como resultado del análisis de la documentación suministrada y recabada, de las respuestas
brindadas por el ENRE al cuestionario de control de la A.G.N., y de las consultas efectuadas por el
equipo de auditoría, cabe advertir que, salvo la existencia de actuaciones específicas, iniciadas con
motivo de hechos puntuales, o de la detección de determinados incumplimientos generalizados producto
de un análisis estadístico de los reclamos tramitados ante el DAU, tal como se detalla ut supra, no se
manifiesta la existencia de un control específico, periódico y planificado respecto de la materia objeto
del presente Informe.
En ese entendimiento, de todo lo expuesto, asi como del análisis de la documentación relevada, surge
que:
a) El ENRE no elabora una Planificación previa y periódica de Auditorías a realizar en un
período de tiempo determinado, en relación con el contralor tarifario que le corresponde en
virtud de la normativa aplicable en la materia.
Como herramienta de control, la labor de auditoría le permite al ENRE examinar la gestión y evaluar el
comportamiento de las Distribuidoras vinculado con la aplicación por parte de éstas a los usuarios del
servicio, del Régimen Tarifario vigente, todo ello con el propósito de evaluar si dicha gestión se ha
sujetado a las disposiciones regulatorias vigentes en la materia.
En este sentido, es fundamental para el Ente el desarrollo de dicha actividad fiscalizadora, ya que de esa
manera, ello dará lugar (al menos en lo que a cuestiones tarifarias se refiere) a la posterior dilucidación y
determinación de si corresponde implementar la facultad sancionatoria que le ha sido otorgada al ENRE
por el Marco Regulatorio, mediante la pertinente Formulación de Cargos e Instrucción de Sumario y la
consecuente aplicación de las sanciones pertinentes en virtud de lo estatuido por el Subanexo 4
(Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones), Capítulo 6 (Otras Obligaciones de la
125
Distribuidora), puntos 6.3. (En la Prestación del Servicio) y/o 6.7. (Preparación y Acceso a los
Documentos y la Información) del Contrato de Concesión.
En otros términos: la puesta en práctica de la facultad fiscalizadora del Ente Regulador es antecedente
necesario para el ejercicio de su poder sancionatorio. Si en virtud de una auditoría practicada por el
ENRE, se comprueba un determinado incumplimiento y se determina su magnitud y alcance, ello
habilitará la iniciación de los procedimientos respectivos que, de así corresponder, llevarán a la
imposición de las sanciones pertinentes sobre la Distribuidora de que se trate.
Es por ello que, a fin de optimizar la eficiencia de los procedimientos de control puestos en práctica por
el Ente, es necesario contar con un Plan de Acción Operativo que determine para un determinado
período de tiempo en el futuro, las metas y programas a desarrollar, los objetivos de auditoría a
realizar, etc., máxime cuando el tópico sub examine presenta una gran variedad de situaciones y
temáticas relativas a la tarifa eléctrica de distribución, que pueden configurar hipotéticos incumplimientos
de las Concesionarias pasibles de ser sancionados con posterioridad.
Lo expuesto no obsta en modo alguno a que, en forma paralela, se realicen también los controles
específicos, puntuales y necesarios que imponga la dinámica misma de la gestión del servicio público de
distribución, y de la propia actividad regulatoria a cargo del ENRE.
Ciertamente, en algunas situaciones la efectividad de los controles del Ente podrían verse frustados en
el tiempo, si solamente se atuviera, en el ejercicio de su labor de control tarifario, a las metas y
proyectos programados en su Planificación Operativa.
Empero, circunscribir el ejercicio de la facultad en cuestión a la modalidad de fiscalización antes
descripta, sin dejar por ello de merituar su importancia y la necesidad de su realización por el ENRE,
mellaría en su eficiencia la política que el Legislador ha trazado para la actividad de distribución de
126
energía en la Ley 24.065 (vgr.: entre otros, artículos 2° y 56, incisos a) y d).
En ese sentido, es fundamental para el diseño de dicha Planificación contar con el aporte de la mayor
información que pueda gestionarse, ya sea por el propio Departamento de Distribución y
Comercialización a través del análisis de los Informes periódicos relativos a la Calidad Comercial del
Servicio, o por la labor estadística a cargo del Departamento de Atención a Usuarios del ENRE,
producto del ejercicio de la facultad jurisdiccional en relación con los reclamos formulados por los
usuarios ante dicho organismo, o por cualquier otra vía de información.
Los aportes que así se obtengan son, por ende, de enorme importancia para el conocimiento del
comportamiento de las Empresas acerca del cumplimiento de sus obligaciones y le permiten al Ente
detectar conductas de cierta entidad cuantitativa que denoten una conducta eventualmente errónea o
violatoria de las normas aplicables en cuestiones tarifarias.
De esta manera, la interacción entre los diversos niveles de gestión del organismo, permitirá planificar
adecuadamente los programas y objetivos de auditoría a realizar en el período sujeto a planeamiento.
A título simplemente ejemplificativo, se enumeran determinadas situaciones de eventual conflicto con un
cierto grado de incumplimiento generalizado, detectadas en la labor de relevamiento y análisis de la
muestra de reclamos proporcionada al Equipo de Auditoria.
127
Rubro Tarifario otorgado por
el DAU al reclamo del
usuario
• Errores en la Facturación
• Incorrecta Aplicación del
Cuadro Tarifario
• Cambio de Tarifa
Contenido del Reclamo (1)
Solución dada al Reclamo por
el DAU (2)
El Usuario se presenta
En algunos casos, al darle
manifestando que se lo ha
traslado del reclamo, la
categorizado en Tarifa 1-G
Distribuidora refactura por sí
(Pequeñas Demandas Uso
misma al usuario, aplicándose la
General), cuando en realidad
penalidad prevista en el artículo
estima que le corresponde
4°, inciso f) y los intereses
revistar en Tarifa 1-R (Pequeñas correspondientes conforme al
Demandas Uso Residencial).
artículo 9° del Reglamento de
En general, se trata de
Suministro.
Consorcios de Propietarios que
En otros, la Distribuidora
manifiestan que en dicha
procede a recategorizar al
dirección no se desarrollan
Usuario en tarifa 1 R,
actividades comerciales o
entendiendo que no procede
profesionales en forma exclusiva.
aplicar la refacturación
El Usuario reclama lo facturado retroactiva ni por ende, el cálculo
incorrectamente con más los
de intereses.
intereses correspondientes.
En consecuencia, el DAU
resuelve hacer lugar al reclamo
del usuario, ordenando reintegrar
los importes percibidos en
exceso por mal encuadramiento
tarifario con 1 año de
retroactividad a partir de la fecha
del reclamo, aplicando el artículo 4°
inciso f), y 9° del Reglamento de
Suministro.
128
Rubro Tarifario otorgado por
Contenido del Reclamo(1)
el DAU al reclamo del
usuario
• Errores en la Facturación El usuario se presenta solicitando
• Incorrecta Aplicación de
se lo recategorice de T2
Cuadro Tarifario
(Medianas Demandas) a T1
(Pequeñas Demandas), atento
que no ha registrado las
potencias requeridas por dicha
categoría. Se solicita, además del
cambio de Categoría, la
refacturación correspondiente,
con mas los intereses
correspondientes.
Solución dada al Reclamo
por el DAU (2)
El Ente generalmente ha
resuelto, (dado que las
Empresas no han cumplido con
la reglamentación vigente para el
encuadramiento del Usuario en
T2, y no se han basado en
mediciones reales y concretas
que avalen la inclusión del
usuario en T2), ordenar tanto la
refacturación y las penalidades
consecuentes previstas en el
Reglamento de Suministro, asi
como una multa que deberá
abonarse al usuario, de
conformidad con lo dispuesto
por el punto 6.3. del Subanexo
4 del Contrato de Concesión.
(1) Se deja constancia que el reclamo ha sido presentado en general contra cualquiera de las 3
Distribuidoras.
(2) Se consigna la solución que en un gran número de casos se le dió al reclamo del usuario. Empero,
no todos los reclamos se han resuelto de la misma manera, no siendo siempre la solución la que
aquí se referencia.
b) El Departamento de Distribución y Comercialización no cuenta con un Manual de
Procedimientos de Auditoría aprobado por autoridad competente respecto de la materia
auditada.
Durante la labor llevada a cabo por el Equipo de Auditoría no se ha podido constatar la existencia de
129
un Manual de Procedimientos que regule y determine en forma expresa el Marco Teórico, las
Herramientas y Procedimientos principales atinentes a la labor de Auditoría, asi como también la
determinación de Metas, el desarrollo de las diversas Etapas del Proceso de Contralor, la
normatización del diseño y contenido de Formularios tipo, etc., entre otras cuestiones.
Asimismo, no se encuentra previsto en forma reglamentaria el mecanismo de procesamiento e
intercambio de datos elaborados por las diversas áreas del Ente, como así tampoco la periodicidad con
que dicha interacción debe realizarse.
En mérito a la brevedad, se remite en lo pertinente, a los conceptos vertidos en el punto 4.1. del
presente Informe.
Sin perjuicio de lo expuesto, es dable señalar que se ha observado en el transcurso de la tarea de
campo que las auditorías que se implementan en materia tarifaria, pueden iniciarse en virtud de diversos
mecanismos, a saber:
•
la propia iniciativa del Departamento de Distribución y Comercialización.
•
información comunicada por el Departamento de Atención de Usuarios y la remisión de
documentación al efecto.
•
información recabada a través de diversos medios de comunicación.
•
presentación o denuncia de un particular.
•
presentación espontánea de la Concesionaria (por ejemplo, en el caso de haber aplicado
erróneamente en la facturación de un período el cuadro tarifario vigente para dicho lapso).
Del mismo modo, también se ha observado la puesta en práctica de diversos procedimientos de
auditoría por parte del mentado Departamento, entre los cuales cabe señalar:
130
•
Inspecciones practicadas sin previo aviso en diversas Sucursales de las Distribuidoras.
•
Toma de muestras de documentación y posterior análisis de las mismas.
•
Pedido de información a las Concesionarias.
•
Solicitud de colaboración (por vía postal) de los propios usuarios comprendidos en el universo
auditable, mediante la remisión de documentación en copia relacionada con la auditoría practicada.
La reglamentación de lo expuesto y/o su incorporación al aludido Manual de Procedimientos,
contribuirá en grado sumo a la eficiencia de la labor de control llevada a cabo por el ENRE respecto de
las tarifas de distribución de energía eléctrica.
c) El control desarrollado respecto de la aplicación del Régimen Tarifario no toma en cuenta
como universo y/o marco de referencia auditable el total de usuarios correspondientes a las
tres (3) Empresas Distribuidoras sometidas a la fiscalización del ENRE.
Como ya se ha tenido oportunidad de señalar, sobre una población de quince millones de habitantes, la
totalidad de usuarios a los que se les suministra energía eléctrica a través de Edenor S.A., Edesur S.A.
y Edelap S.A., alcanza el número de 4.748.270, aproximadamente.
Por ello, dispuesta por el Ente la realización de una auditoría respecto de una materia tarifaria en
particular, la misma debe tomar siempre en cuenta como marco de referencia (mas allá de que se
adopte en el caso particular como procedimiento de auditoría una selección por muestreo estadístico
de documentación y/o facturas y/o cualquier otra evidencia auditable), las tres (3) Empresas
Concesionarias y el universo total de usuarios correspondiente a cada una.
Ello es así toda vez que, al detectarse incumplimientos de cierto nivel de generalización en una
determinada zona de una Distribuidora o bien, en la totalidad del área concesionada de una Empresa en
131
particular, ello no quiere decir en modo alguno que fuera de ese radio territorial no se configure el
eventual incumplimiento que amerita la realización de la Auditoría que se ha decidido efectuar.
Por ello resulta cuando menos insuficiente, a los fines de la determinación del marco de referencia de la
labor de auditoría, el circunscribir estrictamente el universo de control a aquellos ámbitos en los cuales,
ya sea por la información proveniente del Departamento de Atención a Usuarios, por el procesamiento
de los Informes relativos a la Calidad de Servicio Comercial, por la información proporcionada por un
medio de comunicación o por la denuncia de un particular, se pueda inferir prima facie un eventual
incumplimiento por parte de la/s Distribuidora/s involucradas en la cuestión de que se trate.
No puede suponerse que la eventual irregularidad detectada en cuanto a la aplicación del Régimen
Tarifario suceda solamente en el ámbito donde se ha detectado o respecto solamente de los casos
relativos a los usuarios que han reclamado en las Sucursales de las Empresas o ante el Ente Regulador.
A tal efecto, deben tenerse en cuenta, al menos, dos circunstancia de la realidad concerniente a la
prestación del servicio de distribución y a la relación entre la Concesionaria y el Usuario:
a) la complejidad técnica que muchas veces revisten los temas tarifarios, por lo general provocan en el
usuario muchas veces un desconocimiento respecto del alcance y contenido de sus derechos y por
ende, una ignorancia de que en su caso concreto se le esté aplicando incorrectamente el Cuadro
Tarifario vigente o bien de que se lo esté categorizando incorrectamente en alguno de los tópicos del
tema auditado.
b) las dificultades de índole práctica90 con que habitualmente tropieza el usuario para poder formular el
reclamo respectivo, ya sea ante la propia Empresa o el Ente Regulador, hacen que el Ente, si se basa
90
Ver GORDILLO, AGUSTIN Y OTROS, Derechos Humanos, Capítulo I, pag. 8, 2da. Edición, Fundación de Derecho
Administrativo, Buenos Aires, 1997.
132
exclusivamente en los reclamos formulados por los usuarios ante las Empresas o ante su propio
Departamento de Atención de Usuarios, no pueda determinar correctamente la entidad del
incumplimiento, tanto desde el aspecto cuantitativo como cualitativo, lo que traerá como consecuencia
la adopción de un ámbito de control insuficiente, y atentará contra la eficacia de la fiscalización que se
lleve a cabo.
Como ejemplo, tómese en cuenta que las situaciones fácticas descriptas en el cuadro sito en el punto
4.6.a), in fine del presente, pueden perfectamente acaecer en cualquier jurisdicción territorial servida
por cualquiera de las Distribuidoras en cuestión, lo que meritúa un control de carácter general respecto
de cada supuesta irregularidad que se detecte.
Asimismo, si se compara por caso el número total de reclamos presentados ante el ENRE durante el
período auditado (4803 reclamos en un período de 17 meses, lo cual arroja un promedio de 283
reclamos por mes, aproximadamente)91 y se los mensura respecto del universo total de usuarios
(4.748.270, aproximadamente) se advierte la inconveniencia de adoptar con exclusividad los
parámetros antedichos para determinar el ámbito auditable.
Por todo lo expuesto, puede colegirse que la adopción del criterio de control expuesto contribuirá a una
mayor eficiencia de la labor del Ente auditado.
4.8. El Departamento de Atención de Usuarios no cuenta con un Manual de Procedimientos
aprobado por la autoridad competente en la materia.
Haciendo constar que, conforme al Objeto de Auditoría, no se analiza aquí la labor en sí misma que
desarrolla el DAU en la atención y resolución de los reclamos formulados por los usuarios, sino que se
91
Ver Anexo VI del presente Informe de Auditoría.
133
evalúa la misma a fin de determinar su eficacia como una de las posibilidades o modalidades de control
indirecto arbitradas por el Ente, a fin de verificar la aplicación del Régimen y de los Cuadros Tarifarios
por parte de las Distribuidoras, se manifiesta que ya se ha hecho referencia a la utilidad del
procesamiento estadístico de la información obtenida a través de la resolución de los diversos reclamos
que los usuarios sometan a su consideración, a fin de poder suministrarle dicha información al
Departamento de Comercialización y Distribución, de manera que éste pueda desarrollar las labores de
control específico en materia tarifaria.
A ello debe sumarse la actividad de dicha repartición como control puntual respecto de cada reclamo
formulado, en lo que hace a la correcta aplicación del Régimen Tarifario en el caso que se someta a la
jurisdicción del ENRE.
Ante el pedido efectuado por Notas n° 01/00 DENRE (inciso q) y 24/01-GGCERPyT (Tema 2, punto
b), pregunta 2) y 3), el ente auditado proporcionó al Equipo Auditor:
a) la Resolución ENRE 956/97, aprobatoria de las normas específicas referentes al tratamiento de los
Reclamos de Usuarios sobre infracciones a las disposiciones de calidad comercial del Servicio Público
de Distribución, normas éstas que a su vez deben integrarse con lo dispuesto en el punto 5.3. del
Subanexo IV del Contrato de Concesión.
b) un flujograma (gráfico de secuencias)de tratamiento de Reclamos Técnico-Comerciales
c) un Procedimiento para la gestión de los Reclamos Técnico-Comerciales e Instrucciones Operativas
para la recepción y análisis preliminar de Reclamos, elaboración de Proyectos de Resolución y de
Dictámenes en Expedientes de Reclamo, para el tratamiento de los Recursos de Reconsideración,
Alzada, Aclaratoria y Revisión, para la acreditación del cumplimiento de las resoluciones emanadas del
Departamento, y para las tareas del Sector Registro y Notificaciones.
134
De la lectura de la documentación mencionada en último término, referida al tratamiento y al
procedimiento interno que debe conferírsele al reclamo del usuario en sus diversas instancias, no surge
que la misma se encuentre aprobada por el Directorio de la Entidad, lo cual, como ya se ha
mencionado, afecta la eficiencia de la labor desarrollada.
Se remite en lo pertinente y en mérito a la brevedad a las consideraciones formuladas en su oportunidad
en el punto 4.1 del presente Informe.
4.9. Se ha constatado una verificación defectuosa: a) de lo actuado por las Distribuidoras ante
la notificación del reclamo del usuario, a fin de solucionarlo satisfactoriamente, de modo tal
que no sea necesario en el particular un pronunciamiento del ENRE; y b) del cumplimiento
efectivo por parte de las Empresas Distribuidoras de las obligaciones que les han sido
impuestas por el Organismo a través de las Resoluciones del Departamento de Atención de
Usuarios, ya que la acreditación de dicho cumplimiento adolece de diversas insuficiencias que
le restan eficacia a la ejecución del circuito administrativo de control.
Por ende, resulta deficiente el mecanismo a través del cual las empresas informan al Ente
como han procedido a solucionar el motivo que originó el reclamo del usuario, ante el traslado
del mismo, y como han cumplimentado, en su caso, lo resuelto en la resolución AU pertinente.
Asimismo, no existe uniformidad tanto en las modalidades adoptadas por las distribuidoras a
fin de poner a disposición efectiva del usuario los montos pecuniarios que le corresponden,
como en la forma de acreditar el pago efectuado al usuario en dichos casos.
En primer término, cabe señalar de manera liminar que, ante el traslado conferido a la Distribuidora del
reclamo de un usuario, en muchas oportunidades la misma procede por propia iniciativa a realizar las
acciones tendientes a solucionar la supuesta irregularidad planteada por el usuario (por ejemplo, se
135
recategoriza al usuario, se calcula y refactura en forma retroactiva, reintegrando al usuario lo cobrado
incorrectamente, con más la penalización e intereses previstos en los artículos 4°, inciso f) y 9° del
Reglamento de Suministro).
Posteriormente, comunica dicha circunstancia por Nota al Departamento de Atención de Usuarios del
Ente, quien a su vez lo pone en conocimiento del usuario.
En otro orden de ideas, cuando la Distribuidora considera que el reclamo del usuario es infundado o
bien accede en forma parcial al reclamo en cuestión, ante la disparidad de criterios de las partes
involucradas se somete la cuestión a la resolución del Ente, por lo que en el reclamo en cuestión se
debe dictar la pertinente resolución AU.
Respecto de ambas situaciones, y sin perjuicio de lo señalado en el punto 4.8. del presente con
respecto a las Instrucciones Operativas elaboradas por el Departamento de Atención de Usuarios del
ENRE, se observa que las mismas contemplan:
a) una instrucción operativa para el Análisis Preliminar de Reclamos, caratulada como
"09DAUp01i2/B", la cual prevé diversas "Instrucciones" relativas al tratamiento de los reclamos.
En las mismas se encuentra previsto:
•
Que la empresa haya solucionado el problema planteado por el usuario sin incurrir en ningún
incumplimiento (punto 40 de las Instrucciones);
•
Que la empresa haya solucionado el problema pero mediando incumplimiento que requiera
dictamen previo de analista (punto 50)
•
Que la empresa no haya solucionado el problema y/o que haya incurrido en un incumplimiento con
sanción definida en el Contrato de Concesión o en el Reglamento de Suministro (punto 60)
•
Que la empresa no haya solucionado el problema y que haya incurrido en un incumplimiento que
136
requiera dictamen previo de analista (punto 70)
En los casos en que así sea necesario, se procederá al dictado de la pertinente Resolución AU92,, para
lo cual se aplicarán las Instrucciones respectivas.93
Para la etapa posterior del procedimiento de sustanciación de un reclamo, existe la instrucción para la
Acreditación del Cumplimiento de las Resoluciones AU las cuales son caratuladas como
"09DAUp01i6/B".
Respecto de las mismas, luego de señalar que su objetivo es "asegurar el cumplimiento por parte de las
Empresas Distribuidoras de Energía de las resoluciones dictadas por el Organismo", alcanzando dicha
Instrucción a "todos los expedientes de reclamo con resolución que obligue a la Empresa Distribuidoras
a acreditar un cumplimiento".
A dichos fines, el punto 10 del Item "Instrucciones" especifica que en la Resolución AU dictada y
notificada a las partes, cuando se establece una obligación para la Distribuidora, la misma debe
acreditarla en un plazo de 10 días hábiles administrativos. Dentro de dicho término se entiende que la
Concesionaria debe llevar a cabo lo dispuesto por el Ente e "informar" al Organismo de lo actuado en
consecuencia.
En el punto 30 se determina que el personal del Sector Acreditaciones del DAU, luego de ubicar en un
archivo específico el Expediente de Reclamo junto con la nota y la documentación correspondiente
proporcionada por la Empresa, procede a analizar estas últimas.
92
Son las resoluciones dictadas por la Jefatura del Departamento de Atención de Usuarios o por personas con firma
autorizada a tal efecto.
93
Según el caso se aplican las Instrucciones para la elaboración de Dictámenes (09DAUp01i4) y/o para la elaboración
de Proyecto de Resolución (09DAUp01i3/B).
137
En el punto 40 se especifica que, de verificarse el total cumplimiento de las obligaciones establecidas en
la Resolución AU, se procede al pase a archivo del expediente, luego de registrar dicha situación en el
sistema informático.
Por el contrario, si no se configura dicha situación, se confiere una nueva vista a la empresa involucrada,
emplazándola nuevamente al cumplimiento de la Resolución, registrando dicho incumplimiento en el
sistema informático (punto 50 de las Instrucciones).
También se encuentra previsto el supuesto de que el propio usuario reclamante manifieste ante el Ente
que lo informado o actuado por la Empresa no le satisface. En dicho caso, el usuario se presenta ante el
Ente a fin de manifestar o denunciar dicha circunstancia (punto 70).
Luego de un análisis de lo manifestado por el usuario, pueden darse dos alternativas: a) de no
configurarse un incumplimiento, se le envía la respectiva carta al usuario, disponiendo el archivo del
expediente y el registro pertinente en el sistema informático; b) de comprobarse los hechos
denunciados, se elabora una nueva vista a la empresa, emplazándola al cumplimiento de la resolución
(ver puntos 80, 90 y 100).
Finalmente, recibida la nota de la Empresa, se la controla y se envía una nota al usuario con una copia
de la contestación de la Distribuidora, disponiendo y registrando el pase a archivo en el sistema
informático (punto 110).
Ahora bien, luego de haber reseñado suscintamente los aspectos del circuito y del procedimiento
administrativo de interés para el tema auditado, cabe poner de manifiesto que en general, a fin de dotar
de total efectividad a cualquier circuito de control, el mismo debe contar con mecanismos y
procedimientos que aseguren el cumplimiento por parte de la entidad fiscalizada de lo resuelto por el
ente controlante, debiendo a tal efecto aquella acreditar cabalmente dicho cumplimiento ante el
138
organismo de control, a través de determinados procedimientos o formularios que expongan de manera
uniforme y normatizada la información necesaria a tal efecto, además de tener que acompañar la
documentacione necesarias como probanza a tal efecto, lo cual también debe estar señalado o
estipulado de antemano por el Ente fiscalizador.
Es por ello de suma importancia para la eficacia y eficiencia de la labor fiscalizadora que desarrolla el
DAU94, prever los aspectos apuntados ut supra. Tanto del análisis de las Normas en general, y de las
Instrucciones descriptas, asi como del relevamiento de la muestra de reclamos efectuada por el Equipo
de Auditoría, han sido observadas las circunstancias que a continuación se detallan.
a) Tanto de las Instrucciones Operativas para el Análisis Preliminar de Reclamos y para la
Acreditación de Cumplimiento de las Resoluciones AU, así como de ninguna norma
reglamentaria emanada de la máxima autoridad del Ente, se desprende que se encuentren
especificados o estandarizados mecanismos y/o procedimientos que deban ser practicados en
forma obligatoria por las Empresas Distribuidoras para acreditar: a) que han dado efectiva
solución al reclamo del usuario luego de tomar conocimiento del mismo o b) que han
cumplimentado acabadamente las obligaciones a su cargo establecidas por el Departamento
de Atención de Usuarios en la resolución AU pertinente.
La inexistencia de estándares en esta materia resta eficiencia al mecanismo de control, impidiendo de
esta manera una mayor protección de los intereses de los usuarios, mediante una correcta atención y
resolución de sus reclamos, lo cual a su vez implica velar por la debida y acabada solución a la
irregularidad que menoscabe alguno de los derechos de los usuarios del servicio.
Ello significa que debe fiscalizarse la plena acreditación por parte de la Empresa involucrada en cada
94
No sólo en lo concerniente a reclamos tarifarios específicamente, sino en cuanto a cualquier tema objeto de reclamo
por parte de un usuario del servicio de distribución.
139
caso, que se ha dado una efectiva satisfacción al problema que aquejaba al usuario.
En ese sentido, al no encontrarse reglamentariamente determinado por el Ente un mecanismo y/o
modalidad uniforme y de aplicación obligatoria para las Empresas, conteniendo formularios tipo con la
información necesaria para que tanto el Usuario como el Ente puedan advertir de manera clara y
detallada en que ha consistido el accionar desarrollado por la Empresa para finiquitar el reclamo
(refacturación, determinación y liquidación de penalidades, multas, intereses, etc), el modo en que
dichos cursos de acción son llevados a la práctica varía en su modalidad, forma de exposición y
contenido.
Lo dicho es aplicable también a la necesidad de que las Concesionarias acompañen en forma
obligatoria al expediente del reclamo las constancias documentales que demuestren fehacientemente que
se han cumplimentado todos los pasos necesarios para dar satisfacción al problema tarifario en
cuestión.
Es importante señalar que, por ejemplo, la resolución ENRE 956/97, en su artículo 2°, inciso c) señala
que "con la puesta en conocimiento del reclamo, la Distribuidora deberá darle tratamiento inmediato
resolviéndolo, lo que importará la acreditación de las multas a favor de los usuarios cuando
correspondiere e informando de todo lo actuado al DAU….".
Pero el plexo reglamentario no indica de que manera la Distribuidora debe acreditar las multas (o
cualquier otro concepto que le corresponda al usuario), ni tampoco de que forma debe informarse todo
lo actuado al DAU.
Del mismo modo, la Instrucción Operativa para el Análisis Preliminar del Reclamo, habla del análisis y
comprobación por parte del Sector Análisis Preliminar del DAU de que la Empresa ha solucionado el
problema planteado por el usuario (ver punto 50 de las Instrucciones), pero no se indica tampoco lo
140
arriba señalado en cuanto a como debe realizarse la acreditación e información o comunicación de lo
actuado.
Finalmente, la Instrucción Operativa para la Acreditación del Cumplimiento de las Resoluciones AU,
habla de que la Empresa involucrada, notificada de la resolución en cuestión, debe en diez (10) días
hábiles administrativos llevar a cabo e informar al Organismo lo actuado como consecuencia de la
resolución dictada (punto 10 de las Instrucciones).
Posteriormente, el personal del Sector Acreditaciones debe analizar la nota (y/o información) y la
documentación aportada por la Distribuidora, verificando el total cumplimiento de las obligaciones
impuestas en la resolución de marras (ver puntos 30 y 40 de las Instruccciones).
Tampoco aquí se especifican maneras o cursos de acción uniformes para que las Empresas lleven a
cabo, informen y acrediten el cumplimiento de las obligaciones determinadas por el ejercicio de la
facultad jurisdiccional del Ente.
b) Es deficiente el mecanismo a través del cual las Empresas informan al Ente que, ante el
traslado del reclamo del usuario, han procedido a solucionar la situación que ha originado el
mismo.
Se ha advertido que las Empresas, en diversos casos, luego de notificarse del traslado conferido por el
DAU del reclamo interpuesto, acompañan al expediente una nota donde reseñando la situación atinente
al usuario en cuestión, detallan lo realizado a fin de satisfacer la situación planteada.
Ello es realizado de diversas maneras:
•
En algunos casos se acompaña la nota que en forma concomitante con la enviada al Ente, se le ha
cursado al usuario, pero sin el acuse de recibo de éste de la misma. En otros casos, sólo se
141
acompaña nota al Ente.
•
Las Empresas no hacen constar si la documentación acompañada y puesta a disposición del Ente
en la Nota de referencia, ha sido también enviada o puesta a disposición del usuario para su
conocimiento y examen.
•
En algunos casos se procede a efectuar una liquidación de las sumas que se acreditarán a favor del
usuario. A veces se transcribe dicha liquidación en la nota enviada al usuario (Nota que, como ya se
señaló, no tiene el acuse de recibo del mismo) y en otras oportunidades se acompaña dicha
liquidación con la Nota enviada al Ente, sin acreditar si la misma ha sido proporcionada también al
cliente.
Resulta por demás evidente que una liquidación sencilla, clara y adecuada de lo que se acredita, no
sólo respeta el derecho a la información que le asiste siempre al usuario del servicio, sino que le
permite comprender y controlar los conceptos que se le están calculando.
c) Es deficiente el mecanismo a través del cual las Empresas informan al Ente que, ante la
notificación de lo resuelto en la resolución AU pertinente, han procedido a cumplimentar la
misma.
Ya nos hemos referido anteriormente al curso de acción que marca el Procedimiento aplicado por el
DAU, para esta instancia, luego del dictado de la resolución correspondiente. En cumplimiento del
mismo, la Concesionaria de que se trate envía una nota donde indica los cursos operativos
desarrollados a fin de cumplimentar lo dispuesto en la resolución que finiquitó el reclamo.
A raíz de haberse advertido las mismas situaciones señaladas en el anterior punto b), en mérito a la
brevedad nos remitimos a lo allí puntualizado.
142
d) En los supuestos contemplados en los anteriores puntos b) y c), la modalidad adoptada por
las Concesionarias para poner a disposición efectiva del usuario los montos pecuniarios que le
correspondan por cualquier motivo, no es uniforme y presenta diversas formas y/o
procedimientos de ejecución.
Se ilustra lo señalado a través del siguiente cuadro:
143
Curso del Reclamo
Modalidad comunicada por la Empresa a través de la cual
podrá percibir el usuario el crédito correspondiente
•
Acreditación de la suma de dinero pertinente (saldo acreedor) en
la cuenta del usuario, sin indicar como posteriormente el mismo
puede cobrar dicha suma, en caso de que así lo desee.
•
Puesta a disposición del usuario del saldo en cuestión en las
Sucursales de la Empresa.
•
Indicación Específica de que el Crédito podrá ser cobrado en el
Departamento de Facturación y Cobranzas de la Empresa.
La Empresa comunica al Ente •
que ha adoptado las medidas
pertinentes para solucionar el
reclamo del usuario, luego de
serle notificado
El mismo.
•
Manifestación de que el usuario, o bien puede cobrar su crédito
en una Oficina específica (solamente en dicha dependencia) o de
lo contrario, puede dejarlo en cuenta para futuras facturaciones.
Comunicación al Usuario como única manera de cobro de que el
crédito a su favor deberá hacerlo efectivo en el Departamento
Cobranzas de la Empresa. En el mismo expediente, ante un
incumplimiento y una penalización posterior impuesta por el Ente,
el nuevo crédito resultante a favor del usuario, según lo manifiesta
la empresa, podrá ser hecho efectivo por el usuario en las
"oficinas comerciales" de la Empresa.
144
Curso del Reclamo
Modalidad comunicada por la Empresa a través de la cual
podrá percibir el usuario el crédito correspondiente
•
Nota indicando que el Departamento de Cobranzas llamará al
usuario para hacer efectivo el pago.
•
Indicación específica de que, previa citación del Departamento
Cobranzas, la multa podrá ser hecha efectiva por el usuario.
Acreditación por parte de la •
Distribuidora del cumplimiento
de lo dispuesto por Resolución
AU
•
Acreditación en la cuenta del usuario del Saldo Acreedor.
Nota citando al cliente para cobrar en el Sector Contaduría de la
misma, con posterior nota al Ente acreditando dicha circunstancia
y manifestando que cuando ello ocurra, se le abonará al usuario
•
Nota al Usuario pidiéndole que manifieste forma de cobro: por
cheque o si prefiere dejarlo en cuenta para el descuento en
futuras facturaciones
•
Nota manifestando que el importe podrá ser solicitado en una
determinada oficina comercial de la Concesionaria.
•
Acreditación en la cuenta del usuario del Saldo Acreedor y
manifestación de que el crédito podrá ser cobrado por el usuario
en el Departamento Cobranzas de la Empresa.
•
Puesta a disposición del usuario del saldo en cualquiera de las
sucursales de la Empresa.
•
Acreditación en la cuenta del usuario e indicación de que el
cliente puede cobrar en cualquiera de las sucursales de la misma
con la última factura paga.
145
Curso del Reclamo
Modalidad comunicada por la Empresa a través de la cual
podrá percibir el usuario el crédito correspondiente
Acreditación por parte de la •
Distribuidora del cumplimiento
de lo dispuesto por Resolución
AU
•
Acreditación en la cuenta del usuario e indicación de que el
cliente podrá cobrar el monto en cuestión en una determinada
oficina comercial, previa coordinación telefónica con la Empresa.
•
Comunicación al usuario de que la suma equivalente a la multa
impuesta se le abonará en la oficinas del Departamento
Cobranzas de la Empresa (Nota: dicho Departamento se
encuentra ubicado en la calle San José 180, Ciudad de Buenos
Aires, dado que la Concesionaria involucrada es Edesur S.A. y el
usuario vive en la localidad de Tristán Suaréz, Provincia de
Buenos Aires, un caso y en la localidad de Lomas de Zamora,
Provincia de Buenos Aires, en otro).
•
Acreditación de la multa en la cuenta del usuario, e indicación de
que el monto debido podrá ser cobrado en efectivo, previa
llamada telefónica, o imputarse al pago de las próximas facturas
del cliente.
Acreditación en la cuenta del usuario e indicación de que el
cliente deberá concurrir a una determinada Oficina Comercial de
la Empresa, para hacer efectivo el monto.
Lo hasta aquí expuesto evidencia una diversidad de modalidades operatorias adoptadas por al s
Empresas, dado que falta el establecimiento en forma obligatoria de un procedimiento específico
dictado por el Ente, lo cual conspira contra la efectividad no sólo del ejercicio de la facultad
fiscalizadora del Ente, sino de la puesta en práctica de su facultad sancionatoria.
Por otra parte, las eventuales dificultades y dilaciones a las que puede verse sometido el usuario en
virtud de la diversidad de formas de hacer efectivo el pago de la multa adoptadas por las
Concesionarias, dificultan innecesariamente el proceso de satisfacción del crédito a favor del usuario.
146
Debe tenerse en cuenta que, la mera manifestación de la Concesionaria al Ente de lo actuado o, en su
caso, el acompañamiento de la carta que se ha cursado al usuario (sin acompañar el acuse de recibo de
éste), indicándole que, a través del modo que la propia Distribuidora eligió para hacerlo, ha "puesto a
su disposición" el monto correspondiente a la sanción impuesta por el Ente, se considera cumplida la
obligación de: a) cumplir con lo ordenado por el Ente en la Resolución AU específica y b) informar y
acreditar el cumplimiento de ello.
Mediando estas prácticas, no se ha advertido por parte de las Empresas reconocimiento alguno de
intereses por las demoras que haya generado su accionar para hacerle efectivo al usuario el crédito de
marras en cada caso.
Asimismo, lo expuesto en muchos casos le priva al usuario de ejercer la opción de elegir la vía de
cobro que más le resulte conveniente (percepción en efectivo o cheque, o acreditamiento en cuenta),
circunstancia ésta que de ningún modo puede disponer per se la propia empresa en lugar del usuario.
Es necesario recalcar que el procedimiento de cobro debe ser sencillo, ágil y eficaz, buscando la menor
molestia posible para el usuario, además de ser su implementación obligatoria para las Empresas bajo la
jurisdicción del ENRE.
Es conveniente recordar que, para el caso de reintegro de importes facturados indebidamente por
causas imputables a la Distribuidora, el mismo debe efectuarse dentro de un plazo máximo de 10 días
hábiles administrativos de verificado el error (artículo 4, inciso f) del Reglamento de Suministro).
Tómese también en cuenta que, a fin de hacer efectivo el usuario en cualquier caso el pago de saldos
deudores o el mero pago puntual de su factura periódica, el mismo puede efectuar dicho pago en
cualquier oficina comercial de las Empresas.
147
Por ello, atento el derecho que le asiste al usuario de recibir un trato equitativo y digno (artículo 42 de
la Constitución Nacional) por parte de las Prestatarias de cualquier servicio público y, por ende, al
debido respeto y reciprocidad de tratamiento entre ambas partes (Empresa y Usuario), sería altamente
conveniente el establecimiento del mismo sistema para el cobro de créditos a favor del usuario, munido
éste de la comunicación fehaciente emitida por la Distribuidora, y sus documentos de identidad o, en su
caso, documentación que autorice al cobro al presentante.
Recién cuando hubiese transcurrido un cierto lapso desde la notificación fehaciente de dicha posibilidad
al usuario, se podría entender que el mismo ha decidido dejar acreditado en cuenta el crédito en
cuestión, pudiendo igualmente, hacer efectivo el saldo existente en cualquier momento.
e) En los supuestos contemplados en los anteriores puntos b) y c), no existe uniformidad en
cuanto a la acreditación del pago efectuado al usuario de los conceptos debidos.
No en todos los casos las Distribuidoras involucradas, proceden a comunicar al Ente por Nota y
acreditar fehacientemente la forma en que el usuario ha optado para hacer efectivo el crédito existente a
su favor.
En lo que concierne concretamente a la efectivización del pago de dicho crédito por la Distribuidora al
Usuario, dicha circunstancia, junto con el pertinente recibo, cheque o comprobante no es acreditada en
todas las oportunidades por las Concesionarias en el Expediente a través del cual ha tramitado el
Reclamo.
5. COMUNICACIÓN DEL PROYECTO DE INFORME Y ANÁLISIS DE LOS
DESCARGOS FORMULADOS POR EL ENTE.
148
El Proyecto de Informe de Auditoría fue remitido al Ente auditado para que formule las
observaciones y/o comentarios que estime pertinentes, con fecha 15 de Agosto de 2002, por Nota N°
218/02-AGN. Los mismos fueron remitidos por el ENRE con fecha 17 de setiembre del corriente año,
a través de la Nota ENRE N° 42.810.
Los comentarios vertidos por el ENTE fueron a su vez analizados y evaluados por el equipo de
Auditoría y tales resultados se presentan en el ANEXO XII del presente Informe. En particular, se
transcribe en cada caso el comentario u observación formulada por la AGN, luego los principales
conceptos contenidos en la respuesta del ENRE y, finalmente, las conclusiones a las que se ha arribado
en virtud del examen y evaluación efectuado en cada tema específico.
Del análisis realizado, no se ha considerado pertinente introducir modificación alguna y se
ratifica en un todo el contenido del Proyecto de Informe remitido originalmente al ENRE.
6. RECOMENDACIONES
6.1.-
El Ente deberá aprobar un “Manual de Procedimientos” a través del cual se determine en forma
cierta y precisa tanto el mecanismo a través del cual el Area de Análisis Regulatorios y Estudios
Especiales efectúa los procedimientos técnicos para el recálculo de los Cuadros Tarifarios, así
como también el flujograma o circuito administrativo correspondiente al trámite de elaboración y
dictado de la resolución pertinente a través de la cual se apruebe periódicamente el Cuadro
Tarifario respectivo (Cde. 4.1.).
6.2.-
El Ente deberá implementar los mecanismos necesarios que conlleven a un control eficaz de la
obligación de publicar los respectivos Cuadros Tarifarios, que se encuentran a cargo de las
Distribuidoras y, en caso de corresponder, arbitrar los medios conducentes al ejercicio de las
149
facultades sancionatorias que le son propias (Cde. 4.2.).
6.3.-
El Ente deberá acompañar en las actuaciones administrativas respectivas el necesario soporte
documental respaldatorio de los diversos mecanismos que ameriten en cada oportunidad el
recálculo de los diversos conceptos que intervienen en la conformación de los Cuadros
Tarifarios (Cde. 4.3.).
6.4.-
Deberá establecerse un mecanismo de ajuste de los valores provisorios correspondientes a los
índices de precios utilizados para el recálculo y actualización indicados en el punto D) del
Subanexo 2 de cada Contrato de Concesión, el cual deberá instrumentarse a través del dictado
de la reglamentación correspondiente (Cde. 4.4.).
6.5.a.- El Ente, en ocasión de celebrarse la Revisión de las Tarifas de Distribución a través de los
mecanismos legales pertinentes, deberá poner el máximo empeño en volcar en el nuevo
Régimen Tarifario resultante, todas las modificaciones que sean necesarias, a fin de evitar
posteriores situaciones que planteen la posibilidad de una modificación del régimen tarifario, así
como la circunstancia de que todos los factores o ponderadores intervinientes en el
Procedimiento de Cálculo que se determine, no reflejen la realidad de su función, todo ello en
aras de que la tarifa resultante sea "justa y razonable" para todas las partes intervinientes en el
proceso. (Cde. 4.5.).
6.5.b Toda vez que sean afectados los intereses económicos de los usuarios, el Ente deberá celebrar
la Audiencia Pública pertinente, a los fines de implementar la protección debida a los mismos y
resguardar sus derechos (Cde. 4.5.).
6.6.-
Sería conveniente que el Ente estableciera, mediante el dictado de la reglamentación pertinente,
la obligación de las Empresas Distribuidoras de informar en la factura las normas tributarias que
150
establecen las alícuotas vigentes a aplicar en la facturación, para cada categoría de usuario del
servicio de distribución de energía eléctrica, como es el caso de los usuarios finales con
domicilio en la provincia de Buenos Aires, respecto del impuesto creado por la ley 7290 y sus
modificaciones, dados los numerosos cambios que la misma ha sufrido. (Cde. 4.6.).
6.7.a.- El Ente deberá optimizar el control que realiza sobre la aplicación del Régimen Tarifario por
parte de las Empresas Distribuidoras, a través de la implementación de una Planificación
periódica conteniendo metas, objetivos y programas de auditoría, así como la previsión de los
recursos humanos necesarios y el tiempo que se estime suficiente para desarrollar las metas de
control planificadas. (Cde. 4.7.a.)
6.7.b.- El ENRE deberá aprobar un “Manual de Procedimientos” de Auditoría a fin de normatizar los
procedimientos y circuitos atinentes a la labor de auditoría desarrollada por el Departamento de
Distribución y Comercialización (Cde. 4.7.b.)
6.7.c.- Tanto la Planificación como el “Manual de Procedimientos” a que hacen referencia los puntos
6.7.a. y 6.7.b. deberán contemplar como universo auditable la totalidad de los usuarios
servidos por las 3 (tres) Empresas Distribuidoras sujetas a la jurisdicción del Ente Nacional
Regulador de la Electricidad (ENRE). (Cde. 4.7.c.)
6.8.-
El Ente deberá aprobar un “Manual de Procedimientos” aplicable a todas las actividades
desarrolladas por el Departamento de Atención de Usuarios, a fin de determinar
adecuadamente su rol y funcionamiento. (Cde. 4.8.)
6.9.a.- El Ente deberá dictar la normativa reglamentaria necesaria a fin de uniformar los mecanismos a
través de los cuales las Concesionarias deberán informar y acreditar, ya sea el haber
solucionado satisfactoriamente la situación planteada por el usuario, o bien el cabal
151
cumplimiento de todas las obligaciones que la resolución AU hubiere puesto a cargo de las
mismas (refacturaciones, cumplimiento de penalidades, etc). (Cde. 4.9.a.)
6.9.b.- La reglamentación aludida en el punto anterior deberá contemplar como contenido mínimo el
establecimiento de la obligación de acreditar en todos los casos la recepción del usuario de
cualquier documentación que se le hubiere enviado, de poner a disposición del usuario toda la
documentación que se hubiere elaborado con relación al reclamo presentado, de elaborar en
todos los casos una liquidación clara y sencilla de la suma que por cualquier concepto se le
abone al usuario reclamante a través de un modelo de liquidación establecido por el Ente y
también de acreditar mediante la documentación correspondiente, el pago realizado al usuario
en efectivo o cheque. (Cde. 4.9.b., 4.9.c. y 4.9.e)
6.9.c.- La reglamentación aludida en el punto 6.9.a. debe asimismo establecer un mecanismo único
para poner a disposición efectiva del usuario cualquier concepto pecuniario que deba percibir
en forma rápida y sencilla, permitiéndole optar al beneficiario entre el cobro inmediato del
concepto en cualquier oficina comercial de la Empresa, con la documentación correspondiente,
o la acreditación de la suma de que se trate en su cuenta, a fin de imputar el monto en futuras
facturaciones. (Cde. 4.9.d.)
7. CONCLUSIONES
Con relación al objeto de la presente auditoría, en lo que respecta a la gestión del Ente
Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), en lo concerniente a la conformación y aprobación de
los valores de los Cuadros Tarifarios, cabe manifestar que:
•
Sin perjuicio de las observaciones y comentarios formulados en el presente, de la labor de análisis
152
realizada sobre la normativa establecida para las tarifas de energía eléctrica, y de los cálculos
practicados conforme a los Procedimientos indicados en el Subanexo 2 de cada Contrato de
Concesión de Distribución de Energía Eléctrica, respecto de los Cuadros Tarifarios aprobados
para EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A., para el período comprendido entre el 1° de
agosto de 1999 y el 31 de diciembre de 2000 y para la totalidad de las Tarifas comprendidas en
los respectivos Contratos de Concesión, cabe concluir en que los cálculos obtenidos son
coincidentes con los realizados por el ENRE en su oportunidad.
•
La labor de conformación, determinación y establecimiento de los Cuadros Tarifarios y su
correspondiente tramitación administrativa interna es realizada mediante procedimientos que no
cuentan con la aprobación de la autoridad competente del Ente.
•
Salvo el caso de EDELAP S.A., el resto de las Distribuidoras no efectúa la acreditación en el
expediente pertinente, del cumplimiento de la publicación de los Cuadros Tarifarios respectivos en
por lo menos dos diarios de mayor circulación del área de concesión que corresponda, tal como lo
dispone en cada oportunidad la resolución respectiva del Ente que aprueba los valores de los
Cuadros, lo cual a su vez no es fiscalizado por el ENRE.
•
En las actuaciones administrativas no se encuentra agregado el respaldo documental necesario para
acreditar determinados extremos que avalan e inciden en la modificación de los valores de los
diversos conceptos que intervienen en el Procedimiento para el recálculo periódico de los Cuadros
Tarifarios.
•
El procedimiento de conformación tarifaria no cuenta con un mecanismo de ajuste ex post de los
índices de precios utilizados para el correspondiente recálculo previsto en el punto D) del Subanexo
2 del Contrato de Concesión de Distribución de Energía Eléctrica.
153
•
Con posterioridad a la celebración de los Contratos de Concesión de Distribución de Energía
Eléctrica con Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A., se introdujeron modificaciones al
Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario contemplado en el Subanexo 2 de
dichos Contratos, a través de las resoluciones ENRE 685/96 y 547/99, entendiendo en dichos
casos el Ente Regulador interviniente que, en virtud de las disposiciones del Marco Regulatorio
Eléctrico, contaba con facultades para disponer dichas modificaciones.
Asimismo, a través de la resolución ENRE 547/99, se resolvió fijar nuevos valores para los
coeficientes Yp, Yr e Yv, que representan la participación del consumo de los usuarios para cada
categoría tarifaria según el tramo horario (punta, resto, valle), sin celebrarse en forma previa una
Audiencia Pública con el fin de preservar los intereses económicos de los usuarios finales del
servicio.
•
La información brindada por las Concesionarias en la factura que se le envía al usuario contiene
información insuficiente acerca de la ley provincial 7290, lo que no le permite al mismo conocer o
acceder al conocimiento del régimen legal referido al tributo instituido por dicha norma.
En lo que respecto a la gestión de Control de la aplicación del Régimen y de los Cuadros
Tarifarios, es dable poner de manifiesto que:
•
La función de control atribuida al ENRE por el Marco Regulatorio no se encuentra suficientemente
regulada a los fines de su ejercicio, en lo que respecta a la materia auditada, atento que no existe
una Planificación periódica de Auditorias a realizar; que el Departamento de Distribución y
Comercialización del Ente no cuenta con un Manual de Procedimientos de Auditoría aprobado por
autoridad competente; y que no es generalmente tomado en cuenta como universo de auditoría el
marco de referencia compuesto por EDENOR S.A., EDESUR S.A. y EDELAP S.A. y la totalidad
de los usuarios atendidos por cada una de ellas.
154
•
En lo que concierne a la labor desarrollada por el Departamento de Atención de Usuarios del
ENRE, en lo atinente a la labor de control puntual y específico en materia tarifaria que desarrolla al
resolver un reclamo referente a dicho tema, resulta necesario poner de manifiesto que dicha
dependencia no cuenta con un Manual de Procedimientos aprobado por autoridad competente, y
que no existe reglamentación emanada del Ente que prevea procedimientos uniformes de aplicación
obligatoria respecto de los mecanismos de acreditación ante el Ente y el propio usuario reclamante
de que se ha procedido a solucionar la situación que motivó el reclamo o bien, que se ha
cumplimentado satisfactoriamente cualquier obligación impuesta a las Empresas por la resolución
AU pertinente.
•
En especial, se hace particular hincapié en la ausencia de un procedimiento único establecido para
la puesta a disposición del usuario de los créditos de los que fuere beneficiario, permitiéndole a
través de un mecanismo sencillo y eficaz optar entre la percepción inmediata de dicho crédito o bien
su acreditamiento en la cuenta de la empresa proveedora del servicio público de distribución.
•
Por otra parte, la ausencia de reglamentación acerca de la obligación de informar la opción ejercida
por el usuario en el caso concreto, y de demostrar el pago efectuado al usuario del crédito
correspondiente en efectivo o cheque, según el caso, ocasiona que sólo en algunos casos las
empresas acrediten dicha circunstancia, desconociéndose por ende si el usuario ha hecho efectiva
su acreencia en el reclamo que realizó ante el DAU.
8. LUGAR Y FECHA: Buenos Aires,
9.-FIRMA:
155
ANEXO I
Resoluciones Aprobatorias de los Cuadros Tarifarios Auditados
(Agosto 1999 / Diciembre 2000)
Período
Empresa
Expte ENRE
Resolución
ENRE
Agosto / Octubre 1999
Edenor S.A. y Edesur S.A.
6999/99 y
7003/99
929/99
Agosto / Octubre 1999
Edelap S.A.
7041/99
947/99
Noviembre 1999 /
Enero 2000
Edenor S.A. S.A. y Edesur S.A.
7382/99 y
7390/99
1151/99
Noviembre 1999 /
Enero 2000
Edelap S.A.
7408/99
1154/99
Febrero / Abril 2000
Edenor S.A. y Edesur S.A. S.A.
7846/00 y
7848/00
36/00
Febrero / Abril 2000
Edelap S.A.
7863/99
41/99
Mayo / Julio 2000
Edenor S.A. y Edesur S.A.
8214/99 y
8222/99
242/00
Mayo / Julio 2000
Edelap S.A. S.A.
8226/00
248/00
Agosto / Octubre 2000
Edenor S.A. y Edesur S.A.
8536/00 y
8537/00
478/00
Agosto / Octubre 2000
Edelap S.A.
8528/00
479/00
Noviembre 2000/
Enero 2001
Edenor S.A. y Edesur S.A.
8901/00 y
8922/00
658/00
Noviembre 2000/
Enero 2001
Edelap S.A.
8921/00
659/00
ANEXO II
CLASIFICACION DE USUARIOS POR TARIFA
TIPO
TARIFA 1R1
TARIFA 1R
(Residencial)
CONSUMOS
Hasta 300
kwh/bimestre
TARIFA 1R2
Mayores a 300
kwh/bimestre
TARIFA 1G1
Hasta 1600
kwh/bimestre
Desde 1601 hasta
4000 kwh/bimestre
Mayor a 4001
kwh/bimestre
TARIFA N°1
PEQUEÑAS
DEMANDAS
TARIFA 1G
(General)
TARIFA 1G2
TARIFA 1G3
TARIFA 1AP
(Alumbrado
Público)
TARIFA N° 2
MEDIANAS
DEMANDAS
TARIFA N° 3
GRANDES
DEMANDAS
TARIFA 2
TARIFA 3
TARIFA 1AP
USUARIOS
* Casas o departamentos destinados exclusivamente para
habitación, incluyendo las dependencias e instalaciones de uso
colectivo (escaleras, pasillos, lavaderos, cocheras, ascensores,
bombas, equipos de refrigeración o calefacción y utilizaciones
análogas), que sirvan a dos o más viviendas.
* Viviendas cuyos ocupantes desarrollen "trabajos a domicilio"
sin atención al publico y que las potencias de los motores y/o
artefactos afectados a dicha actividad no excedan de 0,50 kw c/u
y de 3 kw. en conjunto.
* Escritorios u otros locales de carácter profesional que formen
parte de la vivienda que habite el usuario.
Incluye a aquellos usuarios que no están encuadrados en las
clasificaciones de las tarifas 1R ó 1AP.
Superior a 10 kw. e
inferior a 50 kw.
Se aplica para el alumbrado publico de calles, avenidas, plazas,
etc. y para los sistemas de señalamiento luminoso para el
transito.
Rige además para la iluminación de fuentes ornamentales,
monumentos, etc.
Están incluidos aquellos usuarios que demanden una potencia
comprendida entre los valores señalados en la columna anterior.
Superior a 50 kw.
Usuarios cuya capacidad máxima supera los 50 kw.
El suministro eléctrico podrá ser en baja, media o alta tensión.
----------
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
PEQUEÑAS DEMANDAS- USO RESIDENCIAL (Planilla N° 1)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFR1= Ppot*KRPB*KMPR1+CDFR1
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
CDFR1=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
FIJO
(bimestral)
T1R1
REFERENCIAS
KRPB= 1,143
KMPR1= 0,43 kwmes/bim.
CDFR1= 2,86 U$/bim.
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
KRPB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la potencia.
KMPR1 (fijo): coef. que representa la incidencia
del precio mayorista de la potencia en el cargo
fijo de la tarifa 1R1.
CDFR1 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo fijo de la tarifa 1R1.
PCo= 140,5
PMo= 123,7
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2, siendo m el primer mes del periodo n.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2, donde k es el mes de toma de posesión.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
CDi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j.
Yp= 0,27
Yr= 0,63
(ver modificación en planilla N° 11)
Yv= 0,10
KREB= 1,128
Pep, Per,Pev;: se calculan con la siguiente formula: Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti- CDVR1= 0,040 U$/KWh
Pps/720)+Pf (ver modificaciones en Planilla N° 11)
KMER1= 1,00
Pesi: precio de la energía en el mercado Spot en el horario i.
Pecti: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario i.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo
Nacional de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
VARIABLE y1i, y2i, y3i : participación de la compra de energía en el mercado Spot, bajo
contratos transferidos, y bajo c
(bimestral,
ontratos posteriores a la transferencia respectivamente, respecto al total de compras
por unidad de de energía en el mercado eléctrico mayorista en el horario i.
CVR1= (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB*KMER1+CDVR1
TARIFA 1R
VALOR
INICIAL
energía
consumida)
CDVR1=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2, siendo m el primer mes del periodo n.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2, donde k es el mes de toma de posesión.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
CDi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j.
Pep, Per, Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta, restantes y valle
respectivamente..
Yp, Yr, Yv: participación del consumo respecto
al total en horas de punta, restantes y valle
respectivamente.
KREB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la energía.
KMER1 (fijo): coef. que representa la incidencia
del precio mayorista en el cargo variable de los
usuarios encuadrados en la tarifa 1R1.
CDVR1 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo variable de la tarifa 1R1.
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
PEQUEÑAS DEMANDAS- USO RESIDENCIAL (Planilla N° 2)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFR2= Ppot*KRPB*KMPR2+CDFR2
FIJO
(bimestral)
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
KMPR2= 1,79*(Ppot*cp1+Pep*cep1+Per*cer1+Pev*cev1+CDMR) /
(Ppot*cp2+Pep*cep2+Per*cer2+Pev*cev2)
CDFR2=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
CDMR= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2, siendo m el primer mes del periodo n.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2, donde k es el mes de toma de posesión.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
CDi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
T1R2
KRPB= 1,143
CDFR2= 9,54 U$/bim
CDMR= 4,11 U$/bim.
cp1= 0,49 kwmes/bim.
cep1= 91 kwh/bim.
cer1= 213 kwh/bim.
cev1= 34 kwh/bim.
cp2= 2,05 kwmes/bim.
cep2= 61 kwh/bim.
cer2= 227 kwh/bim.
cev2= 51 kwh/bim.
cp3= 0,49 kwmes/bim.
cep3= 91 kwh/bim.
(ver modificación en planilla N° 11)
cer3= 213 kwh/bim.
cev3= 34 kwh/bim.
Pep, Per,Pev;: se calculan con la siguiente formula: Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti- cp4= 2,05 kwmes/bim.
Pps/720)+Pf (ver modificaciones en Planilla N° 11
cep4= 61 kwh/bim.
cer4= 227 kwh/bim.
Pesi: precio de la energía en el mercado Spot en el horario i.
cev4= 51 kwh/bim.
Pecti: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario i.
Yp= 0,18
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo
Yr= 0,67
Nacional de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
y1i, y2i, y3i : participación de la compra de energía en el mercado Spot, bajo Yv= 0,15
KREB= 1,128
contratos transferidos, y bajo contratos posteriores a la transferencia
respectivamente, respecto al total de compras de energía en el mercado eléctrico CDVR2= 0,004 U$/KWh
CDMR= 4,11 U$/bim
mayorista en el horario i.
CVR2= (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB*KMER2+CDVR2
TARIFA 1R
VALOR
INICIAL
VARIABLE
(bimestral,
por unidad de
energía
CDVR2=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
consumida)
CDMR= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2, siendo m el primer mes del periodo n.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondie nte al mes k-2, donde k es el mes de toma de posesión.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
CDi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
KMER2= (Ppot*cp3+Pep*cep3+Per*cer3+Pev*cev3+CDMR) /
(Ppot*cp4+Pep*cep4+Per*cer4+Pev*cev4)
REFERENCIAS
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
KRPB (fijo): factor de reducción del p recio
mayorista de la potencia.
KMPR2 (fijo): coef. que representa la incidencia
del precio mayorista de la potencia en el cargo
fijo de la tarifa 1R2.
CDFR2 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo fijo de la tarifa 1R2.
CDMR (variable): diferencia de los costos
propios de distribución asignables a los
parámetros de las tarifas 1R1 y1R2.
Pep, Per, Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta, restantes y valle
respectivamente..
Yp, Yr, Yv: participación del consumo respecto
al total en horas de punta, restantes y valle
respectivamente.
KREB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la energía.
KMER2 (fijo): coef. que representa la incidencia
del precio mayorista de la energía en el cargo
variable de los usuario s encuadrados en la tarifa
1R2.
CDVR2 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo variable de la tarifa 1R2.
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
PEQUEÑAS DEMANDAS- USO GENERAL (Planilla N° 3)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFG1= Ppot*KRPB*KMPG1+CDFG1
VALOR
INICIAL
REFERENCIAS
KRPB= 1,143
KMPG1= 1,02 kwmes/bim.
CDFG1= 4,53 U$/bim.
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
KRPB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la potencia.
KMPG1 (fijo): coef. que representa la incidencia
del precio mayorista de la potencia en el cargo
fijo de la tarifa 1G1.
CDFG1 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo fijo de la tarifa 1G1.
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
CDFG1=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
FIJO
(bimestral)
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2, siendo m el primer mes del periodo n.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2, donde k es el mes de toma de posesión.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
CDi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j.
Yp= 0,05
Yr= 0,87
(ver modificación en planilla N° 11)
Yv= 0,08
KREB= 1,128
Pep, Per,Pev;: se calculan con la siguiente formula: Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti- CDVG1= 0,061 U$/KWh
Pps/720)+Pf
(ver modificaciones en Planilla N° 11)
KMEG1= 1,00
Pesi: precio de la energía en el mercado Spot en el horario i.
Pecti: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario i.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo
VARIABLE
Nacional d e la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
(bimestral,
y1i, y2i, y3i : participación de la compra de energía en el mercado Spot, bajo
por unidad de
contratos transferidos, y bajo contratos posteriores a la transferencia
energía
respectivamente, respecto al total de compras de energía en el mercado eléctrico
consumida)
mayorista en el horario i.
CVG1= (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB*KMEG1+CDVG1
TARIFA 1G
T1G1
CDVG1=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2, siendo m el primer mes del periodo n.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2, donde k es el mes de toma de posesión.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
CDi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j.
Pep, Per, Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta, restantes y valle
respectivamente..
Yp, Yr, Yv: participación del consumo respecto
al total en horas de punta, restantes y valle
respectivamente.
KREB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la energía.
KMEG1 (fijo): coef. que representa la incidencia
del precio mayorista de la energía en el cargo
variable de los usuarios encuadrados en la tarifa
1G1.
CDVG1 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo variable de la tarifa 1G1.
ANEXO III
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
PEQUEÑAS DEMANDAS- USO GENERAL (Planilla N° 4)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFG2= Ppot*KRPB*KMPG2+CDFG2
FIJO
(bimestral)
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
KMPG2= 7,48*(Ppot*cp5+Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5+CDMG1) /
(Ppot*cp6+Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)
CDFG2=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/Pco)*CDi,j,o
CDMG1= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
T1G2
KRPB= 1,143
CDFG2= 33,02 U$/bim
CDMG1= 16,70 U$/bim.
cp5= 1,17 kwmes/bim.
cep5= 90 kwh/bim.
cer5= 1570 kwh/bim.
cev5= 144 kwh/bim.
cp6= 8,55 kwmes/bim.
cep6= 199 kwh/bim.
cer6= 1480 kwh/bim.
cev6= 126 kwh/bim.
cp5= 1,17 kwmes/bim.
cep5= 90 kwh/bim.
(ver modificación en planilla N° 11)
cer5= 1570 kwh/bim.
cev5= 144 kwh/bim.
Pep, Per,Pev;: se calculan con la siguiente formula: Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti- cp6= 8,55 kwmes/bim.
Pps/720)+Pf
(ver modificaciones en Planilla N° 11)
cep6= 199 kwh/bim.
Pesi: precio de la energía en el mercado Spot en el horario i.
cer6= 1480 kwh/bim.
Pecti: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario i.
cev6= 126 kwh/bim.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo
Yp= 0,11
Nacional de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
Yr= 0,82
y1i, y2i, y3i : participación de la compra de energía en el mercado Spot, bajo Yv= 0,07
contratos transferidos, y bajo contratos posteriores a la transferencia
KREB= 1,128
respectivamente, respecto al total de compras de energía en el mercado eléctrico CDMG1= 16,70 U$/bim:
mayorista en el horario i.
CDVG2= 0,033 U$/KWh.
CVG2= (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB*KMEG2+CDVG2
TARIFA 1G
VALOR
INICIAL
VARIABLE
(bimestral,
por unidad de
energía
CDVG2=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
CDMG1= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
consumida)
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
KMEG2= (Ppot*cp5+Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5+CDMG1) /
(Ppot*cp6+Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)
REFERENCIAS
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
KRPB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la potencia.
KMPG2 (variable): coef. que representa la
incidencia del precio mayorista de la potencia en
el cargo fijo de la tarifa 1G2.
CDFG2 (variable): costo pro pio de distribución
asignable al cargo fijo de la tarifa 1G2.
CDMG1 (variable): diferencia de los costos
propios de distribución asignables a los
parámetros de las tarifas 1G1 y1G2.
Pep, Per, Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta, restantes y valle
respectivamente..
Yp, Yr, Yv: participación del consumo respecto
al total en horas de punta, restantes y valle
respectivamente.
KREB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la energía.
KMEG2 (fijo): coef. que representa la incidencia
del precio mayorista de la energía en el cargo
variable de los usuarios encuadrados en la tarifa
1G2.
CDVG2 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo variable de la tarifa 1G2.
CDMG1 (variable): diferencia de los costos
propios de distribución asignables a los
parámetros de las tarifas 1G1 y1G2.
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
PEQUEÑAS DEMANDAS- USO GENERAL (Planilla N° 5)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
REFERENCIAS
KRPB= 1,143
CDFG3= 88,32 U$/bim
CDMG2= 35,09 U$/bim.
CDMG1= 16,70 U$/bim.
cp7= 8,55 Kwmes/bim.
cep7= 496 kwh/bim.
cer7= 3700 kwh/bim.
cev7= 316 kwh/bim.
cp8= 22,86 Kwmes/bim.
cep8 632 kwh/bim.
cer8= 2933 kwh/bim.
cev8= 948 kwh/bim.
cp5= 1,17 kwmes/bim.
cep5= 90 kwh/bim.
cer5= 1570 kwh/bim.
cev5= 144 kwh/bim.
cp6= 8,55 kwmes/bim.
cep6= 199 kwh/bim.
cer6= 1480 kwh/bim.
cev6= 126 kwh/bim.
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
KRPB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la potencia.
KMPG2 (variable): coef. que representa la
incidencia del precio mayorista de la potencia en
el cargo fijo de la tarifa 1G2.
KMPG3 (variable): coef. que representa la
incidencia del precio mayorista de la potencia en
el cargo fijo de la tarifa 1G3 .
CDFG3 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo fijo de la tarifa 1G3.
CDMG1 (variable): diferencia de los costos
propios de distribución asignables a los
parámetros de las tarifas 1G1 y1G2.
CDMG2 (variable): diferencia de los costos
propios de distribución asignables a los
parámetros de las tarifas 1G2 y1G3.
KREB= 1,128
CDVG3= 0,010 U$/kwh.
(ver modificación en planilla N° 11)
CDMG2= 35,09 U$/bim.
Pep, Per,Pev;: se calculan con la siguiente formula: Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti- CDMG1= 16,70 U$/bim.
Pps/720)+Pf
(ver modificaciones en Planilla N° 11)
cp7= 8,55 Kwmes/bim.
Pesi: precio de la energía en el mercado Spot en el horario i.
cep7= 496 kwh/bim.
Pecti: precio de la energía en los contratos transferidos en el hora rio i.
cer7= 3700 kwh/bim.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo
cev7= 316 kwh/bim.
Nacional de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
cp8= 22,86 Kwmes/bim.
y1i, y2i, y3i : participación de la compra de energía.... (ver T1G2 – variable)
cep8 632 kwh/bim.
VARIABLE
CDVG3=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
cer8= 2933 kwh/bim.
(bimestral,
CDMG2= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
cev8= 948 kwh/bim.
por unidad de PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
cp5= 1,17 kwmes/bim.
energía
correspondiente al mes m-2.
cep5= 90 kwh/bim.
consumida)
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
cer5= 1570 kwh/bim.
correspondiente al mes k-2.
cev5= 144 kwh /bim.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
cp6= 8,55 kwmes/bim.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
cep6= 199 kwh/bim.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
cer6= 1480 kwh/bim.
KMEG3= (KMEG2*(Ppot*cp7+Pep*cep7+Per*cer7+Pev*cev7)
cev6= 126 kwh/bim.
+ CDMG2)/(Ppot*cp8+Pep*cep8+Per*cer8+Pev*cev8)
Yp= 0,14
KMEG2= (Ppot*cp5+Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5+CDMG1) /
Yr= 0,65
(Ppot*cp6+Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)
Yv= 0,21
Pep, Per, Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta, restantes y valle
respectivamente..
Yp, Yr, Yv: participación del consumo respecto
al total en horas de punta, restantes y valle
respectivamente.
KREB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la energía.
CDVG3 (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo variable de la tarifa 1G3.
CDMG1 (variable): diferencia de los costos
propios de distribución asignables a los
parámetros de las tarifas 1G1 y1G2.
CDMG2 (variable): diferencia de los costos
propios de distribución asignables a los
parámetros de las tarifas 1G2 y1G3.
KMEG3 (variable): coef. que representa la
incidencia del precio mayorista de la energía en
el cargo variable de la tarifa 1G3.
KMEG2 (variable): coef. que representa la
incidencia del precio mayorista de la energía en
el cargo variable de la tarifa 1G2.
CFG3= Ppot*KRPB*KMPG3+CDFG3
FIJO
(bimestral)
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
KMPG3= 20*(KMPG2*(Ppot*cp7+Pep*cep7+Per*cer7+Pev*cev7)/7,48
+ CDMG2)/(Ppot*cp8+Pep*cep8+Per*cer8+Pev*cev8)
KMPG2= 7,48*(Ppot*cp5+Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5+CDMG1) /
(Ppot*cp6+Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)
CDFG3=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
CDMG2= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
CDMG1= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
TARIFA 1G
VALOR
INICIAL
T1G3
CVG3= (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB*KMEG3+CDVG3
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
PEQUEÑAS DEMANDAS- ALUMBRADO PUBLICO (Planilla N° 6)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
VALOR
INICIAL
REFERENCIAS
CVA= Ppot*KRPB*KMA+(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB+CDA
KREB= 1,128
KRPB= 1,143
KMA= 0,0034 Kwmes/kwh.
CDA= 0,020 U$/kwh.
Yp= 0,33
Yr= 0,00
Yv= 0,67
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado
Spot.
Pep, Per, Pev: precio de la energía en el
mercado mayorista en horas de punta,
restantes y valle respectivamente..
Yp, Yr, Yv: participación del consumo
respecto al total en horas de punta,
restantes y valle respectivamente.
KREB (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
KRPB (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la potencia.
KMA (fijo): coeficiente que representa
la incidencia del precio mayorista de la
potencia en el cargo variable de la tarifa
1AP.
CDA (variable): costo propio de
distribución asignable al cargo variable
de la tarifa 1AP.
(ver modificación en planilla N° 11)
TARIFA 1AP
T1AP
VARIABLE
(por unidad
de energía
consumida)
Ppot=Pps (ver modificación en planilla N° 11)
Pep, Per,Pev;: se calculan con la siguiente formula: Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(PectiPps/720)+Pf
(ver modificaciones en Planilla N° 11)
Pesi: precio de la energía en el mercado Spot en el horario i.
Pecti: precio de la energía en los contratos transferid os en el horario i.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional de la
Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
y1i, y2i, y3i : participación de la compra de energía en el mercado Spot, bajo contratos
transferidos, y bajo contratos posteriores a la transferencia respectivamente, respecto al total
de compras de energía en el mercado eléctrico mayorista en el horario i.
CDA=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U. correspondiente
al mes m-2.
Pmo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U. correspondiente
al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
ANEXO III
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
MEDIANAS DEMANDAS (Planilla N° 7)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFMD= Ppot*KRPB+CDFMD
VALOR
INICIAL
KRPB= 1,143
CDFMD= 4,90 U$/kwmes
.
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
FIJO
(mensual)
CDFMD=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
REFERENCIAS
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
KRPB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la potencia.
CDFMD (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo fijo de la tarifa 2.
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
Yp= 0,14
Yr= 0,65
(ver modificación en planilla N° 11)
Yv= 0,21
KREB= 1,128
Pep, Per,Pev;: se calculan con la siguiente formula: Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti- CDVMD= 0,020 U$/KWh.
Pps/720)+Pf
(ver modificaciones en Planilla N° 11)
Pesi: precio de la energía en el mercado Spot en el horario i.
Pecti: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario i.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo
Nacional de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
CVMD= (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB+CDVMD
TARIFA 2
T2
VARIABLE
(mensual,
por unidad de
energía
consumida)
y1i, y2i, y3i : participación de la compra de energía en el mercado Spot,
bajo contratos transferidos, y bajo contratos posteriores a la transferencia
respectivamente, respecto al total de compras de energía en el mercado
eléctrico mayorista en el horario i.
CDVMD=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*CDi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de d istribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
Pep, Per, Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta, restantes y valle
respectivamente..
Yp, Yr, Yv: participación del consumo respecto
al total en horas de punta, restantes y valle
respectivamente.
KREB (fijo): factor de reducción del precio
mayorista de la energía.
CDVMD (variable): costo propio de distribución
asignable al cargo variable de la tarifa 2.
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
GRANDES DEMANDAS – BAJA TENSION (Planilla N° 8)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFPGB= Ppot*KRPB+CDFPGB
FIJO
en horas de
punta
(mensual)
FIJO
en horas fuera
de punta
(mensual)
TARIFA 3
T3BT
VARIABLE
en horas de
punta
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VARIABLE
en horas de
valle nocturno
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VARIABLE
en horas
restantes
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VALOR
INICIAL
REFERENCIAS
KRPB= 1,143
CDFPGB= 5,30 U$/kw(punta)mes
.
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado
Spot.
KRPB (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la potencia.
CDFPGB (variable): costo propio de
distribución asignable al cargo por
potencia en horas de punta de la tarifa
3BT.
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
CDFPGB=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*Cdi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
Pmo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al c onsumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
CFFGB= CDFFGB
CDFFGB= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*Cdi,j,o
CVPGB= Pep*KREB
CDFFGB (variable): costo propio de
CDFFGB= 4,81 U$/kw(f/punta)mes distribución asignable al cargo por
potencia en horas fuera de punta de la
tarifa 3BT.
KREB= 1,128
Pep: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta.
KREB (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
KREB= 1,128
Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de valle nocturno.
KREB (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
KREB= 1,128
Per: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas restantes.
KREB (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
Pep= (y1p+y3p)*Pesp+y2p*(Pectp-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesp: precio de la energía en el mercado Spot en el horario p.
Pectp: precio de la energía en los contratos transferidos en e l horario p.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
y1i, y2i, y3i: (ver definición cuadro anterior)
CVVGB= Pev*KREB
Pev= (y1v+y3v)*Pesv+y2v*(Pectv-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesv: precio de la energía en el mercado Spot en el horario v.
Pectv: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario v.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
CVRGB= Per*KREB
Per= (y1r+y3r)*Pesr+y2r*(Pectr-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesr: precio de la energía en el mercado Spot en el horario r.
Pectr: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario r.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
GRANDES DEMANDAS – MEDIA TENSION (Planilla N° 9)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFPGM= Ppot*KRPM+CDFPGM
FIJO
en horas de
punta
(mensual)
FIJO
en horas fuera
de punta
(mensual)
TARIFA 3
T3MT
VARIABLE
en horas de
punta
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VARIABLE
en horas de
valle nocturno
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VARIABLE
en horas
restantes
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
CDFPGM=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*Cdi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
CFFGM= CDFFGM
CDFFGM= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*Cdi,j,o
CVPGM= Pep*KREM
VALOR
INICIAL
KRPM= 1,079
Ppot: precio de la potencia en el mercado
CDFPGM= 2,34 U$/kw(punta)mes mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado
Spot.
KRPM (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la potencia.
CDFPGM (variable): costo propio de
distribución asignable al cargo por
potencia en horas de punta de la tarifa
3MT.
CDFFGM (variable): costo propio de
CDFFGM= 2,66 U$/kw(f/punta)mes distribución asignable al cargo por
potencia en horas fuera de punta de la
tarifa 3MT.
KREM= 1,072
Pep= (y1p+y3p)*Pesp+y2p*(Pectp-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesp: precio de la energía en el mercado Spot en el horario p.
Pectp: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario p.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
y1i, y2i, y3i: (ver definición cuadro anterior
CVVGM= Pev*KREM
Per= (y1r+y3r)*Pesr+y2r*(Pectr-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesr: precio de la energía en el mercado Spot en el horario r.
Pectr: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario r.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
Pep: precio de la energía en el
mercado mayorista en horas de
punta.
KREM (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
KREM= 1,072
Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de valle nocturno.
KREM (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
KREM= 1,072
Per: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas restantes.
KREM (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
Pev= (y1v+y3v)*Pesv+y2v*(Pectv-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesv: precio de la energía en el mercado Spot en el horario v.
Pectv: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario v.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
CVRGM= Per*KREM
REFERENCIAS
CUADRO TARIFARIO – PROCEDIMIENTO DE CALCULO
ANEXO III
GRANDES DEMANDAS – ALTA TENSION (Planilla N° 10)
TARIFA
CARGO
PROCEDIMIENTO
CFPGA= Ppot*KRPA+CDFPGA
FIJO
en horas de
punta
(mensual)
FIJO
en horas fuera
de punta
(mensual)
TARIFA 3
T3AT
VARIABLE
en horas de
punta
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VARIABLE
en horas de
valle nocturno
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VARIABLE
en horas
restantes
(mensual, por
unidad de
energía
consumida)
VALOR
INICIAL
REFERENCIAS
KRPA= 1,03
CDFPGA= 0,46 U$/kw(punta)mes
Ppot: precio de la potencia en el mercado
mayorista
Pps: precio de la potencia en el mercado
Spot.
KRPA (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la potencia.
CDFPGA (variable): costo propio de
distribución asignable al cargo por
potencia en horas de punta de la tarifa
3AT.
Ppot= Pps (ver modificación en planilla N° 11)
CDFPGA=CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*Cdi,j,o
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes m-2.
PMo: índice de precios al por mayor de productos industriales de los E.U.
correspondiente al mes k-2.
PCn: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes m-2.
PCo: índice de precios al consumidor final en E.U. para el mes k-2.
Cdi,j,o: costo de distribución inicial del parámetro tarifario i de la tarifa j
CFFGA= CDFFGA
CDFFGA= CDi,j,n=(PMn*0,67/PMo+PCn*0,33/PCo)*Cdi,j,o
CVPGA= Pep*KREA
CDFFGA (variable): costo propio de
CDFFGA= 0,40 U$/kw(f/punta)mes distribución asignable al cargo por
potencia en horas fuera de punta de la
tarifa 3AT.
KREA= 1,028
Pep: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de punta.
KREA (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
KREA= 1,028
Pev: precio de la energía en el mercado
mayorista en horas de valle nocturno.
KREA (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
KREA= 1,028
Per: precio de la energía en el mercado
mayorista en h oras restantes.
KREA (fijo): factor de reducción del
precio mayorista de la energía.
Pep= (y1p+y3p)*Pesp+y2p*(Pectp-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesp: precio de la energía en el mercado Spot en el horario p.
Pectp: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario p.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
y1i, y2i, y3i: (ver definición cuadro anterior)
CVVGA= Pev*KREA
Pev= (y1v+y3v)*Pesv+y2v*(Pectv-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesv: precio de la energía en el mercado Spot en el horario v.
Pectv: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario v.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
CVRGA= Per*KREA
Per= (y1r+y3r)*Pesr+y2r*(Pectr-Pps/720)+Pf (ver modif. planilla N° 11)
Pesr: precio de la energía en el mercado Spot en el horario r.
Pectr: precio de la energía en los contratos transferidos en el horario r.
Pf: sobreprecio de 0,003 U$/kwh que debe aportar la distribuidora al Fondo Nacional
de la Energía Eléctrica, cfe. Resolución n° 657/99-SE.
ANEXO III
CUADRO TARIFARIO
MODIFICACIONES EN EL PROCEDIMIENTO DE CALCULO (Planilla n° 11)
RESOLUCIÓN
SE n° 75/92
(26/10/92)
(para Edenor S.A.
y Edesur S.A.)
SETyC n° 26/95
(28/12/95)
ENRE n° 685/96
(21/11/96)
SEyM n° 136/00
(19/10/00)
NUEVA METODOLOGIA
Ppot = Pps + Ptp
Ppot = Pps
Al valor del Pecti usado en la fórmula para el Pecti
cálculo de la energía en el Mercado Mayorista,
se le adiciona el valor de Peai.
Pf: 0,0030327 U$S/kWh
COEFICIENTES ACTUALES
Tarifa
T1R1
T1R2
T1G1
T1G2
T1G3
T2
MODIFICACIONES
REFERENCIAS
Para el Cálculo de los Cálculos
Tarifarios a Usuario Final, al precio de la
Potencia que se paga en el Mercado Spot
del MEM, se le adicionaron los Cargos
Fijos por Conexión y por Capacidad de
Transporte. (en el Contrato de Edelap
S.A. esto ya había sido contemplado)
Ppot: Precio de la Potencia en el Mercado
Mayorista.
Pps: Precio de la Potencia en el Mercado Spot.
Ptp: Costo Variable de Transporte de la
Energía desde el Centro de Carga del Sistema
hasta el Nodo de vinculación de la
Distribuidora (conexión + transporte)
Incorpora al Precio d e la Energía el
Cargo por Energía Adicional que
contempla parte de las pérdidas de la
energía de la red eléctrica.
Pecti: Precio de la Energía en los Contratos
Transferidos para el horario i.
Peai: Cargo por Energía Adicional en el
horario i.
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
PMESBAS: precio mensual de la potencia
despachada base.
Pps / 720 reemplazado por
ECONHFVt: cantidad de energía comprada
Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti-Pps / 720) + Pf
bajo contratos transferidos en días hábiles en
PMESBAS*3*(ECONHFVt / NHFVt) / horario de fuera de valle en el trimestre.
ECONt
NHFVt: numero de horas fuera de valle de
días hábiles del trimestre.
ECONt: cantidad total de energía comprada
bajo contratos transferidos en el trimestre.
Pf: 0,003 U$S/kWh
A partir del 01/11/2000 se aumenta el Pf: sobreprecio que debe aportar la
valor con que se constituye el Fondo Distribuidora al Fondo Nacional de la Energía
Nacional de la Energ ía Eléctrica
Eléctrica.
(FNEE), creado por el artículo 30 de la
ley 15.336, modificado por el artículo 70
de la ley 24.065.
Pei=(y1i + y3i)*Pesi + y2i*(Pecti –
[PMESBAS*3*(ECONHFVt / NHFVt) /
ECONt] + Pf
RESOLUCION
ENRE n° 547/99
28/04/99
METODOLOGIA SUBANEXO 2
COEFICIENTES
INICIALES
Yp
Edenor
Yr
Yv
Yp
Edesur
Yr
Yv
Yp
Edelap
Yr
Yv
0,32
0,30
0,26
0,27
0,26
0,24
0,45
0,47
0,58
0,57
0,54
0,58
0,23
0,23
0,16
0,16
0,20
0,18
0,32
0,30
0,24
0,23
0,25
0,21
0,48
0,49
0,64
0,63
0,57
0,61
0,20
0,21
0,12
0,14
0,18
0,18
0,31
0,30
0,28
0,26
0,23
0,25
0,48
0,46
0,57
0,55
0,56
0,59
0,21
0,24
0,15
0,19
0,21
0,16
Tarifa
Yp
Yr
Yv
T1R1
T1R2
T1G1
T1G2
T1G3
T2
0,27
0,18
0,05
0,11
0,14
0,14
0,63
0,67
0,87
0,82
0,65
0,65
0,10
0,15
0,08
0,07
0,21
0,21
MODIFICACIONES
REFERENCIAS
Se modificaron los
coeficientes que ponderan la
incidencia horaria de la
energía en el calculo
trimestral de los cuadros
tarifarios.
Yp: participación del consumo
de los usuarios en horas de
punta respecto al total.
Yr: participación del consumo
de los usuarios en horas
restantes respecto al total.
Yv: participación del consumo
de los usuarios en horas de
valle respecto al total.
ANEXO Va
MEMORIA DE CÁLCULO
(Trimestre Agosto – Octubre de 1999 de la empresa EDESUR S.A.)
Introducción
El procedimiento para la determinación del Cuadro Tarifario que obra en el Subanexo 2 del
Contrato suscripto con las Distribuidoras, establece que el mismo debe recalcularse cuando se
produzcan variaciones en los precios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y cuando
corresponda la actualización de los costos propios de distribución.
Además, debe tenerse en cuenta hasta la finalización de los contratos de suministro de energía
transferidos por SEGBA S.A. a las Distribuidoras, la actualización del precio de la energía
contenido en los mismos, que se realiza en forma anual, en función de los precios del gas
natural y fuel oil, y del índice de Precios al por Mayor de Productos Industriales de los
Estados Unidos de América.
A su vez, los precios estacionales de la energía eléctrica para los Distribuidores en sus tres
bandas horarias (pico, resto y valle), y de la potencia son definidos por la Compañía
Administradora del Mercado Mayorista de Electricidad (CAMMESA) y presentados en la
Programación Estacional, para los trimestres que se inician en febrero, mayo, agosto y
noviembre. Estos valores son aprobados con la misma periodicidad por la Secretaria de
Energía, mediante el dictado de la resolución correspondiente.
El costo propio de distribución asignable al Cargo Fijo y al Cargo Variable en las Tarifas 1
“Pequeñas Demandas” y 2 “Medianas Demandas”, y el costo propio de distribución asignable
al Cargo por Potencia en horas de punta, y por Potencia en horas fuera de punta para la Tarifa
3 “Grandes Demandas”, se actualiza cada seis meses y con una validez similar, en
correspondencia con los trimestres que se inician en mayo y noviembre, utilizando para ello el
índice de Precios al por Mayor de Productos Industriales y el índice de Precios al Consumidor
Final en los Estados Unidos de América.
Conocido el precio estacional de la energía y la potencia sancionado por la Secretaria de
Energía y previo a la determinación de los Cargos Fijos y Cargos Variables de cada categoría
1
ANEXO Va
que conforma el Cuadro Tarifario, según las fórmulas previstas en el Subanexo 2, se debe
efectuar una serie de operaciones previas que permitirán obtener y transferir a tarifas el precio
de la energía en cada tramo horario, y el de la potencia, para ser utilizados ambos en la
conformación del Cuadro Tarifario, según se detalla más adelante.
Lo acotado en el párrafo anterior es debido a que existieron resoluciones de la Secretaria de
Energía y del ENRE con posterioridad a la firma de los contratos, que permitieron modificar,
perfeccionar y readecuar el Procedimiento y cálculo de las tarifas. Cada una de estas normas,
cuyo detalle figura en el Anexo IV, será citada en oportunidad de su intervención en la
síntesis explicativa del cálculo.
Cabe acotar que todos los costos antes mencionados se calculan en dólares estadounidenses,
siendo el Cuadro Tarifario resultante al momento de su aplicación para la facturación a los
usuarios, expresado en pesos, teniendo en cuenta para ello la relación para la convertibilidad
al peso, establecida en el articulo 3° del Decreto N° 2128/91 o sus modificatorios.
1. Cálculo del Precio de la Potencia (Ppot)
Según consta en los contratos de EDENOR y EDESUR, el precio de la potencia a transferir a
los parámetros de las tarifas a usuarios (Ppot) surge del valor del precio de la potencia en el
mercado spot (Pps) sancionado por la Secretaria de Energía en ocasión de la aprobación de la
Programación Estacional (trimestral). O sea que:
Ppot = Pps
Lo anterior fue modificado por la Resolución S.E. N° 75/92 estableciendo que para el cálculo
de los cuadros tarifarios a usuario final, al precio de la potencia que se paga en el mercado
spot del MEM se adicionarán los cargos fijos por conexión y por capacidad de transporte. De
esta manera quedo equiparado a lo suscripto por EDELAP, que sí contemplaba el agregado al
precio del mercado spot de la potencia (Pps) del término “Ptp”, indicado como el costo
variable del transporte de la energía desde el centro de carga del sistema hasta el nodo de
vinculación de la Distribuidora. O sea que:
Ppot = Pps + Ptp
2
ANEXO Va
Asimismo, a partir del trimestre Agosto – Octubre de 1994 y de acuerdo con la Resolución
ENRE N° 185/94, y en razón de las modificaciones ocurridas en el funcionamiento del MEM,
se estableció la comparación ex–post entre las previsiones de demanda de potencia y energía
utilizadas para el calculo de los Cuadros Tarifarios, respecto de los valores efectivamente
registrados en el periodo para el cual fueron calculados.
De esta manera, las diferencias que surgen producto de los eventuales apartamientos, son
trasladados al cálculo de los Cuadros Tarifarios que se determinen para el segundo periodo
trimestral posterior al que se trate.
En este caso, la diferencia apuntada se produce ya que el precio la de potencia (Ppot) a
transferir a los parámetros de las tarifas, y que son utilizados para el cálculo del Cuadro,
mediante las fórmulas del Subanexo 2, resultan en función del precio de referencia de la
potencia ($POTREF) sancionado por la Secretaría de Energía habiendo tenido en cuenta para
ello, la previsión de demanda (incluida en la Programación Estacional del MEM) de la
Distribuidora, a través del mercado spot y de los contratos transferidos.
Posteriormente por Resolución ENRE N° 425/96 se incorporó como ajuste ex–post la
diferencia abonada por la Distribuidoras en concepto de Cargo Complementario por el
transporte en alta tensión respecto del valor incorporado al cálculo de los Cuadros Tarifarios
en concepto de cargo fijo por Capacidad de Transporte.
De esta manera se procedió a incorporar al cálculo tarifario el monto que efectivamente pagan
las Distribuidoras por el transporte de la energía, que incluye el Cargo Complementario
determinado cada mes en forma ex–post, y diferenciándose de lo que se venía haciendo, que
era incorporar al Cuadro sólo la Capacidad de Transporte que figuraba en la Programación
Estacional, interviniendo en el cálculo del término “Ptp” agregado por la Resolución S.E. N°
75/92, comentada anteriormente.
Obtención del valor “Ppot” (Precio de Potencia a transferir a parámetros de las Tarifas)
(ver Cálculo del Precio de la Potencia en Anexo V. b)
Los datos necesarios del trimestre para el cálculo son:
§
Precio de la Potencia en el mercado spot, que surge de la Res. SE N° 402/99 que
aprobó la Reprogramación Estacional de invierno según estimación de demanda.
3
ANEXO Va
Del artículo 5° y Anexo III, sale el valor para este caso es 1.916,13 $/MW-mes
($POTREF).
§
La Potencia máxima que declarada para el trimestre que surge de la Programación
Estacional, de 6.432 MW (suma de lo previsto en los meses 1, 2 y 3, que
corresponde a Ago-Set-Oct).
§
La demanda mensual de potencia de los usuarios para el cálculo del Cuadro, en MW
e identificada como Cau+NGU (usuarios cautivos y los nuevos grandes usuarios)
que surge de la presentación de la Distribuidora.
§
Los Cargos de Transmisión a transferir a tarifas por el transporte de la energía en
alta tensión que surge de la Programación Estacional, que en $/mes corresponde
189.686 por conexión a Transener, 38.520 por capacidad de transporte a Transener y
29.408 por lo mismo pero a Transba.
Adicionalmente los datos para el cálculo del ajuste ex–post por los apartamientos
determinados en las transacciones del segundo trimestre anterior, para este caso Febrero-Abril
de 1999 son:
§
Precio de Potencia real (Pps real) calculado a partir de lo adquirido por al
Distribuidora para satisfacer la demanda ocurrida, en este caso fue 2.049,44 $/MWmes.
§
Los Cargos por Capacidad de Transporte abonados (según facturas) por la
Distribuidora por el transporte en alta tensión de Transener y Transba, que en pesos
son 55.916, 55.811 y 56.352 para los meses de febrero, marzo y abril
respectivamente.
§
Los valores registrados de Potencia en cada uno de los meses, tanto para el total del
área de la Distribuidora, como para los usuarios a los que se le determinó el Cuadro
Tarifario aprobado para el trimestre Febrero-Abril de 1999, que surge del MEM.
Ppot = Pps + Ptp + dif. Pps
Ppot:
precio de la potencia en el mercado mayorista a transferir a los parámetros de las
tarifas a usuarios
Pps:
precio de la Potencia en el mercado spot, valor aprobado por resolución de la
Secretaría de Energía
4
ANEXO Va
Ptp:
costo variable del transporte de la energía desde el centro de carga del sistema hasta el
nodo de vinculación de la Distribuidora
dif. Pps: término que contempla el ajuste ex-post por la diferencia entre la demanda real y la
prevista
El valor “Pps” surge de la Resolución SE N° 402/99, Anexo III = 1.916,13 $/MW-mes
El valor de “Ptp” se obtiene del cociente, entre la sumatoria de los Cargos de Transmisión a
transferir a tarifas del trimestre o sea el monto que deben abonar en concepto de cargos por
conexión y capacidad de transporte, y la suma de la potencias de referencia declaradas para
cada mes.
Ptp = 3 x (189.686 + 38.520 + 29.408) / (2.170 + 2.122 + 2.140) = 120,16 $/MW-mes
El valor de “dif. Pps” se corresponde con el ajuste ex–post, relacionado por una parte con el
precio real de la Potencia en comparación con el valor utilizado en base a la previsión de
demanda (Res. ENRE N° 185/94), y por otra parte la diferencia entre lo abonado por los
cargos por transporte de la energía en alta tensión y el monto que se previó para el cálculo del
Cuadro (Res. ENRE 425/96), en ambos casos referido a dos trimestres anteriores, para este
caso el trimestre Febrero-Abril de 1999.
a) Por valor real de la potencia
Se calcula la diferencia entre el valor real de la Potencia más el Cargo por
Transmisión, y el utilizado para el cálculo del trimestre Febrero-Abril en función de
la estimación de demanda, que da 18,40 $/MW-mes.
A ese valor unitario se lo multiplica por la sumatoria de los valores registrados de
Potencia:
feb: 1.849
mar: 2.027
abr: 1.787
Total: 5.663 MW
A la cantidad obtenida de $ 104.185,66, se la actualiza con un interés mensual de
1,41 % por los 6 meses transcurridos, lo que nos da $ 113.316,49.
A fin de trasladar ese monto a la tarifa a través del precio de la Potencia, se lo debe
dividir por la suma de las Potencias estimada del trimestre para los usuarios a los
que se esta fijando el Cuadro Tarifario:
ago: 1765,269
set: 1711,310
oct: 1718,541
Total: 5195,12 MW
5
ANEXO Va
Este valor resulta 21,81 $/MW-mes.
b) Por Cargo Complementario
Este ajuste surge al comparar lo abonado por el Distribuidor en concepto de Cargos
por Transporte en alta tensión, que se conoce con posterioridad a la finalización del
trimestre, y el monto que se trasladó al Cuadro, previsto en la Programación
realizada en función de la demanda estimada.
Para este caso que nos ocupa el monto abonado por transporte fue:
feb: 55.916
mar: 55.811
abr: 56.352
Total: $ 168.079
El monto mensual utilizado para la determinación del Cuadro de ese trimestre fue:
Transener: 38.240
Transba: 1.617
Total p/3 meses: $ 119.571
La diferencia entre lo abonado y lo previsto fue de $ 48.508, que actualizado a un
interés mensual de 1.41% por los 6 meses transcurridos da $ 52.759,24. Para poder
transferir esa cantidad a la tarifa se la debe dividir por la suma de la Potencia
máxima estimada para la demanda de toda el área atendida por el Distribuidor, en el
trimestre al que se está determinando el Cuadro Tarifario:
feb: 2.170
mar: 2.122
abr: 2.140
Total: 6.432 MW
Este cociente nos da 8,20 $/MW-mes
De esta forma se obtiene el valor “dif. Pps” = 21,81 + 8,20 = 30,01 $/MW-mes
Cabe agregar que los valores de los ajustes, tanto por precio real de Potencia como por
Cargo Complementario pueden ser positivos o negativos, según como haya sido la
demanda definitiva con relación a la prevista en oportunidad de la programación del
MEM.
Finalmente, el valor “Ppot” a utilizar en la determinación del Cuadro Tarifario mediante la
aplicación de las fórmulas para cada tarifa del Subanexo 2 del Contrato es:
Ppot = 1.916,13 + 120,16 + 30,01 = 2.066,30 $/MW-mes
2. Cálculo del Precio de la Energía (Pep, Per, Pev)
El Precio de la Energía en cada tramo horario a transferir a los parámetros de las Tarifas (Pep,
Per, Pev) es uno de los parámetros que interviene en el calculo de las tarifas , al respecto en el
6
ANEXO Va
Subanexo 2 del contrato de concesión se estableció la metodología y formula para el calculo
del mismo.
Durante el periodo auditado la energía fue adquirida por las Distribuidoras en el mercado spot
y también de los contratos con las centrales Puerto y Costanera para EDENOR y EDESUR, y
San Nicolás para EDELAP, que les fueron transferidos al momento de toma de posesión de la
concesión. Estos contratos comenzaron a regir para las tres centrales en el año 1992,
finalizando para Central Costanera el día 28 de Mayo de 2000, Central Puerto el 31 de Marzo
de 2000 y San Nicolás el 20 de diciembre de 2000.
Este precio se determina para cada tramo horario, esto es, para horas de Pico, Valle y
Restantes. A continuación se detalla la fórmula genérica de cálculo y se describe brevemente
cada término que la compone.
Pei = (y1i +y3i) * Pesi + y2i * (Pecti – Pps/720) + Pf
Pei: precio de la energía en el mercado mayorista en el horario i, a transferir a los parámetros
de las tarifas a usuarios, expresado en U$S/kWh.
Pesi: precio de la energía en el mercado spot en el horario i, expresado en U$S/kWh.
Pecti: precio de la energía en el horario i en los contratos transferidos, expresado en U$S/kWh.
Pps: Precio de la potencia en el mercado spot, expresado en U$S/kWh-mes.
Pf:
sobreprecio que debe aportar la Distribuidora al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica
creado por Ley 24.065.
y1i:
participación de la compra de energía en el mercado spot, respecto al total de compras
de energía en el mercado eléctrico mayorista, en el horario i.
y2i:
participación de la compra de energía bajo contratos transferidos, respecto al total de
compras de energía en el mercado eléctrico mayorista, en el horario i.
y3i:
participación de la compra de energía bajo contratos posteriores a la transferencia,
respecto al total de compras de energía en el mercado eléctrico mayorista, en el horario
i.
i:
horas de punta (p), valle (v), restantes (r).
Estos tramos horarios fueron fijados en la Resolución N° 55/93 de la Secretaría de Energía,
estableciéndose tanto para verano como para invierno lo siguiente:
Punta: de 18:00 a 23:00 horas – 5 horas
7
ANEXO Va
Valle: de 23:00 a 05:00 horas – 6 horas
Resto: de 05:00 a 18:00 horas – 13 horas
Por intermedio de la Resolución S.E.T. y C. N° 26/95 se incorporó el denominado Cargo por
Energía Adicional (Pea) que contempla el valor de las pérdidas de energía medidas en un
periodo, debido a las pérdidas variables por energía reactiva transportada y por las pérdidas no
variables de Transporte, que afectan las transacciones de energía. Este valor se fija en la
resolución de la Secretaría de Energía que aprueba la Programación y Reprogramación
Trimestral para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Ahora bien, mediante Resolución ENRE N° 685/96, se modificó la formula de cálculo de la
energía explicado en los párrafos anteriores, en la parte relacionada con el sustraendo del
precio monómico de los contratos transferidos, y representativo del valor horario de la
potencia en el mercado spot atribuible a los mismos. De esta manera se reemplazó el término
“Pps/720” por la siguiente expresión:
PMESBAS * 3 * (ECONHFVt / NHFVt) / ECONt
PMESBAS:
precio mensual de la potencia despachada base.
ECONHFVt: cantidad de energía comprada bajo contratos transferidos en días hábiles
en horario de fuera de valle en el trimestre.
NHFVt:
es el número de horas fuera de valle de días hábiles del trimestre.
ECONt:
cantidad total de energía comprada bajo contratos transferidos en el
trimestre.
A partir de estas modificaciones, la formula para el calculo de la energía quedó conformada
de la siguiente manera:
Pei = (y1i + y3i) * Pesi + y2i * [(Pect + Pea) -
[PMESBAS * 3 *
(ECONHFVt/NHFVt)/ECONt] ] + Pf
Obtención del valor “Pep” (Pcio. de la Energía en horas de punta a transferir a parámetros de
Tarifas):
(ver Cálculo del precio de la Energía en Anexo V. b)
8
ANEXO Va
Efectuadas las aclaraciones respecto a los cambios producidos en la metodología de cálculo
del precio de la energía, y descripto los términos que componen la formula, se procederá a
continuación a explicar el cálculo realizado para la obtención del mencionado precio de la
energía en punta, para el trimestre Agosto–Octubre del 1999 de la empresa EDESUR,
describiendo en el orden en que aparecen en la fórmula, cada uno de los términos que la
componen y detallando los valores obtenidos.
y1i:
Este término corresponde a la participación en la compra de energía en el mercado spot
respecto al total en el horario i. El mismo esta expresado como un porcentaje, y figura en la
Programación del MEM en oportunidad de la Reprogramación trimestral aprobada por la
Secretaría de Energía, y al ENRE en la presentación del nuevo Cuadro Tarifario. Este valor
surge de la diferencia entre lo estimado por la empresa como demanda total de energía para el
trimestre en cuestión, y la que entregarán las centrales generadoras a partir de los contratos a
términos existentes. Para este caso el valor es de 0,4983 (49,83 %).
y3i:
Este valor corresponde a la participación en la compra de energía para contratos posteriores a
la transferencia respecto al total en el horario i. En el caso que nos ocupa este valor es igual a
cero (0 %), puesto que en el periodo tomado para auditar (agosto 1999-diciembre 2000) no se
realizó ningún contrato para compra de energía.
Pesi:
Este término corresponde al precio de la energía en el mercado spot en el horario i, siendo los
mismos aprobados por Resolución S.E. N° 402/99 (para el presente caso) en la
Reprogramación Trimestral del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Este precio que se lo
denomina Precio Estacional de la Energía ($PEST) esta establecido en el artículo 5° y Anexo
III de la resolución mencionada, e incluye el Cargo por Energía Adicional (Pea) aprobado por
Res. S.E. N° 26/95, habiéndose fijado un precio de 0,03133 $/kWh.
y2i:
Este término representa la participación en la compra de energía bajo contratos transferidos
respecto al total en el horario i. En estos contratos se fijo, para Central Puerto y Costanera las
9
ANEXO Va
distintas cantidades de potencia neta media horaria a entregar en cada periodo estacional en
que se dividió el año y para los 8 años de duración del contrato. Para la Central de San
Nicolás se estableció un valor fijo de potencia (60 MW) a entregar durante todo el contrato.
Al igual que para y1i, este porcentaje y cantidad de energía a demandar, es declarada por la
distribuidora en oportunidad de la Programación o Reprogramación Trimestral, y en la
presentación de los nuevos Cuadros Tarifarios. Ahora bien, puesto que las Centrales
Costanera y Puerto tienen comprometidas distintas potencias a entregar, a los efectos del
calculo se debe que obtener un valor ponderado de los porcentajes de participación de ambas
centrales. Para este caso el valor y2i es 0,5017 (50,17 %).
Pect:
Este término corresponde al precio de la energía de los contratos transferidos.
El precio para la energía fijado inicialmente se actualiza una vez por año en función del precio
del gas natural y fuel oil, y del índice de Precios al por Mayor de Productos Industriales de
E.E.U.U. Para el periodo en estudio los precios fueron aprobados para Central Puerto por
Resolución ENRE N° 908/99 para el período 1 de abril de 1999 – 31 de marzo de 2000, para
Central Costanera por Resolución ENRE N° 880/99 para el período 29 de mayo de 1999 – 28
de mayo de 2000, y para San Nicolás por Resolución ENRE N° 944/99 para el período 1° de
junio de 1999 – 31 de mayo de 2000, y por Resolución ENRE N° 457/00 para el período 1° de
junio – 20 de diciembre de 2000. Los valores fijados en dichas resoluciones son los que se
tomaron para el presente calculo. Al igual que para y2i primero se determinará el valor
ponderado entre el correspondiente a Central Costanera y Puerto.
El Pect para este caso resultó 0,03714 $/kWh.
Pea:
Es el precio por el Cargo de Energía Adicional aprobado en la Res. S.E. N° 402/99 en el
inciso c) del artículo 2°. Para este caso el Pea resulto 0,66 $/MW “o” 0,00066 $/kWh.
PMESBAS:
Este término se denomina Potencia Despachada Base y su valor está fijado en el inciso a) del
artículo 2° de la Resolución S.E. N° 402/99 (para este caso) que aprueba la Reprogramación
Trimestral para el Mercado Eléctrico Mayorista, siendo su valor 1890 $/Mw–mes.
ECONHFVt:
10
ANEXO Va
Este término corresponde a la cantidad de energía comprada bajo contratos transferidos en
horario fuera de valle en días hábiles del trimestre. Este valor fue obtenido de la siguiente
manera:
1) En primer término se calculó la energía total en forma independiente para cada una de
las centrales, para ello se partió de la potencia comprometida a entregar por cada
central, que multiplicada por 24 y por la cantidad de días del mes nos da la cantidad
energía para dicho mes, esta tarea se realizo para los tres meses del trimestre y para cada
quincena de cada mes, habiéndose obtenido para el presente caso los siguientes valores.
Agosto = 573.528 MWh
Septiembre = 568.440 MWh
Octubre = 476.904 MWh
Total = 1.618.872
2) Con este valor de energía total y conociendo la cantidad de días hábiles del mes se
obtuvo la cantidad total de energía en días hábiles, resultando:
Agosto = 388.668 MWh
Septiembre = 416.856 MWh
Octubre = 307.680 MWh
3) Ahora bien, puesto que el valor a obtener es energía en días hábiles en horario fuera de
valle, fue necesario determinar para cada mes la cantidad de energía para las tres bandas
horarias y sumar las correspondientes a horario de punta y resto. Estos valores se
obtuvieron multiplicando la cantidad de energía en días hábiles por el número de horas
de cada banda horaria, y dividido por 24 hs., para el caso analizado es 388.668 * 5 / 24
= 80.973 MWh.
NHFVt:
Este término representa la cantidad de horas fuera de valle en días hábiles del trimestre, que se
obtiene multiplicando los días hábiles del trimestre por 18 que es la sumatoria de horas
correspondientes a las bandas horarias de pico (5 horas) y resto (13 horas), resultando para
este caso un total de 1134 hs.
11
ANEXO Va
ECONt:
Este valor corresponde a la cantidad total de energía en el trimestre bajo contratos
transferidos. El mismo se obtuvo sumando la cantidad de energía, de las dos centrales, con la
metodología ya explicada en la definición de ECONHFVt, pero considerando todos los días
de cada mes del trimestre y las tres bandas horarias, resultando para nuestro caso igual a
1.618.872 MW.
Pf:
Este valor es el sobreprecio que debe aportar la Distribuidora al Fondo Nacional de la Energía
Eléctrica y que fuera creado por la Ley 24.065. Asimismo se estableció que la Secretaría de
Energía puede modificar dicho gravamen hasta un 20% en mas o en menos. El valor
inicialmente fijado fue de 0,0024 $/kWh, posteriormente modificado en dos ocasiones. La
primera aprobada mediante Resolución S.E. N° 657/99 donde se fijó un valor de 0,0030
$/kWh que comenzó a regir a partir del 1° de mayo de 2000, estableciéndose que la diferencia
con el valor anterior será destinada al Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal.
La segunda modificación aprobada por Resolución S.E. N° 136/00 llevó el gravamen a un
valor de 0,0030327 $/kWh, comenzando a regir el 1° de noviembre de 2000, a fin de dar
cumplimiento al art. 5° de la Ley 25019 de Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar. Para
el presente calculo se trabajó con los tres valores antes mencionados ya que las fechas de
entrada en vigencia están dentro del periodo auditado.
Con todos los valores ya descriptos en la presente memoria se procedió a calcular el precio de
la energía para las tres bandas horarias, obteniéndose las denominadas en la planilla de
calculo como precio de la energía s/ajuste. Para este caso el precio de la energía en punta es:
Pep= (0,4983+0)*0,03133+0,5017*[(0,03714+0,00066)[1.890*3(834.903/1.134)/1.618872]]+0,0024
Pep (sin ajuste) = 0,03568 $/kWh.
Ajuste ex-post:
12
ANEXO Va
Puesto que durante el transcurso de la concesión se produjeron cambios de los Procedimientos
para la determinación de los precios de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, se
dispuso por la Resolución ENRE N° 185/94 que los Cuadros Tarifarios serán objetos de
comparación ex-post entre las previsiones de demanda de energía consideradas para el calculo
de los mismos, respecto de los valores efectivamente registrados en el periodo para el cual
fueron calculados. Estas diferencias podrían ser trasladadas al cálculo de los Cuadros
Tarifarios que se determinen para el segundo periodo trimestral posterior al que se trate.
Por tal motivo al valor final del Precio de la Energía en horas de punta a transferir a
parámetros de Tarifa (Pep) a utilizar en la determinación del Cuadro Tarifario mediante la
aplicación de las fórmulas del Subanexo 2 del Contrato se le debe adicionar el valor de los
ajustes ex-post según lo establecido en la citada norma.
Pep = Pep (s/ajuste) + Ajuste ex-post
En el caso particular que se está analizando se realizaron dos ajustes, el primero, que en la
planilla de cálculo se la denominó diferencia por previsión en la demanda de la energía resultó
igual a – 0,02 $/MWh “o” – 0,00002 $/kWh.
El segundo ajuste es el que se realiza para incorporar los gastos de CAMMESA, que para este
caso fue de 0,1 $/MWh “o” 0,0001 $/kWh.
Estos dos valores se suman con su signo, al valor de la energía calculado con la formula
detallada anteriormente, obteniéndose de esta forma el Precio final de la Energía en Horas de
Punta a trasladar a los parámetros de las tarifas de usuarios, es decir:
Pep = 0,03568 + (- 0,00002) + 0,0001 = 0,03576 $/kWh.
Como ya se explicara la fórmula para el calculo de la energía fue modificada por Resolución
del ENRE 685/96, es por ello que se procedió a determinar el Precio de la Energía (Pep) pero
aplicando la formula original, de manera tal de poder realizar un análisis comparativo de
precios de energía. Al respecto se agregó a la planilla de calculo el valor “Pps” (Precio de la
Potencia en el mercado spot) aprobado en la resolución de la Secretaría de Energía con la
Reprogramación Trimestral y se calculo el Precio de la Energía, utilizando el factor original
“Pps/720”. A este valor obtenido se lo comparó con el utilizado en la determinación del
Cuadro Tarifario, y el denominado en la planilla de cálculo Precio de la energía en punta ex –
13
ANEXO Va
post., colocando además la diferencia en porcentaje entre uno y otro valor. Para este caso el
Precio de la Energía (Pep) sin considerar la norma citada, resultó igual a 0,03572 $/kWh.,
significando una diferencia en menos del 0,12%.
3. Cálculo de los parámetros del Cuadro Tarifario (Cargos Fijos y Cargos Variables):
Con los valores obtenidos en los puntos 1. y 2., más los índices de Precios al por Mayor de
Productos Industriales (PMn) y al Consumidor Final (PCn) de los Estados Unidos de América
se procede al cálculo de los Cargos Fijos y Variables de cada Tarifa según el Régimen
Tarifario previsto en el Contrato y presentado en Anexo II.
La determinación de los valores que conforman el Cuadro Tarifario de cada periodo se realiza
trimestralmente en coincidencia con la Programación Estacional de Invierno (mayo-julio) y su
Reprogramación (agosto-octubre), y con la Programación Estacional de Verano (noviembreenero) y su Reprogramación (febrero-abril), utilizando las fórmulas que se encuentran el
Subanexo 2 de Contrato.
Cabe citar que la Resolución ENRE N° 547/99 aprobó los nuevos valores que ponderan la
incidencia horaria de la energía en los tres tramos horarios, punta , resto y valle (Yp, Yr, Yv)
para el cálculo de las tarifas de las categorías R1, R2, G1, G2, G3 y T2. Esta modificación de
los valores iniciales previstos en el Contrato comenzó a regir a partir del 1 de mayo de 1999.
La verificación realizada de los valores del Cuadro Tarifario, puede observarse en la planilla
de cálculo identificada como Subanexo 2 de la empresa EDESUR que obra en el Anexo V. b.
Los datos necesarios son los valores de Potencia y Energía explicados en los puntos
anteriores:
Ppot = 2,06630 $/kW-mes
Pep = 0,03536 $/kWh
PMn = 131,2
Per = 0,03161 $/kWh
PCn = 165,0
Pev = 0,03204 $/kWh
El llamado coeficiente de actualización es el factor de ajuste de los costos propios de
distribución asignables al Cargo Fijo y al Cargo Variable. Este factor combina la variación de
14
ANEXO Va
los índices ya citados de los E.E.U.U. de acuerdo a lo definido en el Contrato en la proporción
de 2/3 para el Industrial y 1/3 para el de Consumidor Final. Para el ejemplo corresponde:
Coef. Actual. = 0,67 (PMn / Pmo) + 0,33 (PCn / PCo) = 0,67 (131,2 / 123,7) + 0,33 (165 /
140,5) =
Coef. Actual. = 1,09817
Siendo PM el índice de Precios al por Mayor de Productos Industriales (PPI) de los Estados
Unidos de América tomado por la junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal
del Gobierno, y PC el índice de Precios al Consumidor Final (CPI) del U.S. – Bureau of
Labor Statistics.
La modificación de este coeficiente se efectúa cada 6 meses en correspondencia con los
Cuadros Tarifarios aprobados en los meses de mayo y noviembre, utilizando para los de
agosto y febrero, el mismo que en el trimestre inmediato anterior. Los índices PMn y PCn
corresponden al segundo mes anterior a periodo a actualizar, o sea marzo y setiembre,
mientras que Pmo y PCo corresponden al mes de julio de 1992, segundo mes anterior a la
toma de posesión.
En el Anexo III han sido descriptas las fórmulas con sus referencias y valores iniciales.
En la planilla de cálculo puede observarse la obtención de los valores de Cargo Fijo y Cargo
Variable para cada una de las Tarifas según el orden en que son presentadas en el Cuadro, y
cuyo valor resultante se encuentra en forma recuadrada.
Los valores han sido puestos por Tarifa colocando en primer término el Cargo Fijo y a
continuación el Cargo Variable, en ambos casos previo aplicar la fórmula propia, se calculó el
valor actualizado del Costo Propio de Distribución asignable a estos.
Para poder corroborar el Cuadro Tarifario aprobado por el ENRE, para este periodo, mediante
la Resolución N° 929/99, se han colocado sus valores en la columna identificada como a), en
correspondencia con los obtenidos a través de los cálculos realizados para la verificación del
mismo.
15
ANEXO Va
Además a título indicativo, en la misma planilla se ha incluido a continuación 4 columnas
identificadas como b), c), d) y e) con los valores del Cuadro Tarifario que hubiera resultado
en cada caso, con su diferencia porcentual si existiera, al considerar lo siguiente:
b) valores utilizando los índices PM y PC definitivos
En ocasión de su aplicación en los cálculos previos a la aprobación del Cuadro, los
índices de E.E.U.U. suelen presentar valores provisorios, pudiendo posteriormente
presentar diferencias al ser aprobados en forma definitiva. Para este caso los índices
definitivos fueron PMn= 131,1 y PCn= 165,0, como puede verse en la planilla donde se
indica “índices USA”, en primer lugar están los que se conocían y fueron utilizados al
aprobar el Cuadro correspondiente a ese trimestre, y a su lado los valores que resultaron
finalmente. Solo varió el índice PM en una décima, de 131,2 con el que se calculó el
Cuadro aprobado a 131,1 como valor definitivo.
Esta columna no se presenta en la planilla del trimestre Noviembre-Enero de 2001 por
coincidir los valores de los índices PM y PC.
c) valores utilizando los Ponderadores iniciales del contrato (Yp, Yr, Yv)
En este caso se consideraron los valores iniciales de los Poderadores de participación
del consumo de los usuarios por tramo horario previstos en el contrato, previo a la
modificación efectuada por la Res. ENRE 547/99. Cabe acotar que si bien el contrato no
establece en forma expresa la posibilidad de modificación de estos valores, tampoco
dejo aclarado que no podían sufrir variaciones, como indica en otros casos.
d) valores utilizando el factor “Pps/720” del contrato
Presenta los valores obtenidos mediante la aplicación de la fórmula prevista en el
contrato para el cálculo del precio de la energía en cada tramo horario (Pep, Per, Pev) a
transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios. Este procedimiento fue modificado
por la Res. ENRE 685/96 antes explicada, que introdujo cambios en la fórmula original
en relación con la parte que considera el precio de los Contratos transferidos a las
Distribuidoras.
Esta columna no se presenta en las planillas del trimestre Agosto-Octubre de 2000 y
Noviembre-Enero de 2001 de las empresas EDESUR y EDENOR, por haber finalizado
los contratos con Central Costanera S.A. y Central Puerto S.A.
16
ANEXO Va
e) valores utilizando combinadamente “Pps/720” y los Ponderadores del Contrato (Yp, Yr,
Yv)
Presenta el resultado utilizando los Poderadores de participación del consumo de los
usuarios por tramo horario iniciales del contrato, conjuntamente con los Precios de la
energía a transferir a los parámetros de las tarifas, calculados según la fórmula original
del contrato.
Esta columna no se presenta para los trimestres Agosto-Octubre de 2000 y NoviembreEnero de 2001 por los mismos motivos apuntados al final del punto d).
Nota: lo anterior explicado para el trimestre Agosto-Octubre de 1999 de la empresa EDESUR
S.A. fue realizado para el resto de los trimestres del periodo auditado, y de las tres
Distribuidoras (EDESUR S.A., EDENOR S.A. y EDELAP S.A.).
17
ANEXO IV
PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO TARIFARIO
NORMAS INTERVINIENTES Y MODIFICATORIAS
Norma
(Resolución)
Objeto
Causa
Facultades
Invocadas
75/92
S.E.
(26/10/92)
Incorporar al cálculo de los Cuadros Tarifarios a usuario final de
EDENOR S.A. y EDESUR S.A., los cargos fijos por conexión y por
capacidad de transporte destinados a la remuneración del servicio de
transporte, los cuales se adicionarán al precio de la Potencia que
pagan en el mercado Spot del Mercado Eléctrico Mayorista dichas
Distribuidoras.
La necesidad de establecer un procedimiento para incorporar la
remuneración del servicio de transporte (conexión y capacidad) al
precio de la Potencia que EDENOR y EDESUR pagan en el
mercado spot del Mercado Eléctrico Mayorista, a fin de que sea
tenido en cuenta en el cálculo del Cuadro Tarifario a usuarios
finales.
Art. 36° de la Ley
24.065.
326/94
S.E.
(27/10/94)
Agregar al Capítulo 2 “Precios Estacionales a Distribuidores” de los
Procedimiento, el punto “2.13. Precios de Referencia de
Distribuidores para las Tarifas de Usuarios Finales”.
A tal fin, se considera como Precio de Referencia de la Energía el
valor calculado con el Precio Estacional y el Precio por Confiabilidad,
y como Precio de Referencia de la Potencia al valor calculado con el
Precio Base de la Potencia, el Precio por Reserva de Potencia y el
Precio por Servicios Asociados a la Potencia.
La conveniencia y oportunidad de establecer una metodología
para el pasaje del precio estacional pagado por los Distribuidores,
a los usuarios finales, fijando los correspondientes Precios de
Referencia.
Arts. 35° y 36° de la
Ley 24.065.
26/95
S.E.T. y C.
(28/12/95)
Agregar el punto 2.4.7 “Cargo por Energía Adicional” al capítulo 2
"Precios Estacionales" de los Procedimientos.
A tal fin, incorpora un cargo que contempla parte de las pérdidas de
energía en la red eléctrica, que afectaban las transacciones de
energía.
La existencia de pérdidas en la red eléctrica que afectan las
transacciones de energía y potencia, debido a las pérdidas de
energía por potencia reactiva y a las pérdidas no variables de
Transporte.
La necesidad de garantizar que el precio que se transfiere al
usuario refleje el costo de abastecer, medido a través del precio
de la energía y potencia que resulta de la oferta y demanda del
Mercado.
Arts 35°, 36° y 85° de
la Ley 24.065.
Art. 1° del Dec.432//82.
ANEXO IV
Norma
(Resolución)
Objeto
Causa
Facultades
Invocadas
Arts. 35° y 36° de la
Ley 24.065.
Arts. 6° y 8° del Dec.
186/95.
468/99
S.E.
(17/09/99)
Instruir a CAMMESA para que realice los predespachos para los
días 31/12/99 y 01/01/00, en el periodo horario que considere
necesario, teniendo en cuenta la prioridad de entrada de servicio de
las unidades generadoras y de operación de la red, según la
confiabilidad del equipamiento para afrontar la “contingencia del
Año 2000”.
La necesidad de priorizar un despacho que tenga en cuenta la
confiabilidad frente al aspecto económico, con el objeto de
minimizar el riesgo de colapso parcial o total de suministro, dadas
las especiales condiciones asociadas a la “contingencia del Año
2000”.
317/93
S.E.
(15/10/93)
Determinar que, a partir de la fecha de publicación en el Boletín
Oficial de esta medida (20/10/93), el Fondo Nacional de la Energía
Eléctrica estará constituido por un recargo de dos peso con cuarenta
centavos por megavatio hora ($2,40/MWh) sobre las tarifas que
paguen los compradores del Mercado Eléctrico Mayorista.
Establecer que a partir del 01/05/00, el valor del recargo sobre las
tarifas creado por el art. 30 de la Ley 15.336, modificado por el art. 70
de la Ley 24.065 y destinado al Fondo Nac. de la Energía Eléctrica
(FNEE) que pagan los compradores de energía en el MEM,
entendiendo por tal a las empresas Distribuidoras y Grandes
Usuarios, será de 0,003 $/kWh.
La necesidad de establecer una política económica tendiente a
Art. 70 de la Ley 24.065
disminuir los costos de las actividades productivas, lo que
conlleva a propugnar la eliminación de impuestos y gravámenes a
todas las formas de energía
657/99
S.E.
(03/12/99)
136/00
S.E. y M.
(19/10/00)
La necesidad de lograr la integración energética de las regiones
aisladas, a cuyo fin será destinado el incremento dispuesto.
Ello ha sido determinado a través de un estudio que el Consejo
Federal de la Energía Eléctrica ha realizado sobre posibles
ampliaciones de transporte de energía en extra alta tensión del
país, preparando un acuerdo para el financiamiento de
ampliaciones interprovinciales del sistema de transporte eléctrico.
Modificar a partir del 01/11/00 el valor establecido en la Resolución
La necesidad de incrementar el gravamen establecido en el
S.E. N° 657/99 con que se constituirá el Fondo Nacional de la Energía artículo 70 ° de la ley 24.065, teniendo en cuenta que la Ley
Eléctrica (FNEE), el que será de 0,0030327 $/kWh.
25.019, del Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar en su
articulo 5°, faculta a la Secretaría de Energía y Minería a
incrementar el mencionado gravamen con destino a remunerar en
un 0,01 $/kWh efectivamente generado por sistemas eólicos
instalados que vuelquen su energía en los mercados mayoristas
y/o estén destinados a la prestación de servicios públicos.
Art. 30° de la Ley
15.336 y Art. 70° de la
Ley 24.065.
Ley 15.336.
Ley 24.065.
Ley 25.019.
Dec. 1597/99.
ANEXO IV
Norma
(Resolución)
25/94
ENRE
(06/04/94)
43/94
ENRE
(13/05/94)
185/94
ENRE
(15/11/94)
425/96
ENRE
(06/08/96)
Objeto
Aprobar la propuesta metodológica presentada por las
Distribuidoras, EDENOR S.A. y EDESUR S.A., para la unificación de
las fechas de traspaso a tarifas de las variaciones de costos de los
Contratos transferidos con Central Puerto S.A. y Central Costanera
S.A., en coincidencia con la fecha de inicio de la vigencia de la
Programación Estacional correspondiente al periodo Mayo-Octubre.
Extender a la Distribuidora EDELAP S.A. los alcances de la
Resolución ENRE N° 25/94, a fin de unificar las fechas de traspaso a
tarifas de la variación de costo del Contrato transferido con Central
San Nicolás S.A., en coincidencia con la fecha de inicio de la vigencia
de la Programación Estacional correspondiente al periodo MayoOctubre.
Establecer que los Cuadros Tarifarios que se determinen a partir del
01/11/94, serán objeto de comparación ex-post, entre las previsiones
de demanda de potencia y energía consideradas para el cálculos de
los mismos, respecto de los valores efectivamente registrados en el
periodo para el cual fueron calculados. Las diferencias que surjan de
los eventuales apartamientos que se observen, podrán ser
trasladados al cálculo de los Cuadros Tarifarios que se determinen
para el segundo periodo trimestral posterior al que se trate, de así
corresponder.
Establecer que los apartamientos que se determinen para el trimestre
Agosto-Octubre de 1994 serán trasladados a las tarifas del periodo
trimestral Febrero-Abril de 1995.
Aprobar los Cuadros Tarifarios de EDENOR y EDESUR con vigencia
a partir de la facturación correspondiente a la lectura de medidores
posterior a la cero hora del 1° de Agosto de 1996.
Dichos Cuadros incorporan al cálculo del ajuste ex-post, la diferencia
abonada por las Distribuidoras en concepto de Cargo
Complementario por el Transporte en alta tensión, respecto al valor
que fuera incorporado al cálculo de los Cuadros Tarifarios en
concepto de Cargo Fijo por capacidad de transporte.
Causa
Facultades
Invocadas
La necesidad y conveniencia de brindar una adecuada señal de
estabilidad y permanencia de las tarifas al evitar cambios
sucesivos, frecuentes y de corta duración de las mismas.
El carácter de
Autoridad de
Aplicación de los
Contratos de
Concesión.
La necesidad de uniformar el tratamiento establecido para
EDELAP con el establecido para EDENOR y EDESUR y sus
respectivos usuarios.
El carácter de
Autoridad de
Aplicación de los
Contratos de
Concesión.
La conveniencia de establecer como procedimiento de control la
Art. 56° inciso d) de la
comparación ex-post entre la previsiones de demanda de potencia
Ley 24.065.
y energía consideradas para el cálculo de los Cuadros Tarifarios
con los valores efectivamente registrados
Que resulta procedente la incorporación efectuada, dado que el
Cargo Fijo por capacidad de transporte (incorporado a los
cálculos), es una parte del Cargo Complementario que
mensualmente deben abonar las Distribuidoras, pero como su
valor no es conocido al momento del cálculo del valor de los
Cuadros Tarifarios, resulta procedente su incorporación al
mecanismo de ajuste ex post.
Arts. 56° incisos a) y
d) y 63° inciso g) de la
Ley 24.065.
Subanexo 2 del
Contrato de
Concesión.
ANEXO IV
Norma
(Resolución)
Objeto
Causa
Facultades
Invocadas
Modificar la fórmula de cálculo del Precio de la Energía para cada
tramo horario establecida en el punto A.2) del ítem A) Cálculo del
Precio de la Potencia y Energía Comprada en el Mercado Mayorista
(Mercado Spot y Contratos a Término) del Subanexo 2
(Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario) de los
respectivos Contratos de Concesión de las Distribuidoras EDESUR
S.A., EDENOR S.A. y EDELAP S.A.
Aprobar los valores de los coeficientes que ponderan la incidencia
horaria de la energía en el cálculo de las tarifas de las categorías R1,
R2, G1, G2, G3 y T2, que surgen de la campaña de medición realizada
por las empresas Distribuidoras EDESUR S.A., EDENOR S.A. y
EDELAP S.A.
Que resulta procedente adecuar el procedimiento seguido en el
cálculo de los valores del Cuadro Tarifario, en lo que se refiere a
la transferencia a tarifas del precio de la energía de los contratos
transferidos, en concordancia con las modificaciones en las
normas del MEM, producidas por las Resoluciones S.E. N° 178/94
y 326/94.
Art. 56°, incisos a), d)
y 63°, inciso g) de la
Ley 24.065.
880/99
ENRE
(21/07/99)
Determinar el precio del Contrato entre Central Costanera S.A. y
EDENOR S.A. y EDESUR S.A. para el periodo que va del 29/05/99 al
28/05/00 inclusive, en 36,28 U$S/MWh.
La presentación, por parte de Central Costanera, del cálculo del
precio de venta del contrato de suministro de energía eléctrica
que la vincula con EDENOR y EDESUR, para el periodo del
29/05/99 al 28/05/00, conforme lo estipulado en el Anexo IV-D del
contrato de suministro.
908/99
ENRE
(28/07/99)
Establecer el precio del Contrato de suministro de energía eléctrica
La presentación, por parte de Central Puerto, del cálculo del
entre Central Puerto S.A. y EDENOR S.A. y EDESUR S.A. para el
precio de venta del contrato de suministro de energía eléctrica
periodo que va del 01/04/99 al 31/03/00 inclusive, en 38,47 U$S/MWh. que la vincula con EDENOR y EDESUR, para el periodo del
01/04/99 al 31/03/00, conforme lo estipulado en el Anexo IV-D del
contrato de suministro.
685/96
ENRE
(12/11/96)
547/99
ENRE
(21/04/99)
El eventual perjuicio producido a las Distribuidoras debido a la
Arts. 56°, incisos a), d)
diferencia entre los coeficientes de participación, lo que
y s), y 63° inciso g) de
obedecería a una mayor dispersión de precios observada a partir
la Ley 24.065.
de la aplicación de la resolución n° 105/95-SE, todo lo cual motivó
que las Distribuidoras EDESUR, EDENOR y EDELAP solicitaran
la adecuación de los referidos coeficientes que ponderan la
incidencia horaria de la energía en el cálculo trimestral de los
valores de los Cuadros Tarifarios, habida cuenta la existencia de
apartamientos entre la proporción de la energía que compran en
pico, valle y horas restantes respecto a las que facturan por
ventas.
Arts. 56° inciso a) y s),
y 63° inciso g) de la
Ley 24.065.
Res. S.E. N° 132/94.
Subanexo 2 de los
Contratos de
Concesión.
Arts. 56° inciso a) y s),
y 63° inciso g) de la
Ley 24.065.
Res. S.E. N° 132/94.
Subanexo 2 de los
Contratos de
Concesión.
ANEXO IV
Norma
(Resolución)
944/99
ENRE
(11/08/99)
457/00
ENRE
(02/08/00)
Objeto
Causa
Facultades
Invocadas
Aprobar el precio máximo del Contrato de suministro de energía
La presentación, por parte de Central San Nicolás, del cálculo del Arts. 56° inciso a) y s),
eléctrica entre Central San Nicolás S.A. y EDELAP S.A. para el
precio de venta del contrato de suministro de energía eléctrica
y 63° inciso g) de la
periodo que va del 01/06/99 al 31/05/00 inclusive, en 37,07 U$S/MWh. que la vincula con EDELAP, para el periodo del 01/06/99 al
Ley 24.065.
31/05/00.
Res. S.E. N° 132/94.
Al no contemplar éste la diferencia por el menor costo en la
Subanexo 2 del
compra del gas que surge de la Resolución ENRE N° 713/97, a los Contrato de Concesión
efectos de fijación del precio del contrato, se tomará como válido
el precio previsto para la compra de gas informado por la
Generadora.
Aprobar el precio máximo del Contrato de suministro de energía
La presentacion, por parte de Central San Nicolás, del cálculo del Arts. 56° inciso a) y s),
eléctrica entre Central San Nicolás S.A. y EDELAP S.A. para el
precio de venta del contrato de suministro de energía eléctrica
y 63° inciso g) de la
periodo que va del 01/06/00 al 20/12/00 inclusive, en 42,62 U$S/MWh. que la vincula con EDELAP, para el periodo del 01/06/00 al
Ley 24.065.
20/12/00.
Res. S.E. N° 132/94.
Al no contemplar éste la diferencia por el menor costo en la
Subanexo 2 del
compra del gas que surge de la Resolución ENRE N° 713/97, y a
Contrato de Concesión
los efectos de fijación del precio del contrato, se tomará como
válido el precio previsto para la compra de gas informado por la
Generadora, puesto que no difiere sustancialmente del precio
promedio anual verificado en la compra de gas durante el periodo
contractual anterior.
ANEXO Vb
Subanexo 2
DATOS
EDESUR
Trimestre:
Ago - Oct 1999
Ppot
2,06630
Coef. Actual.
1,09817
Pep
Per
Pev
0,03576
0,03161
0,03204
Coef. Actual. = 0,67 (PMn/Pmo) + 0,33 (PCn/PCo)
Yp
Yr
Yv
Yp
Yr
Yv
Tarifa 1-R1
Cargo Fijo:
CDFR1= CDFR1 inicial x Coef. Actual. =
2,86
1,09817 3,1407575
CFR1= Ppot * KRPB * KMPR1 + CDFR1
b)
c)
d)
e)
CFR1=
4,16
4,16
4,15
4,16
4,16
4,16
a)
-0,24%
Cargo Variable:
CDVR1= CDVR1inicial x Coef. Actual. =
0,04
1,09817 0,0439267
CVR1= (Pep*Yp + Per*Yr + Pev*Yv) * KREB * KMER1 + CDVR1
CVR1=
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
0,081
Tarifa 1-R2
Cargo Fijo:
CDFR2= CDFR2 inicial x Coef. Actual. =
9,54
1,09817 10,476513
KMPR2= 1,79 * (Ppot*cp1 + Pep*cep1 + Per*cer1 + Pev*cev1 + CDMR) /
(Ppot*cp2 + Pep*cep2 + Per*cer2 + Pev*cev2) =
1,9517122
CFR2= Ppot * KRPB * KMPR2 + CDFR2
CFR2=
15,09
15,09
15,08
15,09
15,09
15,09
-0,07%
Cargo Variable:
CDVR2= CDVR2 inicial x Coef. Actual. =
0,004
1,09817 0,0043927
KMER2= (Ppot*cp3 + Pep*cep3 + Per*cer3 + Pev*cev3 + CDMR) /
(Ppot*cp4 + Pep*cep4 + Per*cer4 + Pev*cev4) =
1,090342
CVR2= (Pep*Yp + Per*Yr + Pev*Yv) * KREB * KMER2 + CDVR2
CVR2=
0,045
0,045
0,045
0,044
0,045
0,044
-2,22%
-2,22%
Tarifa 1-G1
Cargo Fijo:
CDFG1= CDFG1 inicial x Coef. Actual. =
CFG1= Ppot * KRPB * KMPG1 + CDFG1
CFG1=
7,38
7,38
4,53
7,38
1,09817 4,9746963
7,38
7,38
7,38
Cargo Variable:
CDVG1= CDVG1inicial x Coef. Actual. =
0,061
1,09817 0,0669882
CVG1= (Pep*Yp + Per*Yr + Pev*Yv) * KREB * KMEG1 + CDVG1
CVG1=
0,104
0,104
0,104
0,103
0,104
0,103
-0,96%
-0,96%
Tarifa 1-G2
Cargo Fijo:
CDFG2= CDFG2 inicial x Coef. Actual. =
33,02
1,09817 36,261473
KMPG2= 7,48 * (Ppot*cp5 + Pep*cep5 + Per*cer5 + Pev*cev5 + CDMG1) /
(Ppot*cp6 + Pep*cep6 + Per*cer6 + Pev*cev6) =
7,7386113
CFG2= Ppot * KRPB * KMPG2 + CDFG2
CFG2=
54,54
54,54
54,52
54,54
54,54
54,54
-0,04%
Cargo Variable:
CDVG2= CDVG2 inicial x Coef. Actual. =
0,033
1,09817 0,0362395
KMEG2= (Ppot*cp5 + Pep*cep5 + Per*cer5 + Pev*cev5 + CDMG1) /
(Ppot*cp6 + Pep*cep6 + Per*cer6 + Pev*cev6) =
1,0345737
CVG2= (Pep*Yp + Per*Yr + Pev*Yv) * KREB * KMEG2 + CDVG2
CVG2=
0,074
0,074
0,074
0,074
0,074
0,074
R1
0,32
0,48
0,20
G2
0,23
0,63
0,14
R2
G1
0,30
0,24
0,49
0,64
0,21
0,12
G3
T2
0,25
0,21
0,57
0,61
0,18
0,18
índice USA
PMn
131,2 131,1
PCn
165,0 165,0
valor
final
ANEXO Vb
Tarifa 1-G3
Cargo Fijo:
CDFG3= CDFG3 inicial x Coef. Actual. =
88,32
1,09817 96,990106
KMPG3= 20 * (KMPG2 * (Ppot*cp7 + Pep*cep7 + Per*cer7 + Pev*cev7) / 7,48 + CDMG2) /
(Ppot*cp8 + Pep*cep8 + Per*cer8 + Pev*cev8) =
21,42191
CFG3= Ppot * KRPB * KMPG3 + CDFG3
b)
c)
d)
e)
CFG3=
147,58
147,58 147,53
147,58
147,59
147,59
a)
-0,03%
0,01%
0,01%
Cargo Variable:
CDVG3= CDVG3 inicial x Coef. Actual. =
0,01
1,09817 0,0109817
KMEG3= (KMEG2 * (Ppot*cp7 + Pep*cep7 + Per*cer7 + Pev*cev7) + CDMG2) /
(Ppot*cp8 + Pep*cep8 + Per*cer8 + Pev*cev8) =
1,0710955
CVG3= (Pep*Yp + Per*Yr + Pev*Yv) * KREB * KMEG3 + CDVG3
CVG3=
0,051
0,051
0,051
0,050
0,050
0,050
-1,96%
-1,96%
-1,96%
Tarifa 1- AP
Cargo Variable:
CDA= CDA inicial x Coef. Actual. =
0,02
1,09817 0,0219633
CVA= Ppot * KRPB * KMA + (Pep*Yp + Per*Yr + Pev*Yv) * KREB + CDA
CVA=
0,068
0,068
0,068
0,068
0,067
0,067
-1,47%
-1,47%
Tarifa 2
Cargo Fijo:
CDFMD= CDFMD inicial x Coef. Actual. =
CFMD= Ppot * KRPB + CDFMD
CFMD=
7,74
7,74
4,9
7,74
Cargo Variable:
CDVMD= CDVMD inicial x Coef. Actual. =
0,02
CVMD= (Pep*Yp + Per*Yr + Pev*Yv) * KREB + CDVMD
CVMD=
0,059
0,059
0,059
1,09817 5,3810181
7,74
7,74
7,74
1,09817 0,0219633
0,058
0,059
-1,69%
0,058
-1,69%
Tarifa 3-BT
Cargo Fijo en Horas de Punta:
CDFPGB= CDFPGB inicial x Coef. Actual. =
CFPGB= Ppot * KRPB + CDFPGB
CFPGB=
8,18
8,18
Cargo Fijo en Horas de Fuera Punta:
CDFFGB= CDFFGB inicial x Coef. Actual. =
CFFGB= CDFFGB
CFFGB=
5,28
5,28
5,3
8,18
4,81
1,09817 5,8202849
8,18
8,18
8,18
1,09817 5,2821831
5,28
5,28
5,28
5,28
0,040
0,040
0,040
0,040
0,040
Cargo Variable en Horas de Restantes:
CVRGB= Per * KREB
CVRGB=
0,036
0,036
0,036
0,036
0,036
0,036
Cargo Variable en Horas de Valle Nocturno:
CVVGB= Pev * KREB
CVVGB=
0,036
0,036
0,036
0,036
0,036
0,036
Cargo Variable en Horas de Punta:
CVPGB= Pep * KREB
CVPGB=
0,040
Tarifa 3-MT
ANEXO Vb
Cargo Fijo en Horas de Punta:
CDFPGM= CDFPGM inicial x Coef. Actual. =
CFPGM= Ppot * KRPM + CDFPGM
CFPGM=
4,80
4,80
a)
Cargo Fijo en Horas de Fuera Punta:
CDFFGM= CDFFGM inicial x Coef. Actual. =
CFFGM= CDFFGM
CFFGM=
2,92
2,92
2,34
b)
4,80
1,09817 2,5697107
c)
d)
4,80
4,80
2,66
1,09817 2,9211241
e)
4,80
2,92
2,92
2,92
2,92
0,038
0,038
0,038
0,038
0,038
Cargo Variable en Horas de Restantes:
CVRGM= Per * KREM
CVRGM=
0,034
0,034
0,034
0,034
0,034
0,034
Cargo Variable en Horas de Valle Nocturno:
CVVGM= Pev * KREM
CVVGM=
0,034
0,034
0,034
0,034
0,034
0,034
Cargo Variable en Horas de Punta:
CVPGM= Pep * KREM
CVPGM=
0,038
Tarifa 3-AT
Cargo Fijo en Horas de Punta:
CDFPGA= CDFPGA inicial x Coef. Actual. =
CFPGA= Ppot * KRPA + CDFPGA
CFPGA=
2,63
2,63
Cargo Fijo en Horas de Fuera Punta:
CDFFGA= CDFFGA inicial x Coef. Actual. =
CFFGA= CDFFGA
CFFGA=
0,44
0,44
0,46
2,63
0,4
1,09817 0,5051568
2,63
2,63
2,63
1,09817 0,4392668
0,44
0,44
0,44
0,44
0,037
0,037
0,037
0,037
0,037
Cargo Variable en Horas de Restantes:
CVRGA= Per * KREA
CVRGA=
0,032
0,032
0,032
0,032
0,032
0,032
Cargo Variable en Horas de Valle Nocturno:
CVVGA= Pev * KREA
CVVGA=
0,033
0,033
0,033
0,033
0,033
0,033
Cargo Variable en Horas de Punta:
CVPGA= Pep * KREA
CVPGA=
0,037
Columnas:
a) valores aprobados por Resolución ENRE N° 929/99
b) valores utilizando los índices PM y PC definitivos
c) valores utilizando los Ponderadores iniciales del contrato (Yp,Yr,Yv)
d) valores utilizando el factor Pps/720 del contrato
e) valores utilizando combinadamente Pps/720 y los Ponderadores del Contrato (Yp,Yr,Yp)
ANEXO XII
COMUNICACIÓN DEL PROYECTO DE INFORME Y ANÁLISIS DE LOS DESCARGOS
FORMULADOS POR EL ENTE
A raíz de la remisión del Proyecto de Informe de Auditoría sobre "Verificación de la
Conformación y Aplicación del Cuadro Tarifario", que se efectuara con fecha 15 de agosto de 2002,
por Nota n° 218/2002-AGN (fojas 408 de la Actuación n° 532/2000-AGN), el Ente Nacional
Regulador de la Electricidad (ENRE) procedió a remitir las consideraciones pertinentes al respecto con
fecha 17 de setiembre del corriente año, a través de la Nota ENRE n° 42.810 (fojas 412/423).
En virtud de ello, se efectuó el análisis y consideración de los conceptos vertidos por el Ente,
respecto de cada comentario u observación obrantes en el referido Proyecto de Informe de Auditoría.
A dicho fin, en cada caso se transcribe el comentario u observación formulado, luego los principales
conceptos contenidos en la Respuesta del Ente Regulador y, finalmente, las conclusiones a que se ha
arribado en virtud del análisis efectuado en cada punto del proyecto.
Cabe aclarar que los Anexos correspondientes al Proyecto de Informe de Auditoria, cumplen
una función ilustrativa interna - Ej. Metodología de Ajuste Tarifario-, dado que su contenido se
presupone conocido por el Ente auditado.
No obstante ello, en oportunidad de solicitar el ENRE una prórroga a fin de contestar
adecuadamente las observaciones formuladas por esta AGN, por NOTA ENRE N° 42.591 de fecha
28/8/02, no solicitó el envío de tales Anexos.
De considerarlo oportuno, y sujeto a la indicación de las Autoridades, se podría remitir al Ente
los Anexos en cuestión.
1
ANEXO XII
De todas maneras, tenga o no en su poder el ENRE tales Anexos, ello no modifica ni el
contenido del Proyecto de Informe, ni la respuesta al descargo.
COMENTARIOS PREVIOS.
Liminarmente, el Ente formula a fojas 413 un comentario referido a conceptos vertidos en la
página 54 del aludido Proyecto de Informe (fojas 296), en relación con las facultades de contralor del
ENRE vinculadas con la aplicación de las cargas tributarias pertinentes.
1. En ese sentido, cabe destacar en primer término que efectivamente, en las páginas 53 y 54 del
Proyecto, se consigna -en referencia a la labor fiscalizadora del Ente- que la misma:
"…apunta principalmente al control del Marco Regulatorio Eléctrico y de las
disposiciones contractuales vigentes, lo cual ha motivado que el legislador, en el
artículo 56, inciso a) asigne como primera misión y facultad del Ente la de hacer
cumplir la ley 24.065, su reglamentación y disposiciones complementarias,
controlando la prestación de los servicios y el cumplimiento de las obligaciones
fijadas en los contratos de concesión.
En ese marco de referencia, el aludido artículo 56, inciso d) de la ley 24.065
coloca en cabeza del ENRE la obligación de controlar que las tarifas aprobadas
por dicho Ente, determinadas de conformidad con las diversas normas y
procedimientos establecidos en el Marco Regulatorio Eléctrico, sean aplicadas de
acuerdo con el mismo, en un todo de acuerdo con las disposiciones legales,
reglamentarias y contractuales pertinentes.
Lo dicho significa no solamente el control puntual y aritmético de la aplicación de
los valores aprobados periódicamente en cada Cuadro Tarifario a los usuarios del
servicio en relación con su categoría tarifaria o consumo (Cargos Fijos o
2
ANEXO XII
Variables), la correcta implementación en cada caso de las alícuotas de las cargas
tributarias correspondientes o de los porcentajes, cargos e intereses por mora en
la factura del usuario, sino también la evaluación y fiscalización de si el Régimen
Tarifario establecido en el Subanexo 1 del Contrato de Concesión, los Regímenes
Tributarios o las disposiciones pertinentes del Reglamento de Suministro -entre
otros supuestos- han sido correctamente aplicados y llevados a la práctica
respecto de cada usuario en particular.".
2. A su vez, respecto de ello el Ente manifiesta a fojas 413 lo siguiente:
"En primer término, vale destacar lo expresado por la AGN en la página 54 de su
informe. Allí, sostiene que el artículo 56, inciso d) de la Ley N° 24.065 coloca en
cabeza del ENRE la obligación de controlar que las tarifas aprobadas por el
Organismo, determinadas de conformidad con las diversas normas y
procedimientos establecidos en el Marco Regulatorio Eléctrico, sean aplicadas de
acuerdo con las disposiciones legales, reglamentarias y contractuales pertinentes.
Esto incluiría, entre otras cosas, el control de la correcta implementación en cada
caso de las alícuotas de las cargas tributarias correspondientes, es decir, la
evaluación y fiscalización de los regímenes tributarios.
Si bien es importante recalcar que el ENRE no es la autoridad competente en
materia tributaria, por lo que no le corresponde evaluar y fiscalizar los regímenes
tributarios que definen tanto el Estado Nacional, Provincial como Municipal,
quienes son los que determinan los impuestos, tasas y contribuciones que gravan
el consumo eléctrico, el Organismo al realizar los controles sobre las tarifas
aplicadas audita la correcta aplicación de las alícuotas que fueran establecidas
por los organismos competentes"
3. Como puede fácilmente advertirse, en la página 54 se hace mención a que la obligación de
contralor establecida en cabeza del ENRE a través del artículo 56, inciso d) de la ley 24.065 abarca 3
ANEXO XII
entre otros supuestos allí detallados- "la correcta implementación en cada caso de las alícuotas de
las cargas tributarias correspondientes" y "la evaluación y fiscalización" de si "Los Regímenes
Tributarios ……. han sido correctamente aplicados y llevados a la práctica respecto de cada
caso particular".
4. En consecuencia, claramente se ha delimitado la facultad de contralor del ENRE en materia
tributaria a la evaluación y fiscalización no sólo de la aplicación y puesta en práctica de cada Régimen
Tributario aplicable (por ejemplo, en cuanto a la correcta categorización y encuadre del usuario dentro
de cada régimen) sino también de la correcta aplicación de las pertinentes alícuotas correspondientes a
cada tributo de que se trate, con respecto a cada usuario en particular.
5. Desde ya que escapa a la competencia del ENRE formular políticas tributarias o proponer el
establecimiento de nuevos tributos o la modificación de lo ya creados, así como tampoco
correspondería que el mencionado organismo de control realizar evaluaciones y juicios de valor sobre
el resultado o efecto de la aplicación de un régimen tributario sobre la población alcanzada por el
mismo.
Ello es así, toda vez que -en concordancia con lo manifestado por el Ente sobre el particular- es
el Estado Nacional, Provincial o Municipal, en su caso, quienes determinan (de acuerdo a las
competencias atribuidas por el ordenamiento jurídico) los impuestos, tasas y contribuciones aplicables y
quienes por ende, deberán avocarse a los cometidos señalados en el punto anterior.
COMENTARIOS Y OBSERVACIONES DEL PROYECTO.
1. Conformación y Aprobación de los Cuadros Tarifarios.-
4
ANEXO XII
Observación AGN
4.1. El Area de Análisis Regulatorios y Estudios Especiales desarrolla su labor a través
de un Manual de Procedimientos que no se encuentra aprobado por la autoridad competente.
Respuesta ENRE
"La AGN manifiesta que: "En virtud del análisis de la evidencia obtenida y todo
lo expuesto anteriormente, cabe concluir que, sin dejar de ponderar la existencia
de un "Manual de Procedimientos" respecto de la materia fiscalizada,
conteniendo no sólo el Sistema de Cálculo Tarifario y el Procedimiento para el
Procesamiento y Verificación de los Cálculos correspondientes al tópico tarifario,
sino también el circuito administrativo atinente a la actividad descripta, debe
empero, señalarse que el mismo no se encuentra aprobado por la autoridad
máxima del organismo, esto es, el Directorio del ENRE."
A este respecto se informa que por Resolución ENRE n° 511/01 el Directorio
aprobó el Manual de Procedimientos de Cálculo, Control y Aprobación de los
Cuadros Tarifarios utilizado por el Area de Análisis Regulatorios y Estudios
Especiales".
Análisis del Descargo
1. Tal como consta en el punto 2.8. del proyecto (fojas 257), las tareas de campo propias del
objeto de examen se desarrollaron entre el 27 de marzo y el 6 de julio de 2001. Durante ese lapso,
conforme se detalla en el desarrollo de la observación 4.1., los procedimientos de auditoría
desarrollados permitieron arribar a las siguientes conclusiones:
a) que el Area de Análisis Regulatorios y Estudios Especiales, a cargo de todos los aspectos vinculados
5
ANEXO XII
con el análisis y revisión de los Cuadros Tarifarios, utilizaba a dichos fines un "Manual de
Procedimientos del Control de los Cálculos y de su Aprobación", aprobado por dicha Area.1
b) que según consigna la propia Auditoría Interna del organismo, éste no contaba aún con Manuales de
Normas de Procedimientos y Organización correspondientes a las tareas propias de cada una de las
Areas de la organización. En particular, en lo referido al Area de Análisis Regulatorios y Estudios
Especiales, específicamente señala que los procedimientos utilizados por la misma no se encuentran
aprobados formalmente.2
2. La resolución ENRE n° 511/2001, de la que da cuenta el Ente en su descargo a la
observacion bajo tratamiento, fue dictada con fecha 14 de setiembre de 2001, no sólo con
posterioridad al período auditado (1° de agosto de 1999 al 31 de diciembre de 2000), sino también al
período de ejecución de las tareas de campo pertinentes, arriba señalado.
3. Por lo tanto, el curso de accion adoptado por el ENRE, si bien regulariza la situación
observada por el Equipo Auditor a partir de la decisión del Directorio en adelante, no subsana la
observación apuntada para el período auditado.
4. Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.1. del Proyecto.
Observación AGN
4.2.- El Ente no verifica la publicación, por parte de las Distribuidoras, de los Cuadros
Tarifarios aprobados.
1
De acuerdo al pedido cursado por Notas n° 01/00 DENRE (inciso j) y 24(01-GGCERPyT (Tema 1, Pregunta 1),
documentación suministrada junto con las Notas ENRE 34.500 y 35.829, Planificaciones Anuales 1999 y 2000 de la
Unidad de Auditoría Interna del ENRE, e Informe n° 8/99 de la Unidad de la Auditoría Interna.
2
Ver Nota anterior.
6
ANEXO XII
Respuesta ENRE
"La AGN manifiesta que las distribuidoras (salvo Edelap S.A.) no cumplen con la
acreditacion de la publicación ordenada por el Ente respecto de los sucesivos
cuadros tarifarios aprobados, y que en esos casos, el ENRE no ha ejercido el
control que le corresponde, ni ha efectuado procedimiento alguno en pos de
ejercer la potestad sancionatoria que le es propia.
Se han incorporado en los expedientes analizados por la AGN, en los casos de
Edenor S.A. y Edesur S.A., copias de las publicaciones periodísticas de los cuadros
tarifarios remitidas por las distribuidoras al organismo, vía fax. Con lo cual se
tiene constancia del cumplimiento por parte de las mismas de su obligación de
publicar los cuadros tarifarios. No obstante y con el propósito de atender la
observación realizada se solicitará formalmente a las menciondas distribuidoras
que comuniquen en forma fehaciente los cuadros tarifarios publicados"
Análisis del Descargo
1. De lo manifestado por el ENRE se evidencia claramente:
a) un reconocimiento expreso por parte del organismo de lo observado por el Equipo Auditor en la
observación 4.2.
b) que tal como se señala en el proyecto (fojas 320 y 321) las Distribuidoras Edenor S.A. y Edesur
S.A. incumplieron la directiva establecida en las resoluciones aprobatorias de los Cuadros Tarifarios en
lo referido a la publicación de los mismos, para el período auditado, habiendo con posterioridad al
7
ANEXO XII
período de tareas de campo señalado en el recordado punto 2.8. del proyecto, remitido al Ente vía fax
las mencionadas publicaciones.
c) que conforme a las propias manifestaciones del Ente (fojas 414), éste no controló durante el período
auditado el cumplimiento del aspecto señalado.
2. Se hace constar que lo señalado por el Ente en el segundo párrafo, in fine, de las
considereaciones formuladas con respecto a la observación 4.2. no resulta procedente.
En efecto, ello es así toda vez que la Autoridad Regulatoria debe controlar que las Distribuidoras
publiquen los Cuadros Tarifarios y acrediten ante la misma dicha circunstancia, porque el propio Marco
Regulatorio es quien le impone al Ente ese deber, tal como se señala en el desarrollo de la observación
4.2. en el proyecto (fojas 317 y 318).
En razón de ello, el ENRE le ordena a las distribuidoras cumplir con dicha obligación en
oportunidad de aprobar cada Cuadro Tarifario, debiendo fiscalizar posteriormente el posterior
cumplimiento de dicha directiva.
Por lo tanto, el Ente Regulador debe cumplimentar dicha labor fiscalizadora no porque deba
"atender la observación realizada" sino porque de no hacerlo, incumple una de las obligaciones a su
cargo impuesta por el Marco Regulatorio Eléctrico.
3. Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.2. del Proyecto.
Observación AGN
8
ANEXO XII
4.3.- Los Expedientes a través de los cuales tramita la Conformación de los Cuadros
Tarifarios del periodo auditado, no contienen la documentación necesaria que respalde los
antecedentes que han sustentado en cada oportunidad el dictado de las resoluciones
aprobatorias de los valores contenidos en dichos Cuadros.
Respuesta ENRE
"En particular, resalta como faltantes las siguientes constancias documentales:
1. Las respectivas resoluciones dictadas por la Secretaría de energía aprobando
las Programaciones y Reprogramaciones pertinentes.
2. Las constancias documentales adecuadas donde obren los valores disponibles
de los indices de precios al consumidor final y al por mayor de productos
industriales, ambos de los Estados Unidos de América, que fueron aplicados al
momento del cálculo.
3. Informacion elaborada por CAMMESA sobre valores de potencia y energía, en
sus distintos tramos horarios, efectivamente demandados por las distribuidoras, a
fin de ser tenidos en cuenta en los cálculos ex - post.
4. Documentación que acredite el pago efectuado por las distribuidoras en
concepto de Cargo Complementario de Transporte, a fin de ser tenidos en cuenta
en los cálculos ex - post.
5. Documentación que acredite el pago efectuado por las distribuidoras por los
gastos de CAMMESA.
6. Documentación que acredite lo abonado en concepto del impuesto sobre los
9
ANEXO XII
Ingresos Brutos por las centrales Costanera S.A., Puerto S.A. y San Nicolás S.A.
La documentación especificada en el punto 1 responde a información pública, por
lo que no resulta necesario incorporar sus copias en los expedientes de cálculo de
los cuadros tarifarios en la medida en que se hace referencia a las mismas en los
considerandos de las resoluciones ENRE de aprobación.
En el caso de las resoluciones de la Secretaría de Energía se detalla su número y
fecha por lo que la misma puede ser fácilmente identificada. En cuanto a la
documentación que acredite lo abonado en concepto del impuesto sobre los
Ingresos Brutos por las Centrales Costanera S.A., Puerto S.A. y San Nicolás S.A.
(punto 6) la misma tramita en expedientes ENRE separados (uno para cada
generadora) los cuales también son nombrados en las resoluciones ENRE.
En cuanto al punto 2, índices de precios de Estados Unidos de América, se
aplicará la sugerencia de la AGN, destacando que sólo se tiene disponible
información publicada por el Gobierno de Estados Unidos en Internet. Asimismo,
es aceptado y se dará curso a lo sugerido en los puntos 4 y 5. Cabe destacar que
esta información sólo podrá incorporarse a los expedientes de determinación de
cuadros tarifarios a partir del trimestre que comienza en noviembre de 2002
debido a que el informe de la AGN tiene fecha 14 de agosto de 2002.
La información elaborada por CAMMESA de los valores de potencia y energía, en
sus distintos tramos horarios, efectivamente demandados por las distribuidoras, a
fin de ser tenidos en cuenta en los cálculos ex - post (punto 3) no existe puesto que
los datos enviados por las distribuidoras corresponden a demandas netas de
Grandes Usuarios Mayores, Menores y Particulares. La información que brindan
las distribuidoras conformando la presentación incorporada a los respectivos
expedientes, la efectúan con carácter de declaración jurada.".
10
ANEXO XII
Análisis del Descargo
1. En oportunidad de desarrollar los fundamentos de la observación 4.3. del proyecto sub
examine, se señaló a fojas 324 (noveno y décimo párrafo) que el ENRE, al enumerar en los
considerandos de cada resolucion aprobatoria de los sucesivos Cuadros Tarifarios, los antecedentes
necesarios para el recálculo de los valores de los nuevos Cuadros a aprobar, cumple de esa forma los
requisitos atinentes a la necesidad de que el acto administrativo dictado en consecuencia cuente con
causa y motivación suficiente, de conformidad con las prescripciones de la ley 19.549 de
Procedimientos Administrativos.
Pero al propio tiempo, y sin perjuicio de lo expuesto, también se señaló que contribuye en grado
sumo a la eficacia del procedimiento, no solamente la "identificación" de la documentación que ha
servido de sustento fáctico a la elaboración de los valores de los nuevos valores tarifarios, sino también
el "agregado del correspondiente soporte documental" a los fines de una mejor explicitación de la
causa y, por ende, de la motivación del acto administrativo del tipo que nos ocupa.
En ese entendimiento, se señaló en el anteúltimo y último párrafo del desarrollo del punto 4.3.
(fojas 326), que a los mismos fines señalados en el párrafo anterior, el no agregar las constancias
sustentatorias de los insumos informativos necesarios para la determinación de los valores que integran
en definitiva el Cuadro Tarifario le restaba eficacia al procedimiento.
A modo meramente ejemplificativo y para mejor ilustrar lo expuesto, se acompañó una
enunciación de ejemplos que mostraban la ausencia de respaldo documental en el expediente respectivo
y que por ende, mostraban la necesidad de que se acompañara el sustento documental señalado en
cada caso.
2. El propio Ente reconoce la conveniencia y necesidad de susbsanar la situación al dejar
11
ANEXO XII
expresamente constancia de que acompañará en los Expedientes de referencia: a) las constancias
documentales adecuadas donde obren los valores disponibles de los Indices de precios al consumidor
final y al por mayor de productos industriales, ambos de los Estados Unidos de América, que fueron
aplicados al momento del cálculo; b) la documentación que acredite el pago efectuado por las
Distribuidoras en concepto de Cargo Complementario de Transporte y c)la documentación que
acredite el pago efectuado por las Distribuidoras por los gastos de CAMMESA.
3. Igual criterio debe adoptar la Autoridad Regulatoria en lo referido a las respectivas
resoluciones dictadas por la Secretaría de Energía aprobando las Programaciones y Reprogramaciones
pertinentes, ya que, amén de la "identificación" de las mismas debe agregárselas al Expediente, atento
las razones esgrimidas tanto en el Proyecto de Informe como en el presente.
4. Con idéntico criterio, en lo que respecta a la documentación probatoria de los pagos
efectuados a causa del Impuesto a los Ingresos Brutos por parte de las centrales Costanera S.A.,
Puerto S.A. y San Nicolás S.A., la misma puede adjuntarse en fotocopia dentro del expediente de
referencia.
En ese orden de ideas, los expedientes específicos referidos a dicha temática, en lo que respecta
a cada Generadora, pueden ser agregados al expediente donde tramita la aprobación del Cuadro
Tarifario en calidad de anexos del mismo, conforme lo estipulado por el artículo 10 de la
reglamentación de la Ley de Procedimientos Administrativos (t.o. aprobado por decreto 1883/91)3.
5. Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.3. del Proyecto.
3
El referido artículo establece que "Cuando los expedientes vayan acompañados de antecedentes que por su
volumen no puedan ser incorporados se confeccionarán anexos, los que serán numerados y foliados en forma
independiente."
12
ANEXO XII
Observación AGN
4.4.- No se ha previsto un mecanismo de ajuste ex post de los valores provisorios de los
índices de precios al por mayor de productos industriales y al consumidor final (Consummer
Price Index -CPI-), ambos de los Estados Unidos de América, utilizados para la conformación
de los Cuadros Tarifarios.
Respuesta ENRE
El procedimiento de ajuste se encuentra determinado en el sub-anexo 2, punto d)
de los Contratos de Concesión celebrados entre el Estado Nacional y las empresas
concesionarias del servicio público de distribución. Los índices de precios al por
mayor de productos industriales y precios al consumidor final en los Estados
Unidos son variables exógenas que se utilizan para la actualización de los cuadros
tarifarios.
Las características de dichos índices pueden llegar a producir desfases temporales
que son corregidos en el siguiente período de ajuste.
No resulta necesario introducir el mecanismo citado dado que el cálculo de los
índices de precios, al resultar en la variación acumulada desde la fecha base de la
canasta de bienes y servicios que lo componen incluyen en sí mismos las
correcciones ex - post. Por lo tanto, si bien los índices que se utilizan en una
determinada actualización de los costos propios de distribución son provisorios, a
los seis (6) meses, cuando corresponde realizar la citada actualización, de haber
existido alguna diferencia en los índices utilizados para el cálculo tarifario, la
misma fue corregida e incorporada en el nuevo índice. De esta manera, el ajuste
ex post se da en forma natural, sin necesidad de recurrir a mecanismos ad hoc.
13
ANEXO XII
Análisis del Descargo
1. El Equipo de Auditoría interviniente, luego de explicar la naturaleza y las causas que dan origen
a los mecanismos de ajuste ex post en los Procedimientos de Ajuste Tarifario en general, señaló
concretamente los lineamientos del mecanismo de actualización contenido en el sub anexo 2, punto d)
de los Contratos de Concesión, respecto de los valores de los Costos Propios de Distribución
asignables al Cargo Fijo y al Cargo Variable de cada Tarifa, a los Costos de Conexión y al Servicio de
Rehabilitación (fojas 327 y 328)
Para la realización de dicho mecanismo, es necesario contar con los valores de dos índices: el de
precios al por mayor de productos industriales y el de precios al consumidor final, ambos de los
Estados Unidos de América.
A fojas 328 se dejó constancia de que el único valor disponible al momento del cálculo del
Cuadro Tarifario, respecto del índice correspondiente al segundo mes anterior del semestre actualizado,
es el "valor provisorio" del mismo, el cual puede coincidir o no, con el valor definitivo.
En ese orden de ideas, en el Anexo VII del proyecto se consignaron los valores "provisorios" y
"definitivos" de los índices utilizados para el período auditado, lo cual se reproduce a continuación4:
Periodo Tarifario
Indice
Correspondiente
PMn
Indices de EEUU
PMn
PCn
PCn
4
El valor indicado como "utilizado" se corresponde con el que se conocia al momento de la Aprobación de los
Cuadros Tarifarios (valores provisorios), mientras que el "definitivo" fue el correspondiente valor final.
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los Estados Unidos de America, tomado por la
Junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal del Gobierno.
PCn: índice de precios al consumidor final en los Estados Unidos de América, denominado Consummer Price Index
(CPI) del " U.S. - Bureau uf Labor Statistics".
14
ANEXO XII
al mes:
Marzo-99
Septiembre-99
Septiembre-99
Marzo-00
Marzo-00
Septiembre-00
Agosto-Octubre 1999 (1)
Noviembre-Enero 2000
Febrero-Abril 2000 (1)
Mayo-Julio 2000
Agosto-Octubre 2000 (1)
Noviembre-Enero 2001
Utilizado
131,2
134,8
134,8
137,0
137,0
139,2
Definitivo
131,1
134,7
134,7
136,8
136,8
139,2
utilizado
165,0
167,9
167,9
171,1
171,1
173,7
definitivo
165,0
167,9
167,9
171,2
171,2
173,7
(1) Dado que la actualización tiene una vigencia de seis meses corresponde aplicar el mismo valor del trimestre
anterior.
De lo detallado ut supra, surge que, salvo en el período Noviembre-Enero 2001, en todos los
restantes se verifican diferencias entre los índices "definitivos" y los "utilizados" para el recálculo de
valores en cada oportunidad.
2. A su vez, en el Anexo VIII del proyecto se realizó un comparativo del cuadro tarifario que
muestra el resultado de aplicar el valor definitivo de los índices en cuestión, en vez del provisorio sin
mecanismo de ajuste ex post, como se efectuó en realidad.
En la totalidad de los casos en que existieron diferencias entre el índice provisorio y el definitivo,
el valor final resultante es inferior al realmente aprobado, con el consiguiente perjuicio al usuario.
A título ejemplicativo se reproduce parcialmente el mentado Anexo VIII5:
TARIFA
T1 - R1
Periodo
Ago.-99
Valor
Aprob.
4,16
EDESUR
PM/PC
Final
4,15
Dif.
-0,24%
DISTRIBUIDORA
EDENOR
Valor
PM/PC
Aprob.
Final
Dif.
4,17
4,16
-0,24%
Valor
Aprob.
4,01
EDELAP
PM/PC
Final
4,01
Dif.
5
En el cuadro se han colocado por Distribuidora los Cargos tanto Fijos como Variables de aquellas Tarifas que
presentan alguna diferencia con los valores aprobados oportunamente, y el valor resultante mediante la utización en
los cálculos tarifarios, de los índices con sus valores definitivos.
En la primer columna por empresa, figura el valor aprobado por el ENRE para el periodo indicado.
A continuación, en la columna llamada "PM/PC Final", se coloca el valor que hubiera resultado para el Cuadro
Tarifario mediante la utilización de los índices definitivos PC y PM, correspondientes para cada periodo.
La tercer columna consigna la diferencia en porcentaje en los casos en que esta se presenta.
15
ANEXO XII
CFR1
Cargo Fijo
Nov.-99
Ago.-00
4,29
4,52
4,29
4,52
T1 - R2
Ago.-99
Nov.-99
Feb.-00
May.-00
Ago.-00
15,09
15,53
15,66
15,77
16,51
15,08
15,53
15,66
15,76
16,50
-0,07%
T1 - G1
CFG1
Cargo Fijo
May.-00
7,72
CVG1
C. Variable
Ago.-00
0,101
CFR2
Cargo Fijo
4,30
4,51
4,30
4,50
4,21
4,44
4,20
4,43
-0,24%
-0,23%
-0,06%
-0,06%
15,14
15,58
15,71
15,92
16,45
15,13
15,57
15,71
15,91
16,44
14,62
15,28
15,41
15,54
16,09
14,61
15,27
15,40
15,53
16,08
-0,07%
-0,07%
-0,06%
-0,06%
-0,06%
7,71
-0,13%
7,82
7,82
7,59
7,59
0,100
-0,99%
0,101
0,101
0,109
0,109
-0,22%
-0,07%
-0,06%
-0,06%
-0,06%
16
ANEXO XII
T1 - G2
Ago.-99
Nov.-99
Feb.-00
May.-00
Ago.-00
54,54
56,46
56,95
57,02
59,32
54,52
56,44
56,93
56,99
59,28
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,05%
-0,07%
54,66
56,59
57,22
57,62
59,09
54,64
56,57
57,20
57,59
59,06
CVG2
C. Variable
May.-00
0,076
0,075
-1,32%
0,076
0,076
T1 - G3
CFG3
Cargo Fijo
Ago.-99
Nov.-99
Feb.-00
May.-00
Ago.-00
147,58
152,26
154,12
155,19
160,52
147,53
152,20
154,06
155,10
160,43
-0,03%
-0,04%
-0,04%
-0,06%
-0,06%
148,18
153,42
154,89
156,58
159,98
148,12
153,36
154,83
156,48
159,89
CVG3
C. Variable
Feb.-00
0,049
0,048
-2,04%
0,049
0,049
T2
CFMD
Cargo Fijo
Nov.-99
Feb.-00
Ago.-00
8,01
8,09
8,52
8,00
8,08
8,51
-0,12%
-0,12%
-0,12%
8,03
8,13
8,48
8,02
8,12
8,47
T3 - BT
CFPGB
Cargo Fijo
Punta
Nov.-99
8,46
8,45
-0,12%
8,48
Feb.-00
8,54
8,53
-0,12%
May.-00
Ago.-00
8,55
8,98
8,54
8,97
Nov.-99
Feb.-00
Ago.-00
4,99
5,06
5,43
4,99
5,06
5,42
CFG2
Cargo Fijo
T3 - MT
CFPGM
Cargo Fijo
Punta
-0,04%
-0,04%
-0,03%
-0,05%
-0,05%
52,40
55,31
55,86
56,25
58,32
52,38
55,29
55,84
56,22
58,29
0,079
0,079
143,16
150,87
152,29
153,10
157,72
143,10
150,81
152,23
153,01
157,63
0,047
0,047
-0,12%
-0,12%
-0,12%
7,81
7,90
8,31
7,81
7,90
8,31
8,47
-0,12%
8,26
8,26
8,58
8,57
-0,12%
8,35
8,35
-0,12%
-0,11%
8,65
8,94
8,64
8,93
-0,12%
-0,11%
8,43
8,77
8,42
8,77
5,00
5,10
5,39
-0,20%
-0,18%
5,01
5,10
5,39
4,80
4,89
5,23
4,80
4,88
5,23
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,06%
-0,06%
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,05%
-0,05%
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,06%
-0,06%
-0,12%
-0,20%
Como puede apreciarse, cada vez que el indice definitivo no coincida en su valor con el índice
provisorio utilizado en el calculo respectivo, podrán presentarse diferencias en los valores del Cuadro
Tarifario.
Estas diferencias no se compensan en forma natural con la actualización del semestre posterior,
17
ANEXO XII
dado que para el reajuste de los costos propios de distribución, se utiliza -de acuerdo al mecanismo
establecido en el punto d) del Subanexo 2 de los Contratos de Concesión- el valor inicial del contrato
(setiembre de 1992), ajustado por la combinación de los índices mencionados ut supra.
En esta inteligencia, para cada semestre, en tanto y en cuanto el valor de los indices definitivos
sea diferente de los provisorios, se obtendrán valores distintos en el cuadro tarifario.
El mecanismo expuesto se repite en los sucesivos semestres, el cual, al volver a tomar el costo
inicial, que se actualizara por los índices mencionados, podrá volver a arrojar valores distintos, en la
medida en que los índices definitivos no coincidan con los provisorios utilizados, y así sucesivamente.
Por lo tanto, las diferencias señaladas entre los índices provisorios y definitivos no pueden
compensarse o corregirse sino es a través de un mecanismo de ajuste ex post, que contemple a
posteriori la incidencia en los cuadros producida por la diferencia entre el valor provisorio y definitivo,
correspondiente a un índice y a un mes determinado, ya que de lo contrario no hay manera de trasladar
al usuario la suba o la baja de la tarifa que en definitiva resulte al aplicar los valores definitivos de los
índices en cuestión.
Por ello resulta incorrecto lo afirmado en el último párrafo del descargo realizado por el ENRE
(fojas 416) ya que, por lo explicado, no puede existir un ajuste "natural" o "automático" con la próxima
actualización.
Se hace constar que en dicho párrafo, el propio Ente reconoce que los índices que se utilizan
para actualizar los costos propios de distribución cada seis meses son provisorios.
3. Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.4. del Proyecto.
18
ANEXO XII
Observación AGN
4.5.- Se han introducido, con posterioridad a la celebración de los respectivos Contratos de
Concesión de Distribución de Energía Eléctrica, modificaciones al Procedimiento para la
Determinación del Cuadro Tarifario contemplado en el Subanexo 2 de dichos Contratos.
Respuesta ENRE
"La AGN destaca los cambios introducidos por las Resoluciones ENRE N° 685/96
y 547/99, manifestando específicamente que la modificación al procedimiento
contenido en el subanexo 2 del contrato de concesión a través de la resolución
ENRE n° 547/99, ha sido instrumentada sin previa celebración de una Audiencia
Pública.
En primer término cabe aclarar que los cambios introducios por la resolución
ENRE N° 547/99 no afectan el procedimiento contenido en el subanexo 2 de los
contratos de concesión de las distribuidoras. Sólo se han modificado, luego de
realizado los estudios pertinentes, la participación del consumo de los usuarios en
cada tramo horario utilizado para calcular los cargos variables de las categorías
tarifarias de la T1 y T2.
Como fuera destacado en los considerandos de la mencionada resolución, el
cambio se basa en lo establecido a través del inciso c), Artículo 40 de la Ley N°
24.065 que dispone que el precio de venta de los Distribuidores a los usuarios
incluirá un término representativo de los costos de adquisición de la electricidad
en el Mercado Eléctrico Mayorista. Ello no implica una alteración económica
19
ANEXO XII
contractual debido a que no se altera la remuneración propia percibida por las
distribuidoras, representada por el "costo propio o valor agregado de
distribución", y por lo tanto, no es necesario dar cumplimiento a las instancias
procesales previstas para la revisión tarifaria según lo establece el Artículo 46 de
la Ley n° 24.065."
Análisis del Descargo
La modificación operada por la resolución ENRE 547/99, a través de la asignación de nuevos
valores para los coeficientes que ponderan la incidencia horaria de la energía (Yp, Yr, Yv) en el cálculo
de las tarifas de las categorías R1, R2, G1, G2, G3 y T2, trajo como resultado una variación para
algunos períodos y en algunas categorías en particular, del valor final a abonar por el usuario del
servicio.
Ello fue detallado por el Equipo Auditor en el Anexo XI del proyecto (fojas 206/210). En
algunos casos la diferencia determinada fue en más, y en otros en menos, entre el nuevo valor final (de
conformidad con lo dispuesto por la resolución 547/99-ENRE) y el valor eventual resultante, de
haberse aplicado los ponderadores de participacion del consumo de los usuarios por tramo horario
originales, obrantes en el Contrato de Concesión.
A los fines de una mejor ilustración, se consignan aquellas diferencias en menos, de las que se
desprende un mayor valor final, como resultado de haber aplicado los valores aprobados por la
resolución 547/99, ya comentada.6
6
En la primer columna por empresa identificada como "Y Aprob.", se consignaron los Cargos Variables de cada
Tarifa con el valor aprobado or el ENRE para cada período.
En la segunda columna por empresa identificada como "Y inic"se ha colocado el valor que hubiera resultado en el
20
ANEXO XII
Edesur
Edenor
Edelap
Tarifa
Período
Y Aprob.
Y inic
Dif.
Y Aprob.
Y inic
Dif.
Y Aprob.
Y inic
Dif.
T1 - R2
Ago-99
0,045
0,044
-2,22%
0,044
0,043
-2,27%
0,043
0,042
-2,33%
CVR2
Ago-00
0,038
0,037
-2,63
0,038
0,037
-2,63%
C.Variable
Nov-00
0,037
0,036
-2,70%
0,037
0,036
-2,70%
T1 - G1
Ago-99
0,104
0,103
-0,96%
0,103
0,102
-0,97%
0,101
0,100
-0,99%
CVG1
Ago-00
0,101
0,099
-1,98%
0,101
0,099
-1,98%
0,109
0,108
-0,92%
C.Variable
Nov-00
0,101
0,100
-0,99%
0,101
0,100
-0,99%
T1 - G2
Ago-00
0,068
0,067
-1,47%
0,069
0,067
-2,90%
T1 - G3
Ago-99
0,051
0,050
-1,96%
0,049
0,048
-2,04%
CVG3
Ago-00
0,043
0,041
-4,65%
0,043
0,042
-2,33%
C.Variable
Nov-00
0,042
0,041
-2,38%
0,042
0,041
-2,38%
T2
Ago-99
0,059
0,058
-1,69%
0,058
0,057
-1,72%
0,056
0,055
-1,79%
CVMD
May-00
0,060
0,059
-1,67%
C.Variable
Ago-00
0,054
0,052
-3,70%
0,062
0,061
-1,61%
0,054
0, 053
-1,85%
0,058
0,057
-1,72%
CVG2
C.Variable
Nov-00
0,053
0,052
-1,89%
De acuerdo con lo expuesto, se ha producido efectivamente en los casos arriba señalados, un
encarecimiento de la tarifa para el usuario, afectándose sus intereses económicos, los cuales gozan de la
protección que les brinda el artículo 42 de la Constitución, por lo que hubiera sido conveniente la
celebración de una Audiencia Pública a los fines de evaluar los cursos de acción decididos por el
ENRE respecto de la temática en debate, examinar la procedencia de las modificaciones propuestas y
Cuadro Tarifario con la aplicación de los Ponderadores de participación del consumo inicial de los usuarios por tramo
horario, según Contrato.
En la tercer columna, denominada "Dif." se presenta la diferencia en porcentaje, con relación a los valores aprobados.
21
ANEXO XII
medir el impacto de la suba en la tarifa para los usuarios alcanzados por dicha circunstancia.
Por todo lo expuesto, se ratifica el Comentario 4.5. del Proyecto.
Observación AGN
4.6. La información brindada en la respectiva facturación acerca de la Ley Provincial 7290, no
se halla detallada de forma tal que le permita conocer al usuario todos los aspectos del
régimen legal del tributo instituido por dicha normativa.
Respuesta ENRE
"Como se mencionara anteriormente, el ENRE no es la autoridad competente en
materia tributaria. El organismo provincial pertinente es quien debería
implementar los mecanismos que le permitan a los usuarios conocer todos los
aspectos del régimen legal tributario instituido por la Ley Provincial 7290.
En primer término corresponde destacar que, si bien el Ente recibe en algunas
oportunidades consultas sobre aspectos impositivos que inciden sobre el servicio
eléctrico, a lo largo de estos diez (10) años no se aprecia que las particularidades
del decreto ley n° 7290/68 de la Provincia de Buenos Aires haya sido una
preocupación reiterada o generalizada en los usuarios. Tampoco ha sido
detectada una preocupación similar respecto de otros tributos.
Si, en cambio, se han recibido consultas sobre la aplicación a casos particulares
de algunos de esos tributos (lo que también sucede en la relación de los usuarios
con las distribuidoras) y en cada caso se han dado las respuestas
correspondientes.
22
ANEXO XII
Así ha ocurrido cuando un usuario consulta sobre el porqué de las diferentes
alícuotas del Impuesto al Valor Agregado en razón de la también diferente
condición del contribuyente (consumidor final, responsable inscripto o no
inscripto), cuando requiere explicaciones sobre el gravamen del seis por ciento
(6%) con destino a los Municipios o el seis por mil (6%o) de la contribución
provincial, respecto del Decreto Ley Provincial n° 9038 o sobre el motivo del
gravamen del seis por mil (6%o ) destinado a la Provincia de Santa Cruz.
Cualquier información brindada al usuario en cuanto a los distintos tributos se
complementa con la aclaración de que las concesionarias del servicio son meros
agentes de percepción de los gravámenes, siendo la responsabilidad última de las
respectivas Autoridades de Aplicación en cada caso (AFIP, Rentas de la
Provincia, etc.). Sin embargo, tal apreciación no es válida en el caso de las
contribuciones provinciales y municipales, derivadas del artículo 34 de los
Contratos de Concesión, sobre las cuales tanto las concesionarias como el Ente
deben dar explicación exhaustiva cuando así se les requiere.
El mismo cuadro de modificaciones del decreto ley n° 7290 que incluye el punto
que estamos comentando -abarca cuatro páginas- muestra que la idea de
informar con detalle a través de la factura del servicio eléctrico es virtualmente
impracticable.
Con idéntico criterio, las distribuidoras deberían brindar acabada información
sobre el decreto ley provincial n° 9038 y sus modificatorios, sobre las distintas
variantes de aplicación del Impuesto al Valor Agregado (el 18% básico, el 3%
adicional, el recargo que lleva el impuesto al 27% y al 40,5%, los adelantos en la
percepción para casos particulares contemplados en normativa específica de la
AFIP) y también respecto a todos los demás gravámenes que se incluyen en la
factura, lo cual al no ser factible de incluir en la misma obligaría a la periódica
23
ANEXO XII
impresión y envío a los casi cinco (5) millones de usuarios involucrados.
En todo caso, las leyes y ordenanzas impositivas se reputan conocidas, tanto
como el conjunto de la legislación vigente, y no se advierte que sea necesario ni
conveniente implementar, en este ámbito en particular, otro mecanismo
informativo que el ya probado como eficiente.
El ENRE ha examinado la cuestión del contenido de las facturas y a través de
distintas decisiones ha impulsado las modificaciones que consideró necesarias, no
advirtiendo a partir de casi diez (10) años de experiencia en el trato con los
usuarios que la cuestión impositiva merezca un tratamiento distinto al que
actualmente se le da.
La vinculacion que el Informe establece entre los considerandos segundo y quinto
de la Resolución ENRE n° 190/95 y el artículo 3° de dicha norma por un lado, y la
conveniencia o necesidad de informar en detalle sobre los tributos que gravan el
consumo eléctrico por el otro, resulta forzada, dado que, los considerandos
citados están claramente referidos a la información, en la factura, de las
posibilidades del usuario en cuanto a la presentación de reclamos ante la
distribuidora y ante el Ente. En cuanto al artículo 3°, no va más allá de la
obligación de discriminar los distintos gravámenes; en modo alguno se refieren a
la posibilidad u obligación de brindar explicaciones sobre "cualquier temática
atinente al régimen del gravamen de que se trate".
La resolución ENRE n° 1088/99 da sustento a la pretendida conveniencia o
necesidad de brindar en la factura la información sobre los gravámenes
aplicados. Esa norma estableció la obligación, para las distribuidoras, de respetar
"el contenido y la diagramación fijados en el prototipo de factura armonizada,
aprobado mediante el Acta-Acuerdo suscripta el día 3 de agosto de 1999 en la
Jefatura de Gabinete de Ministros", no guardando relación con la posibilidad de
24
ANEXO XII
brindar un mayor detalle en materia de tributos.
Análisis del Descargo
1. El usuario tiene un derecho básico a la información respecto de todo aquello concerniente a
la relación de consumo, el cual surge del artículo 42 de la Constitución Nacional y de las normas
concordantes (Ley 24.240 de Defensa del Consumidor).
2. En lo que se refiere específicamente al "Impuesto Ley Provincial 7.290/67 y 8.016/73", tal
como se consignó a fojas 346 y como el propio Ente Regulador reconoce a fojas 417 (ver sexto
párrafo de su descargo al punto 4.6.), la normativa de dicho tributo ha sufrido numerosas
modificaciones en diversos aspectos de la misma (vgr: su alícuota, por ejemplo).
3. Por ello, la mera mención a las leyes provinciales 7.290/67 y 8.016/73 en la factura de
servicios, no le permite al usuario que desee conocer cual es el texto legal vigente respecto de dicho
tributo, (ya sea éste un texto ordenado, o un conjunto de normas que en el tiempo han modificado
sucesivamente el régimen original deaquel) acceder fácilmente a dicho texto, dada justamente la gran
cantidad de modificaciones que se le han practicado.7
4. Es por ello que, a título de comentario, se mencionó en el punto 4.6. la posibilidad de que,
no existiendo un texto ordenado de la norma impositiva de referencia, se efectuara en algún apartado
7
Va de suyo que el usuario del servicio público de distribucion de energía eléctrica tiene derecho a conocer tanto la
naturaleza del concepto que se le está cobrando en la factura correspondiente a la prestación del servicio, asi como
cual es la norma que establece el régimen jurídico del mismo, a fin de poder conocer -si lo desea- su contenido.
De esta forma, el usuario puede eventualmente controlar si se le ha facturado correctamente no sólo por el monto,
sino por encontrarse comprendido en el régimen jurídico de referencia.
En lo que respecta a la materia tributaria, el usuario tiene derecho a conocer cual es la norma que rige el impuesto,
tasa o contribución de que se trate, a fin de poder conocer y fiscalizar: a) cual es el tributo que se le está cobrando. b)
si el régimen del tributo lo contempla, en que categoría ha sido ubicado y c) cual es la alícuota que se le ha aplicado
25
ANEXO XII
de la factura la mención de las normas modificatorias de las leyes 7.290/67 y 8.016/73 vigentes, atento
que la sola mención de las normas originales no le proporcionaría al usuario la información suficiente
para que pudiese comprobar y fiscalizar si se le aplicado correctamente el tributo que nos ocupa.
Ciertamente que la existencia de un texto ordenado de la norma facilitaría muchísimo la
solución de la cuestión, ya que en el rubro pertinente podría entonces consignarse junto con las normas
originales que establecieron el impuesto, la mención de la norma que eventualmente estableciere dicho
texto ordenado.
5. Asimismo, cabe señalar que se sugirió dicha circunstancia en virtud de las facultades
reglamentarias puestas a cargo del ENRE por el marco regulatorio, las cuales pueden perfectamente
ejercerse sobre la determinación del contenido de la factura que se le emite al usuario por el servicio
público que se le ha prestado durante un período determinado.
Prueba de ello son -por ejemplo- las prescripciones contenidas en la resolución ENRE
190/95 en general, y las que atañen al artículo 3° en particular, a través del cual se precisa el grado de
detalle que contendrán los conceptos referidos a tasas, fondos y gravámenes que se incluyan en las
facturas de las Distribuidoras EDESUR, EDENOR y EDELAP, disponiendo que se discrimine cada
uno de ellos en forma individual.
En ese mismo orden de ideas, la resolución ENRE 1088/99 dispone que las Distribuidoras
deben consignar una serie de informaciones destinadas al conocimiento del usuario que, si bien se
refieren a cuestiones propias del servicio de distribución de energía eléctrica, muestran de manera clara
la legitimidad del ejercicio por parte del ENRE de las facultades reglamentarias arriba aludidas y que le
son propias dentro del ámbito de sus competencias.
en su caso particular, a fin de determinar si el monto que se le imputa en la factura de servicios es el correcto.
26
ANEXO XII
En consecuencia, lo que se propugna es que, a fin de darle una mayor eficiencia a la faceta
informativa que posee la factura de servicios en relación con el usuario que la recibe, se consigne en la
misma la información necesaria para que el usuario que lo desee pueda ubicar las normas vigentes
actualmente en relación con el tributo establecido por la ley provincial 72908.
6. El Ente de contralor, en consonancia con lo que afirmara en el Item inicial "Comentarios
Previos"9, interpreta erróneamente lo afirmado en el proyecto respecto del alcance de la actuación que
le compete al ENRE en la materia tributaria.
Desde ya, dicho organismo de control no es la autoridad de aplicación de los regímenes
tributarios instituidos en el orden nacional, provincial o municipal, aunque los hechos imponibles
contenidos en los mismos se relacionen directa o indirectamente con la distribución de energía eléctrica.
Por el contrario, lo que sí debe hacer el Ente es controlar que las Distribuidoras efectúen
correctamente la aplicación práctica de los mencionados regímenes al facturarle el servicio brindado al
usuario, lo que abarca controlar (por ejemplo) que el usuario ha sido categorízado correctamente y por
ende, que se le ha aplicado correctamente la alícuota que le corresponde.
Esto no empece a que, como ya se dejó establecido, sea el propio usuario quien efectúe
dicho control, a lo que coadyuva toda tarea que le facilite al mismo el conocimiento de cuales son las
normas jurídicas que rigen el tributo, tasa o contribución de que se trate.
La necesidad de lo afirmado en el último párrafo es reconocida por el propio Ente, en el
cuarto párrafo del descargo correspondiente a este comentario (fojas 417), cuando expresa que el
8
Por supuesto, cabe respetar en la cuestión el margen de discrecionalidad que le cabe al ENRE en el ejercicio de su
competencia, a fin de que prevea la forma mas conveniente de poner en práctica el comentario contenido en el
proyecto.
9
Nos remitimos -en mérito a la brevedad- a lo dicho oportunamente al analizar los conceptos vertidos por el Ente en
27
ANEXO XII
usuario consulta efectivamente acerca de diversos supuestos enunciados en dicho párrafo, respecto de
distintas gabelas allí mencionadas.
7. El Ente vuelve a analizar en forma errónea la cuestión planteada, cuando entiende que
recoger favorablemente el comentario propuesto significa en la práctica establecer a cargo de las
Empresas la carga de "brindar acabada información" sobre los tributos que recaen sobre la actividad
de distribución de energía, cuando quien debe en realidad realizar dicha tarea es la autoridad
competente en la materia según la jurisdicción de que se trate.
Lo que se ha propuesto es algo mucho más simple y sencillo: que el usuario pueda conocer
cuales son las normas que rigen actualmente el tributo instituido por la ley provincial 7290.
8. Asimismo, resulta impropia la referencia que hace el Ente a la disposición contenida en el
artículo 20 del Código Civil, que establece la presunción de que las normas son por todos conocidas,
ya que dicho principio jurídico bajo ningún punto de vista puede alegarse para un eventual menoscabo
o restricción del derecho inalienable a la informacion que le corresponde al consumidor en virtud del
artículo 42 de la Constitución Nacional.
Ambos institutos persiguen fines y objetivos diferentes dentro de la dinámica del orden
jurídico, no pudiendo por ende, interpretarse uno a la luz del otro, como erróneamente lo hace el Ente
auditado.
9. Por todo lo expuesto, se ratifica el Comentario 4.6. del Proyecto.
2. Control de la Aplicación de los Cuadros Tarifarios.-
dicho apartado.
28
ANEXO XII
Observación AGN
4.7.- La facultad fiscalizadora otorgada al Ente por el Le gislador en el artículo 56, inciso d) de
la ley 24.065, no se halla suficientemente reglada por el mismo en lo que concierne a los
modos de su desarrollo y ejercicio, en lo que respecta a las tarifas de distribución eléctrica.
No existe una planificación previa y periódica de Auditorías Tarifarias, no contando a su vez
el Departamento de Distribución y Comercialización con un Manual de Procedimientos de
Auditoría aprobado.
A los efectos de dicho control, no se toma como universo y/o marco de referencia auditable al
total de usuarios correspondientes a las 3 empresas distribuidoras.
a) El ENRE no elabora una Planificación previa y periódica de Auditorías a realizar en un
período de tiempo determinado, en relación con el contralor tarifario que le corresponde en
virtud de la normativa aplicable en la materia.
b) El Departamento de Distribución y Comercialización no cuenta con un Manual de
Procedimientos de Auditoría aprobado por autoridad competente respecto de la materia
auditada.
c) El control desarrollado respecto de la aplicación del Régimen Tarifario no toma en cuenta
como universo y/o marco de referencia auditable el total de usuarios correspondientes a las
tres (3) Empresas Distribuidoras sometidas a la fiscalización del ENRE.
Respuesta ENRE
29
ANEXO XII
Los textos que precedentemente se transcriben resumen las observaciones que el
Informe de la AGN ha realizado respecto del cumplimiento que el Ente hace del
mandato de la Ley n° 24.065, cuando en el inciso d) del Artículo 56 dice que una
de las funciones y facultades que el Organismo tendrá será la de "Establecer las
bases para el cálculo de tarifas de los contratos que otorguen concesiones a
transportistas y distribuidores y controlar que las tarifas sean aplicadas de
conformidad con las correspondientes concesiones y disposiciones de esta ley".
Interesa en particular reparar en la segunda parte de dicho inciso, es decir, la que
se refiere a "controlar que las tarifas sean aplicadas…", ya que a esta función se
vinculan las tareas que el ente desarrolla una vez que, en cada período, las tarifas
han sido fijadas.
Como se aprecia, la función ha sido establecida en términos lo suficientemente
amplios como para, al momento de su ejercicio, definirla con el grado de
precisión que razonablemente se juzgue necesario.
El ENRE ha desarrollado, a partir del mandato de la ley, y de las precisiones
contenidas en los Contratos de Concesión, una compleja normativa en la que
detalla todos y cada uno de los pasos para ejercer los controles sobre el
comportamiento de las distribuidoras en los aspectos comerciales, dentro de los
que se ubican las cuestiones atinentes a la facturación y a la aplicación de las
tarifas a todo el universo de usuarios. Tanto en lo que se refiere a los controles
periódicos o específicos a cargo del Departamento de Distribución y
Comercialización, como a los que puntualmente se llevan a cabo a partir de los
reclamos de los usuarios.
Esa normativa - que no es otra que la que se detalla como tenida en cuenta al
principio del Informe- define qué se hará, y cómo, para el ejercicio de los distintos
controles y constituye, precisamente, "una planificación previa y periódica de
30
ANEXO XII
Auditorías".
Las distribuidoras deben informar trimestralmente al Ente sobre los distintos
aspectos de la calidad comercial (incluidos aquellos que hacen a la aplicación de
los cuadros tarifarios en la facturación), y detallar los pasos a dar a partir del
análisis de dicha información hasta llegar a la aplicación de las sanciones
correspondientes. Este procedimiento se encuentra aprobado por el Directorio del
Organismo y comunicado con suficiente antelación a las distribuidoras.
En el Ente se aplica el conjunto de normas que van, desde la Ley n° 24.065 y su
Decreto reglamentario, pasando por el Contrato de Concesión y las propias
Resoluciones del Ente, que se complementan necesariamente con la Ley de
Procedimientos Administrativos y el Código Civil, y llegado el caso con otras
normas legales de alcance general cuando corresponde su aplicación en virtud de
la naturaleza del tema tratado.
Todas las actuaciones tramitadas por el Ente pueden ser auditadas, en su
desarrollo, a la luz de lo que todas aquellas normas establecen como condiciones y
requisitos para su sustanciación.
En dichas situaciones consta la información suministrada por las distribuidoras en
cumplimiento de las obligaciones que en ese aspecto le han sido impuestas, los
informes técnicos y legales que dan sustento a las resoluciones por las que se les
formulan los cargos, los descargos presentados por las empresas, el análisis
técnico y legal de los descargos que fundamentan las sanciones que finalmente el
Ente impone la pertinente resolución del Directorio y toda la documentación que
frecuentemente se suma en función de los recursos de reconsideración y/o alzada
presentados por las concesionarias. Toda la documentación está debidamente
incorporada y foliada y todas las decisiones que en cada instancia se adoptan
están suscriptas por los funcionarios habilitados al efecto.
31
ANEXO XII
Lo actuado por el Ente, en suma, puede ser auditado y puede verificarse que cada
una de las decisiones adoptadas responde a las normas que en cada caso
corresponde.
Es el ENRE el que dicta los reglamentos en virtud de los que aplica las sanciones
a las empresas controladas, siendo el Organismo el que dicta todas las normas
necesarias para cumplir con lo que la ley le ordena.
Es importante destacar que el Organismo a lo largo de sus casi diez (10) años de
labor aplicó a las tres (3) distribuidoras controladas más de 225 millones de pesos
de sanción, tramitando doce mil (12.000) expedientes y más de ciento cuarenta
mil (140.000) reclamos, realizados con los procedimientos que fueran descriptos.
Por lo expuesto, se considera que el Organismo ha ejercido la facultad
sancionatoria que le ha sido otorgada, generando los antecedentes necesarios
para el ejercicio de su poder sancionatorio.
Se compadece la afirmación con la convalidación casi absoluta que las decisiones
del Ente han tenido en el ámbito del Poder Judicial en los casos en que las
concesionarias sancionadas han sometido el tema a la Justicia, quien ha dado
respaldo a la casi totalidad de las decisiones del organismo regulador
cuestionadas en ese ámbito.
Por último, los controles que el Ente realiza en los aspectos tarifarios abarcan el
universo completo de usuarios del área de concesión de las distribuidoras de
jurisdicción nacional. La Resolución ENRE n° 02/98, significó el paso de controles
muestrales al control sobre la totalidad de las acciones comerciales de las
distribuidoras, abarcando el universo completo de los usuarios.
32
ANEXO XII
Cabe señalar que en la oportunidad en que una distribuidora cargó por error un
cuadro tarifario, fue la propia empresa la que lo informó rápidamente y ello le
valió la correspondiente sanción.
Los problemas vinculados con la aplicación indebida de tarifas han sido
detectados por el ENRE en sus casi diez años de experiencia y son los que han
dado lugar, como la propia AGN señala, a la habilitacion de determinados tipos
de reclamos (error de facturación, aplicación indebida de T2, etc.).
Allí donde la naturaleza del tema aconsejó una reglamentación del intercambio de
información entre distintos departamentos, como son los reclamos por seguridad
pública y los de tensión, se definieron procedimientos y mecanismos precisos y
sistemáticos, con participación de los diferentes departamentos del Area de
Aplicación y Administración de Normas Regulatorias.
Por último, en los distintos períodos de control se detectan las anomalías e
incumplimientos, se efectúan las formulaciones de cargos, se analizan los
descargos y se decide la aplicación de las sanciones correspondientes, sea que se
trate de problemas relativos a la aplicación de los cuadros tarifarios o de
cualquiera de los demás aspectos que ameritan la imposición de penalidades a las
concesionarias.
De hecho, en el Informe se ha emitido opinión sobre distintos aspectos del control
y se han señalado aquellas cuestiones que la Auditoría ha considerado como
falencias del mismo.
Análisis del Descargo
1. En la segunda parte del punto 3 (Aclaraciones Previas) se describe la naturaleza y
33
ANEXO XII
conformación de la verificación de la aplicación del Régimen y de los Cuadros Tarifarios de
Distribución (fojas 295 y siguientes), lo cual cabe aclarar, que no ha sido objetado ni cuestionado por el
Ente auditado en modo alguno, respecto de lo que se refiere al tema que nos ocupa.
Se partió allí de la base de que el control tarifario es una herramienta imprescindible para
poder asegurar la prestación de un servicio público esencial que se presta a su vez, en forma
monopólica. Por ello, el artículo 56, inciso d) de la ley 24.065 estipula que luego de aprobarse los
Cuadros Tarifarios respectivos, el ENRE debe controlar que las tarifas sean aplicadas en un todo de
acuerdo con el Marco Regulatorio Eléctrico.
Ello abarca una serie de supuestos de importancia, los cuales han sido descriptos en forma
enunciativa a fojas 296, párrafos segundo y tercero, adonde nos remitimos en mérito a la brevedad.
En una primera conclusión, puede advertirse entonces que:
a) el cumplimiento del artículo 56, inciso d) de la ley 24.065 no se circunscribe tan sólo a la mera
revisión de los valores aritméticos adjudicados a cada uno de los rubros que integran la factura del
servicio, sino que incluye la aplicación por parte de las Distribuidoras del Régimen Tarifario, lo que
incluye todas las temáticas a las que se hacía referencia en el párrafo anterior (vgr: categorízación
tarifaria, aplicación indebida de tarifas, etc).
b) la importancia de la cuestión requiere, a los efectos de un cabal cumplimiento del mandato
legislativo, que ese control abarque a la totalidad del universo de usuarios atendidos por las
empresas EDESUR, EDENOR y EDELAP.
2. Como se señala tanto en el referido punto 3 del Proyecto de Informe, como en el
desarrollo mismo de la Observación 4.7., la acción de control en esta materia, debe partir de auditorías
34
ANEXO XII
o acciones directas de control a cargo del Ente, con las modalidades indicadas en el anterior párrafo,
incisos a) y b).
Ciertamente, ello se complementa con otras actividades de fiscalización que desarrolla el
ENRE, a saber:
1. la atención, procesamiento y resolución de los reclamos formulados en materia tarifaria por los
usuarios, conjuntamente con la aplicación (si correspondiere) de la pertinente sanción a la Distribuidora
por el incumplimiento acaecido en el reclamo formulado por el usuario en particular.
2. el análisis, procesamiento y fiscalización a través del análisis de los Indicadores de Calidad del
Servicio, de la información que las empresas le suministran al ente, en cumplimiento de la resolución
ENRE 2/98, en lo atinente a los reclamos Comerciales efectuados por los usuarios en los Centros de
Atención al Público de las Distribuidoras.
Como ya se señalara a fojas 298 y siguientes, los mecanismos enunciados operan en la
práctica como una suerte de control indirecto sobre la materia en análisis, ya que en función de la
información que surge de dichas prácticas fiscalizadoras, el organismo de control se encuentra dotado
de la información que le permite planificar y direccionar el control por fiscalización directa en materia
tarifaria, a través de las auditorías correspondientes.
3. El Ente, como se verá, enfoca errónea y ambivalentemente la cuestión, ya que el organismo
presenta como actividad totalizadora del control al que nos venimos refiriendo, al ejercicio de la
fiscalización que el ENRE ejerce en materia de calidad de servicio comercial, complementado con un
"control puntual" llevado a cabo a partir de los reclamos de los usuarios (fojas 419, cuarto párrafo).
En primer término, de lo dicho hasta aquí sobre el particular, se aprecia que ello no es así, ya
35
ANEXO XII
que las actividades mencionadas no abarcan la totalidad de los aspectos tarifarios a controlar. Desde
ya, tanto la atención de reclamos particulares de usuarios, por un lado, como el procesamiento y análisis
de las tablas de información trimestrales n° 16 (Reclamos Comerciales) y eventualmente, la n° 18
(Multas)10, no abarcan la totalidad de situaciones a ser auditadas por el Ente. Son, por cierto, canales
de información que, como ya se ha manifestado, le permiten al Ente ser mas eficientes en su labor de
auditoría.
4. En realidad, el Ente no ha sido claro y unívoco al determinar los medios a través de los
cuales se cumple con el mandato legislativo contenido en el artículo 56, inciso d) de la ley 24.065.
En la respuesta e) de la nota ENRE 34.500, el organismo consignó que el seguimiento de la
aplicación de los cuadros tarifarios se realiza "a través del análisis y resolución de los reclamos
tramitados en el Departamento de Atención de Usuarios", reflejandose el resultado de dicho actividad
"en las resoluciones emitidas por el Departamento de Atención de Usuarios". En la respuesta señalada,
no consignó ningún otro mecanismo de contralor en la materia.
Asimismo, afirmó allí y en la respuesta f) de dicha nota, que para los ejercicios 1999 y 2000
no se previó la realización de auditorías en dicho sentido.
No obstante, en oportunidad de suscribir la Nota ENRE 35.820, el organismo afirma allí, en
el Tema 2 (Verificación del ENRE de la aplicación del Cuadro Tarifario por parte de las distribuidoras),
punto a) (Parte General), respuesta 1) que quien cumplimenta la obligación bajo análisis es el
Departamento de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, en lo que respecta a los
controles en materia de calidad comercial, señalando asimismo la labor que desarrolla el Departamento
de Atención de Usuarios en la atención de reclamos de usuarios.
10
Ambas tablas de información se encuentran previstas en la resolución ENRE 2/98.
36
ANEXO XII
Asimismo, en dicha respuesta 1) se señala la sustanciación de actuaciones específicas, que
constituyen la labor de auditoría que el mencionado Departamento de Distribución y Comercialización
debe realizar en materia tarifaria, que son complementadas por las labores especificadas por el propio
Departamento en la Nota ENRE 35.820, Tema 2), punto c), respuesta 4), ítems 3 y 4, reproducidos a
fojas 358, antepenúltimo y anteúltimo párrafo.
Nada dice el Ente en su descargo respecto de esta fundamental y básica función de contralor,
como tampoco se refiere a las observaciones formuladas en el punto 4.7. respecto de la falta de
planificación de dichas auditorías, de la ausencia de un Manual de Procedimientos respecto de la labor
de auditoría señalada, así como tampoco explica porque dichas "actuaciones específicas" no se realizan
respecto del universo total de usuarios o clientes atendidos por las Distribuidoras.
Nada se dice tampoco respecto de la necesidad de contar con el aporte de la información
estadística o de otro tipo que pueda gestionarse del propio Departamento de Distribución y
Comercialización a través del análisis de los Informes Periódicos relativos a la Calidad Comercial y del
Departamento de Atención a Usuarios, en virtud de la atención de los reclamos tarifarios efectuados
por los usuarios en forma individual (ver lo dicho en fojas 360, in fine y 361).
Por el contrario, el Ente a fojas 421 limita la posibilidad de intercambiar información (y por
ende, de optimizar la eficiencia de la labor de auditoría) a los reclamos de seguridad pública y de
tensión, admitiendo que la posibilidad de intercambiar informacion entre los diferentes departamentos
de la entidad es suceptible de reglamentación y, por lo tanto, de efectivizarse y llevarse a cabo.
5. Finalmente, se deja constancia que los Informes de Calidad Comercial correspondientes al
período auditado no pudieron ser analizados debido a lo manifestado en los puntos 2.6.2.2. y 2.7. del
proyecto de informe.
37
ANEXO XII
6. Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.7. del Proyecto.
Observación y Recomendación AGN 11
4.8. El Departamento de Atención de Usuarios no cuenta con un Manual de Procedimientos
aprobado por la autoridad competente en la materia.
5.8.-El Ente deberá aprobar un Manual de Procedimientos aplicable a todas las actividades
desarrolladas por el Departamento de Atención de Usuarios, a fin de determinar
adecuadamente su rol y funcionamiento. (Cde. 4.8.)
Respuesta ENRE
"En primer término resulta procedente señalar que los reclamos de los usuarios
entran dentro de lo previsto en el Artículo 72 de la Ley n° 24.065, siendo
facultativo para los usuarios someterse en forma previa a la jurisdicción del Ente
para dirimir las controversias suscitadas con motivo del suministro, siendo los
actos que emite en ejercicio de dicha facultad de carácter jurisdiccional de
acuerdo con lo previsto en el Decreto Reglamentario n° 1398/92.
En consecuencia, conforme lo dispone el Artículo 71 de la ley citada, en sus
relaciones con los particulares el Ente se rige por la Ley de Procedimientos
Administrativos y sus disposiciones reglamentarias (Ley n° 19.549, Decreto
11
A partir de aquí, el ENRE consigna junto con la observación pertinente la recomendación formulada (caso de la
observación 4.8.) o solamente consigna las recomendaciones (caso de la observación 4.9.). Para una mayor claridad
expositiva se reproducirá también -cuando así corresponda- la observación de la AGN, junto con la Recomendación
correspondiente.
38
ANEXO XII
Reglamentario n° 1759, t.o. 1991 según Decreto n° 1883/91).
Rige también el Reglamento de Sustanciación de Reclamos Técnico-Comerciales
(Resolucion ENRE n° 956/97) y el Procedimiento para la Reparación de Daños
ocasionados a Artefactos e Instalaciones (Acta de Directorio n° 160/95).
Atento a la arquitectura administrativa de las normas mencionadas resulta éste el
procedimiento utilizado por el Organismo.
Análisis del Descargo
La observación formulada en el punto 4.8. por el Equipo Auditor apunta, del mismo modo
que las formuladas en los puntos 4.1. y 4.7., inciso b), a mejorar la eficiencia de los procedimientos
involucrados en cada caso, a cuyo fin nos remitimos -en mérito a la brevedad- a lo dicho en ocasión de
desarrollar la observacion 4.1. (ver fojas 314 a 316).
Como claramente surge del desarrollo de la observación (ver fojas 368, in fine), ante el
pedido formulado por Notas n° 01/00 DENRE (inciso q) y 24/01-GGCERPyT (Tema 2, punto b),
pregunta 2) y 3), se le suministró al Equipo actuante un "Procedimiento para la gestión de los Reclamos
Técnico-Comerciales e Instrucciones Operativas para la recepción y análisis preliminar de Reclamos,
elaboración de Proyectos de Resolución y de Dictámenes en Expedientes de Reclamo, para el
tratamiento de los Recursos de Reconsideración, Alzada, Aclaratoria y Revision, para la acreditación
del cumplimiento de las resoluciones emanadas del Departamento, y para las tareas del Sector Registro
y Notificaciones".
Dicho Procedimiento, tal como se señaló, no se encuentra aprobado por el Directorio de la
Entidad, lo cual, además de afectar la eficiencia de la labor desarrollada, motiva la observación de
39
ANEXO XII
marras.
No se advierte la eventual relación que pueda existir entre el contenido y finalidad de la
observación 4.8. y los dichos vertidos por el ENRE en descargo de la misma, haciendo completa
omisión de los procedimientos arriba señalados.
Por mera lógica, el Ente no puede desconocer la existencia de un Instructivo que hace las
veces de manual de procedimientos, y que es aplicado en sus propias dependencias.
Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.8. del Proyecto.
Observación AGN 12
4.9. Se ha constatado una verificación defectuosa: a) de lo actuado por las Distribuidoras ante
la notificación del reclamo del usuario, a fin de solucionarlo satisfactoriamente, de modo tal
que no sea necesario en el particular un pronunciamiento del ENRE; y b) del cumplimiento
efectivo por parte de las Empresas Distribuidoras de las obligaciones que les han sido
impuestas por el Organismo a través de las Resoluciones del Departamento de Atención de
Usuarios, ya que la acreditación de dicho cumplimiento adolece de diversas insuficiencias que
le restan eficacia a la ejecución del circuito administrativo de control.
Por ende, resulta deficiente el mecanismo a través del cual las empresas informan al Ente
como han procedido a solucionar el motivo que originó el reclamo del usuario, ante el traslado
del mismo, y como han cumplimentado, en su caso, lo resuelto en la resolución AU pertinente.
Asimismo, no existe uniformidad tanto en las modalidades adoptadas por las distribuidoras a
12
Si bien aquí el ENRE no consigna el texto de la observación 4.9., para una mayor claridad expositiva se reproduce
aquí el texto de la misma.
40
ANEXO XII
fin de poner a disposición efectiva del usuario los montos pecuniarios que le corresponden,
como en la forma de acreditar el pago efectuado al usuario en dichos casos.
Respuesta ENRE
El Ente en su descargo nada ha consignado respecto del texto de la observación 4.9. y de su
desarrollo. Por encontrarse tratados con mayor especificidad los temas de referencia en los incisos a),
b), c), d) y e) de la observación aludida, se transcriben los mismos a continuación, junto con su
descargo y análisis pertinente.
Observación y Recomendación AGN 13
4.9.a) Tanto de las Instrucciones Operativas para el Análisis Preliminar de Reclamos y para
la Acreditación de Cumplimiento de las Resoluciones AU, así como de ninguna norma
reglamentaria emanada de la máxima autoridad del Ente, se desprende que se encuentren
especificados o estandarizados mecanismos y/o procedimientos que deban ser practicados en
forma obligatoria por las Empresas Distribuidoras para acreditar: a) que han dado efectiva
solución al reclamo del usuario luego de tomar conocimiento del mismo o b) que han
cumplimentado acabadamente las obligaciones a su cargo establecidas por el Departamento
de Atención de Usuarios en la resolución AU pertinente.
5.9.a.- El Ente deberá dictar la normativa reglamentaria necesaria a fin de uniformar los
mecanismos a través de los cuales las Concesionarias deberán informar y acreditar, ya sea el
13
El ENRE no consigna en su descargo el texto de la observación, sino la recomendación formulada. Para una mayor
claridad expositiva se lo reproduce aquí, junto con la Recomendación correspondiente.
41
ANEXO XII
haber solucionado satisfactoriamente la situación planteada por el usuario, o bien el cabal
cumplimiento de todas las obligaciones que la resolución AU hubiere puesto a cargo de las
mismas (refacturaciones, cumplimiento de penalidades, etc). (Cde. 4.9.a.)
Respuesta ENRE
"Se considera que esa observacion es satisfecha en la medida en que las
resoluciones dictadas por el Organismo establecen los tiempos y las formas en que
las distribuidoras deben cumplir con lo resuelto".
Análisis del Descargo
El Ente no vierte ninguna consideración acerca de los aspectos y omisiones señalados por el
Equipo Auditor al formular la observación 4.9.a. Asimismo, es inexacto lo afirmado por el organismo en
su descargo ya que en las resoluciones dictadas por la entidad al resolver un reclamo en forma
favorable al usuario, tan sólo se le señala a la Distribuidora lo que debe realizar y cumplimentar y en
cuanto tiempo debe acreditarle ello al ENRE. Este último plazo es de diez (10) días hábiles
administrativos.
Pero en modo alguno se le indica a la Distribuidora cómo debe acreditar el cumplimiento de la
obligación que le ha sido impuesta por el Ente, quedando al libre criterio de cada una de las empresas
controladas, la forma en que harán efectivo dicho mandato del organismo
Como ya se ha particularizado en el proyecto, no existe reglamentación alguna que de manera
general establezca el modo de acreditar el cumplimiento de las obligaciones puestas a su cargo por la
42
ANEXO XII
autoridad competente.
Asimismo, se ha señalado en detalle a fojas 374 las omisiones en que incurren sobre el
particular las Instrucciones Operativas pertinentes, emanadas del Departamento de Atención a
Usuarios, sobre lo que nada dice el ENRE en su descargo.
Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.9.a.
Observación y Recomendación AGN 14
4.9.b) Es deficiente el mecanismo a través del cual las Empresas informan al Ente que, ante el
traslado del reclamo del usuario, han procedido a solucionar la situación que ha originado el
mismo.
5.9.b.- La reglamentación aludida en el punto anterior deberá contemplar como contenido
mínimo el establecimiento de la obligación de acreditar en todos los casos la recepción del
usuario de cualquier documentación que se le hubiere enviado, de poner a disposición del
usuario toda la documentación que se hubiere elaborado con relación al reclamo presentado,
de elaborar en todos los casos una liquidación clara y sencilla de la suma que por cualquier
concepto se le abone al usuario reclamante a través de un modelo de liquidación establecido
por el Ente y también de acreditar mediante la documentación correspondiente, el pago
realizado al usuario en efectivo o cheque. (Cde. 4.9.b., 4.9.c. y 4.9.e)
14
El ENRE no consigna en su descargo el texto de la observación, sino la recomendación formulada. Para una mayor
claridad expositiva se lo reproduce aquí, junto con la Recomendación correspondiente.
43
ANEXO XII
Respuesta ENRE
"Respecto de las acreditaciones de las distribuidoras cuando hay Resolución AU,
en aquellos casos en que es acreditable en la cuenta del usuario, el comprobante
es remitido al Ente por la distribuidora conjuntamente con la nota de
cumplimiento y acreditación de la Resolución AU. De no estar este comprobante
no se da por cumplida la acreditación, reclamándose la misma a la distribuidora".
De cualquier manera además de lo que pueda hacer el Organismo, éste y la
distribuidora son controlados por el reclamante.
En lo referente a lo actuado por las distribuidoras respecto de los expedientes que
no conllevan Resolución AU, el ENRE le envía esta comunicación al usuario para
su notificación y en caso de incumplimiento por parte de la Distribuidora o de no
estar de acuerdo el usuario, debe hacerlo saber al Organismo para proseguir las
instancias de tramitación del reclamo.".
Análisis del Descargo
Nada dice el Ente respecto de las falencias señaladas en la Observación 4.9.b., sino que se
limita a describir el procedimiento de comunicación al usuario de lo informado por la distribuidora
respecto de su reclamo, sin considerar en modo alguno lo señalado por el Equipo Auditor respecto de
los aspectos cuestionados en la observación de marras.
Por lo expuesto, se ratifica la Observación 4.9.b.
44
ANEXO XII
Observación y Recomendación AGN 15
4.9.c) Es deficiente el mecanismo a través del cual las Empresas informan al Ente que, ante la
notificación de lo resuelto en la resolución AU pertinente, han procedido a cumplimentar la
misma.
Respuesta ENRE
La misma ha sido ya transcripta, en ocasión de analizar el descargo formulado a la
Observacion 4.9.b)
Análisis del Descargo
Atento que la presente cuestión versa sobre los mismos aspectos señalados en la Observación
anterior, pero referidos a aquellos reclamos en los que se ha llegado al dictado de una resolución AU
por parte del Ente, nos remitimos -en mérito a la brevedad- a lo allí señalado.
Observación y Recomendación AGN 16
4.9.d) En los supuestos contemplados en los anteriores puntos b) y c), la modalidad adoptada
por las Concesionarias para poner a disposición efectiva del usuario los montos pecuniarios
que le correspondan por cualquier motivo, no es uniforme y presenta diversas formas y/o
procedimientos de ejecución.
15
La Recomendación correspondiente a la Observación 4.9.c), es la 5.9.b., que ya ha sido transcripta ut supra.
El ENRE no consigna en su descargo el texto de la observación, sino la recomendación formulada. Para una mayor
claridad expositiva se lo reproduce aquí, junto con la Recomendación correspondiente.
16
45
ANEXO XII
5.9.c.- La reglamentación aludida en el punto 5.9.a. debe asimismo establecer un mecanismo
único para poner a disposición efectiva del usuario cualquier concepto pecuniario que deba
percibir en forma rápida y sencilla, permitiéndole optar al beneficiario entre el cobro
inmediato del concepto en cualquier oficina comercial de la Empresa, con la documentación
correspondiente, o la acreditación de la suma de que se trate en su cuenta, a fin de imputar el
monto en futuras facturaciones. (Cde. 4.9.d.)
Respuesta ENRE
"La forma de pago o reembolsos que deben realizar las distribuidoras difiere
según la naturaleza del reclamo, los valores involucrados y el consumo del
usuario, debiendo tambióen contemplar las cuestiones vinculadas a la seguridad y
a la organización interna de las distribuidoras, así como las disposiciones legales
que imponen limitaciones a los pagos en efectivo".
Análisis del Descargo
A través del minucioso desarrollo de la presente Observación en el Proyecto de Informe
(fojas 377/381) ha quedado claramente evidenciada la disparidad de conductas y de criterios que
adoptan las empresas a la hora de poner a disposición del usuario los montos pecuniarios que
corresponden en virtud del incumplimiento en que hubieren incurrido las distribuidoras, lo que -como se
explica en el referido desarrollo- perjudican al usuario, que ve demorada innecesariamente la
satisfacción del crédito del cual es acreedor.
Nada dice al respecto el Ente auditado, ya que los factores invocados en el descargo no
impiden en absoluto uniformizar reglamentariamente el modo en que se debe abonar al usuario las
46
ANEXO XII
sumas de dinera que le correspondan.
En efecto, no se advierte en que influye la "naturaleza del reclamo", "los valores involucrados"
o el "consumo del usuario" en la resolución de la temática tratada, dado que lo que se busca en
definitiva es la adopción por parte del ENRE del procedimiento más idóneo que posibilite el
resarcimiento del usuario por los incumplimientos en que ha incurrido la empresa de que se trate,
debiendo dicho procedimiento ser obligatorio y uniforme para todas las concesionarias.
Asimismo, debe tenerse en mira principalmente, que el usuario tenga la opción de cobrar en
forma rápida y sencilla en cualquier oficina comercial de la Empresa el crédito correspondiente (ver
fojas 380 y 384).17
Nada dice el Ente respecto de la demora en hacer efectivo el cobro pertinente al usuario, ni
tampoco hace mención a la falta de reconocimiento de intereses por dicha demora, por parte de las
Empresas involucradas, teniendo en cuenta que según el caso de que se trate, tanto el artículo 4°, inciso
f) del Reglamento de Suministro y la propia Resolución AU, según corresponda, fijan un plazo de
cumplimiento de la obligación impuesta al concesionario de diez (10) días hábiles administrativos.
Por el contrario, no se entiende el celo puesto por el organismo de control en velar por la
"seguridad" y la "organización interna" de las distribuidoras, cuando una de sus misiones principales sino la más importante- es velar y proteger los intereses de los usuarios, en clara desventaja y
desigualdad de condiciones frente a las prestatarias del servicio.
Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.9.d).
17
Desde ya que deberá tenerse en cuenta al efecto, la normativa vigente que regule los pagos en efectivo, sin que
ello impide por supuesto la existencia del mecanismo que se propugna en la observación bajo comentario.
47
ANEXO XII
Observación y Recomendación AGN 18
4.9.e) En los supuestos contemplados en los anteriores puntos b) y c), no existe uniformidad
en cuanto a la acreditación del pago efectuado al usuario de los conceptos debidos.
Respuesta ENRE
La misma ha sido ya transcripta, en ocasión de analizar el descargo formulado a la
Observacion 4.9.b)
Análisis del Descargo
En el proyecto de informe se afirma a fojas 381, que del relevamiento y análisis de la muestra
auditada, se ha podido comprobar que no en todos los casos las Distribuidoras proceden a comunicar
y a acreditar al Ente la forma en que el usuario ha optado por hacer efectivo el crédito existente a su
favor y que, en lo que respecta en concreto a la efectivización del pago de dicho crédito, no se acredita
en debida forma en todas las oportunidades por las Concesionarias, el pago efectuado al usuario en el
expediente respectivo.
Frente a lo afirmado, el Ente se ha limitado a afirmar de modo genérico que al no
acompañarse en la actuación comprobante del cumplimiento de la Resolución AU, el mismo es
reclamado a la Distribuidora.
18
La Recomendación correspondiente a la Observación 4.9.e), es la 5.9.b., que ya ha sido transcripta ut supra.
48
ANEXO XII
Por todo lo expuesto, se ratifica la Observación 4.9.e).
49
ANEXO XI
Comparativo del CUADRO TARIFARIO aprobado con el de los Valores obtenidos sin las modificaciones realizadas por las Res. ENRE 547/99 y 685/96
DISTRIBUIDORA
EDESUR
TARIFA
Periodo
Aprob.
Y inic
CFR1
Cargo Fijo
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
4,16
4,29
4,32
4,34
4,52
4,64
4,16
4,29
4,32
4,34
4,52
4,64
CVR1
C. Variable
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,081
0,081
0,080
0,082
0,077
0,077
0,081
0,081
0,080
0,083
0,077
0,077
CFR2
Cargo Fijo
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
15,09
15,53
15,66
15,77
16,51
16,90
15,09
15,53
15,66
15,77
16,51
16,90
CVR2
C. Variable
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,045
0,043
0,042
0,044
0,038
0,037
0,044
0,043
0,042
0,044
0,037
0,036
CFG1
Cargo Fijo
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
7,38
7,64
7,72
7,72
8,15
8,39
7,38
7,64
7,72
7,72
8,15
8,39
CVG1
C. Variable
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,104
0,104
0,104
0,106
0,101
0,101
0,103
0,104
0,104
0,106
0,099
0,100
Ago-99
Nov-99
Feb-00
54,54
56,46
56,95
54,54
56,46
56,95
T1 - R1
T1 - R2
T1 - G1
T1 - G2
CFG2
Dif.
1,22%
-2,22%
EDENOR
Pps/720
Dif.
Aprob.
Y inic
4,16
4,29
4,32
4,34
4,17
4,30
4,34
4,38
4,51
4,64
4,17
4,30
4,34
4,38
4,51
4,64
0,081
0,081
0,080
0,082
0,080
0,080
0,080
0,082
0,077
0,077
0,080
0,080
0,080
0,083
0,077
0,077
15,09
15,53
15,67
15,77
15,14
15,58
15,71
15,92
16,45
16,90
15,14
15,58
15,71
15,92
16,45
16,90
0,044
0,042
0,042
0,044
0,038
0,037
0,043
0,042
0,042
0,044
0,037
0,036
7,38
7,64
7,72
7,72
7,40
7,66
7,76
7,82
8,11
8,39
7,40
7,66
7,76
7,82
8,11
8,39
0,104
0,104
0,103
0,106
0,103
0,104
0,104
0,107
0,101
0,101
0,102
0,104
0,104
0,107
0,099
0,100
54,66
56,59
57,22
54,66
56,59
57,22
0,06%
0,045
0,043
0,042
0,044
-2,63%
-2,70%
-0,96%
-0,96%
-1,98%
-0,99%
54,54
56,46
56,96
0,02%
Dif.
1,22%
-2,27%
EDELAP
Pps/720
Aprob.
Y inic
4,17
4,30
4,34
4,38
4,01
4,21
4,24
4,29
4,44
4,61
4,01
4,21
4,24
4,29
4,44
4,61
0,080
0,080
0,080
0,082
0,078
0,077
0,077
0,086
0,085
0,081
0,078
0,078
0,078
0,086
0,085
0,081
15,14
15,58
15,71
15,92
14,62
15,28
15,41
15,54
16,09
16,74
14,62
15,28
15,41
15,54
16,09
16,74
0,044
0,042
0,042
0,044
0,043
0,040
0,040
0,048
0,046
0,041
0,042
0,041
0,041
0,048
0,046
0,041
7,40
7,66
7,76
7,82
7,04
7,44
7,53
7,59
7,94
8,31
7,04
7,44
7,53
7,59
7,94
8,31
0,103
0,104
0,104
0,107
0,101
0,101
0,101
0,110
0,109
0,105
0,100
0,102
0,102
0,110
0,108
0,105
52,40
55,31
55,86
52,40
55,31
55,86
-2,63%
-2,70%
-0,97%
-1,98%
-0,99%
54,66
56,59
57,22
Dif.
Dif.
Pps/720
Dif.
4,01
4,21
4,24
4,29
4,44
4,61
1,30%
1,30%
0,078
0,077
0,077
0,086
0,085
0,081
14,62
15,28
15,41
15,54
16,09
16,74
-2,33%
2,50%
2,50%
0,043
0,040
0,040
0,048
0,046
0,041
7,04
7,44
7,53
7,59
7,94
8,31
-0,99%
0,99%
0,99%
-0,92%
0,101
0,101
0,101
0,110
0,109
0,105
52,39
55,31
55,86
-0,02%
ANEXO XI
DISTRIBUIDORA
EDESUR
TARIFA
Cargo Fijo
CVG2
C. Variable
T1 - G3
CFG3
Cargo Fijo
CVG3
C. Variable
T1 - AP
CVA
C. Variable
T2
CFMD
Cargo Fijo
Dif.
EDENOR
Periodo
Aprob.
Y inic
Pps/720
May-00
Ago-00
Nov-00
57,02
59,32
60,90
57,02
59,32
60,90
57,02
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,074
0,074
0,073
0,076
0,068
0,068
0,074
0,074
0,073
0,076
0,067
0,068
0,074
0,074
0,073
0,075
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
147,58
152,26
154,12
155,19
160,52
164,58
147,58
152,26
154,12
155,19
160,52
164,58
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,051
0,049
0,049
0,051
0,043
0,042
0,050
0,049
0,049
0,051
0,041
0,041
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,068
0,069
0,066
0,065
0,062
0,062
0,068
0,069
0,066
0,065
0,062
0,062
0,067
0,068
0,066
0,065
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
7,74
8,01
8,09
8,09
8,52
8,76
7,74
8,01
8,09
8,09
8,52
8,76
7,74
8,01
8,09
8,09
Dif.
-1,32%
-1,47%
147,59 0,01%
152,27 0,01%
154,14 0,01%
155,19
-1,96%
0,050
0,049
0,048
0,051
-1,96%
-2,04%
-4,65%
-2,38%
-1,47%
-1,45%
Aprob.
Y inic
57,62
59,09
60,89
57,62
59,09
60,89
0,073
0,073
0,073
0,076
0,069
0,068
0,073
0,074
0,074
0,076
0,067
0,068
148,18
153,42
154,89
156,58
159,98
164,51
Dif.
EDELAP
Pps/720
Dif.
Aprob.
Y inic
56,25
58,32
60,56
56,25
58,32
60,56
0,073
0,073
0,073
0,076
0,072
0,071
0,071
0,079
0,077
0,072
0,072
0,072
0,072
0,080
0,077
0,072
148,18
153,42
154,89
156,58
159,98
164,51
148,18
153,43 0,01%
154,90 0,01%
156,58
143,16
150,87
152,29
153,10
157,72
163,70
143,16
150,87
152,29
153,10
157,72
163,70
0,049
0,049
0,049
0,051
0,043
0,042
0,049
0,049
0,049
0,051
0,042
0,041
0,049
0,049
0,048
0,051
0,049
0,048
0,047
0,055
0,052
0,046
0,048
0,048
0,047
0,055
0,052
0,046
0,066
0,065
0,066
0,066
0,062
0,062
0,066
0,065
0,066
0,066
0,062
0,062
0,066
0,065
0,066
0,066
0,061
0,061
0,061
0,069
0,070
0,066
0,061
0,061
0,061
0,069
0,070
0,066
0,061
0,061
0,061
0,069
0,070
0,065
7,76
8,03
8,13
8,19
8,48
8,76
7,76
8,03
8,13
8,19
8,48
8,76
7,76
8,03
8,13
8,19
7,40
7,81
7,90
7,97
8,31
8,68
7,40
7,81
7,90
7,97
8,31
8,68
7,40
7,81
7,90
7,97
8,31
8,68
57,62
1,37%
1,37%
-2,90%
-2,33%
-2,38%
-2,04%
Dif.
1,41%
1,41%
1,27%
Pps/720
Dif.
56,25
58,32
60,55
-0,02%
0,072
0,071
0,071
0,079
0,077
0,072
143,15
150,87
152,30
153,10
157,73
163,71
-2,04%
-0,01%
0,01%
0,01%
0,01%
0,049
0,048
0,047
0,055
0,052
0,046
-1,52%
ANEXO XI
DISTRIBUIDORA
EDESUR
TARIFA
CVMD
C. Variable
T3 - BT
CFPGB
Cargo Fijo
Punta
CFFGB
Cargo Fijo
Fuera Punta
CVPGB
C. Variable
Punta
CVRGB
C. Variable
Restantes
CVVGB
C. Variable
Valle
T3 - MT
CFPGM
EDENOR
Periodo
Aprob.
Y inic
Dif.
Pps/720
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,059
0,058
0,058
0,059
0,053
0,053
0,058
0,058
0,058
0,059
0,052
0,053
-1,69%
0,059
0,058
0,057
0,059
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
8,18
8,46
8,54
8,55
8,98
9,23
8,18
8,46
8,54
8,55
8,98
9,23
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
5,28
5,41
5,41
5,50
5,50
5,59
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
Dif.
EDELAP
Aprob.
Y inic
Dif.
Pps/720
0,058
0,058
0,058
0,060
0,054
0,054
0,057
0,058
0,058
0,059
0,052
0,053
-1,72%
0,058
0,058
0,058
0,060
8,18
8,46
8,54
8,55
8,20
8,48
8,58
8,65
8,94
9,22
8,20
8,48
8,58
8,65
8,94
9,22
5,28
5,41
5,41
5,50
5,50
5,59
5,28
5,41
5,41
5,50
5,28
5,41
5,41
5,50
5,50
5,59
0,040
0,036
0,035
0,039
0,039
0,037
0,040
0,036
0,035
0,039
0,039
0,037
0,040
0,035
0,034
0,039
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,036
0,035
0,035
0,037
0,029
0,029
0,036
0,035
0,035
0,037
0,029
0,029
0,036
0,035
0,035
0,037
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,036
0,039
0,035
0,032
0,024
0,024
0,036
0,039
0,035
0,032
0,024
0,024
0,036
0,038
0,034
0,032
Ago-99
Nov-99
Feb-00
4,80
4,99
5,06
4,80
4,99
5,06
4,80
4,99
5,06
-1,72%
-1,89%
-2,78%
-2,86%
-2,56%
-2,86%
Aprob.
Y inic
Dif.
Pps/720
Dif.
0,056
0,055
0,055
0,063
0,062
0,058
0,055
0,055
0,055
0,063
0,061
0,057
-1,79%
0,056
0,055
0,055
0,063
0,062
0,057
-1,72%
8,20
8,48
8,58
8,65
7,84
8,26
8,35
8,43
8,77
9,15
7,84
8,26
8,35
8,43
8,77
9,15
7,84
8,26
8,35
8,43
8,77
9,15
5,28
5,41
5,41
5,50
5,50
5,59
5,28
5,41
5,41
5,50
5,28
5,41
5,41
5,50
5,50
5,59
5,28
5,41
5,41
5,50
5,50
5,59
5,28
5,41
5,41
5,50
5,50
5,59
0,040
0,035
0,034
0,040
0,039
0,037
0,040
0,035
0,034
0,040
0,039
0,037
0,040
0,035
0,034
0,040
0,040
0,032
0,032
0,041
0,042
0,039
0,040
0,032
0,032
0,041
0,042
0,039
0,040
0,032
0,032
0,041
0,042
0,039
0,035
0,036
0,036
0,037
0,029
0,029
0,035
0,036
0,036
0,037
0,029
0,029
0,035
0,036
0,036
0,037
0,033
0,033
0,034
0,041
0,038
0,034
0,033
0,033
0,034
0,041
0,038
0,034
0,033
0,033
0,034
0,041
0,038
0,034
0,033
0,034
0,034
0,032
0,024
0,024
0,033
0,034
0,034
0,032
0,024
0,024
0,033
0,034
0,034
0,032
0,029
0,030
0,030
0,036
0,036
0,029
0,029
0,030
0,030
0,036
0,036
0,029
0,029
0,030
0,029
0,036
0,035
0,029
4,82
5,01
5,10
4,82
5,01
5,10
4,82
5,01
5,10
4,48
4,80
4,89
4,48
4,80
4,89
4,48
4,80
4,89
-1,67%
-3,70%
-1,85%
Dif.
-1,61%
-1,72%
-3,33%
-2,78%
ANEXO XI
DISTRIBUIDORA
EDESUR
TARIFA
Cargo Fijo
Punta
CFFGM
Cargo Fijo
Fuera Punta
CVPGM
C. Variable
Punta
CVRGM
C. Variable
Restantes
CVVGM
C. Variable
Valle
T3 - AT
CFPGA
Cargo Fijo
Punta
CFFGA
Cargo Fijo
Fuera Punta
Periodo
Aprob.
Y inic
May-00
Ago-00
Nov-00
5,02
5,43
5,62
5,02
5,43
5,62
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
2,92
2,99
2,99
3,04
3,04
3,09
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
Dif.
EDENOR
Pps/720
Dif.
Aprob.
Y inic
5,02
5,12
5,39
5,61
5,12
5,39
5,61
2,92
2,99
2,99
3,04
3,04
3,09
2,92
2,99
2,99
3,04
2,92
2,99
2,99
3,04
3,04
3,09
0,038
0,034
0,033
0,037
0,037
0,035
0,038
0,034
0,033
0,037
0,037
0,035
0,038
0,034
0,033
0,037
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,034
0,033
0,034
0,035
0,028
0,028
0,034
0,033
0,034
0,035
0,028
0,028
0,034
0,033
0,033
0,035
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,034
0,037
0,033
0,030
0,023
0,023
0,034
0,037
0,033
0,030
0,023
0,023
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
2,63
2,77
2,84
2,77
3,15
3,30
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,44
0,45
0,45
0,46
0,46
0,46
EDELAP
Aprob.
Y inic
5,12
4,91
5,23
5,54
4,91
5,23
5,54
4,91
5,23
5,54
2,92
2,99
2,99
3,04
3,04
3,09
2,92
2,99
2,99
3,04
2,92
2,99
2,99
3,04
3,04
3,09
2,92
2,99
2,99
3,04
3,04
3,09
2,92
2,99
2,99
3,04
3,04
3,09
0,038
0,033
0,032
0,038
0,037
0,035
0,038
0,033
0,032
0,038
0,037
0,035
0,038
0,033
0,032
0,038
0,038
0,031
0,030
0,039
0,040
0,037
0,038
0,031
0,030
0,039
0,040
0,037
0,038
0,031
0,030
0,039
0,040
0,037
0,033
0,034
0,034
0,035
0,028
0,028
0,033
0,034
0,034
0,035
0,028
0,028
0,033
0,034
0,034
0,035
0,031
0,032
0,032
0,039
0,037
0,032
0,031
0,032
0,032
0,039
0,037
0,032
0,031
0,032
0,032
0,039
0,036
0,032
0,034
0,037
0,033
0,030
0,032
0,032
0,033
0,030
0,023
0,023
0,032
0,032
0,033
0,030
0,023
0,023
0,032
0,032
0,033
0,030
0,027
0,028
0,028
0,035
0,034
0,027
0,027
0,028
0,028
0,035
0,034
0,027
0,027
0,028
0,028
0,034
0,034
0,027
2,63
2,77
2,84
2,77
3,15
3,30
2,63
2,77
2,84
2,77
2,65
2,78
2,87
2,86
3,11
3,30
2,65
2,78
2,87
2,86
3,11
3,30
2,65
2,78
2,87
2,86
2,33
2,59
2,67
2,66
2,97
3,23
2,33
2,59
2,67
2,66
2,97
3,23
2,33
2,59
2,67
2,66
2,97
3,23
0,44
0,45
0,45
0,46
0,46
0,46
0,44
0,45
0,45
0,46
0,44
0,45
0,45
0,46
0,46
0,46
0,44
0,45
0,45
0,46
0,46
0,46
0,44
0,45
0,45
0,46
0,44
0,45
0,45
0,46
0,46
0,46
0,44
0,45
0,45
0,46
0,46
0,46
0,44
0,45
0,45
0,46
0,46
0,46
-2,94%
Dif.
Pps/720
Dif.
Dif.
Pps/720
Dif.
-2,70%
-2,86%
ANEXO XI
DISTRIBUIDORA
EDESUR
TARIFA
CVPGA
C. Variable
Punta
CVRGA
C. Variable
Restantes
CVVGA
C. Variable
Valle
Dif.
EDENOR
Periodo
Aprob.
Y inic
Pps/720
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,037
0,032
0,032
0,036
0,036
0,034
0,037
0,032
0,032
0,036
0,036
0,034
0,037
0,032
0,031
0,036
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,032
0,032
0,032
0,033
0,026
0,027
0,032
0,032
0,032
0,033
0,026
0,027
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,033
0,035
0,032
0,029
0,022
0,022
0,033
0,035
0,032
0,029
0,022
0,022
Dif.
Aprob.
Y inic
0,036
0,032
0,031
0,036
0,036
0,034
0,036
0,032
0,031
0,036
0,036
0,034
0,032
0,032
0,032
0,033
0,032
0,032
0,033
0,034
0,027
0,027
0,033
0,035
0,031
0,029
0,030
0,031
0,031
0,029
0,022
0,022
-3,13%
-3,13%
Dif.
EDELAP
Pps/720
Dif.
Aprob.
Y inic
0,036
0,032
0,031
0,036
0,036
0,029
0,029
0,037
0,039
0,036
0,036
0,029
0,029
0,037
0,039
0,036
Dif.
Pps/720
0,036
0,029
0,029
0,037
0,039
0,036
0,032
0,032
0,033
0,034
0,027
0,027
0,032
0,032
0,033
0,034
0,030
0,030
0,031
0,037
0,035
0,031
0,030
0,030
0,031
0,037
0,035
0,031
0,030
0,030
0,031
0,037
0,035
0,031
0,030
0,031
0,031
0,029
0,022
0,022
0,030
0,031
0,031
0,029
0,026
0,027
0,027
0,033
0,033
0,026
0,026
0,027
0,027
0,033
0,033
0,026
0,026
0,027
0,027
0,033
0,032
0,026
En el cuadro se han colocado los Cargos Fijos y Variables de cada Tarifa con el valor aprobado por el ENRE para cada periodo auditado para cada Distribuidora
(primer columna por empresa identificada como "Aprob.").
En la segunda columna por empresa identificada como "Y inic" se ha colocado el valor que hubiera resultado en el Cuadro Tarifario con la aplicación de los Ponderadores
de participación del consumo inicial de los usuarios por tramo horario, según el Contrato, y que fueran modificados por Res. ENRE 547/99.
En la cuarta columna denominada "Pps/720" corresponde al valor que hubiera resultado mediante la utilización de la fórmula prevista en el contrato para el cálculo
de la Potencia a transferir a parametros de tarifas, sin la modificación operada por la Res. ENRE 685/96.
En las columnas tercera y quinta denominada "Dif." se presenta la diferencia en porcentaje, en los casos que existe, con relación a los valores aprobados.
Dif.
-3,03%
ANEXO IX
MODIFICACIONES EN EL PROCEDIMIENTO DE CALCULO (Resolución n° 685/96-ENRE)
RESOLUCIÓN
ENRE 685/96
(21/11/96)
NUEVA METODOLOGIA
Pei=(y1i + y3i)*Pesi + y2i*(Pecti –
[PMESBAS*3*(ECONHFVt / NHFVt) /
ECONt] + Pf
METODOLOGIA SUB-ANEXO 2
MODIFICACIONES
REFERENCIAS
Pps: precio de la potencia en el mercado Spot.
PMESBAS: precio mensual de la potencia
despachada base.
Pps / 720 reemplazado por
ECONHFVt: cantidad de energía comprada
Pei=(y1i+y3i)*Pesi+y2i*(Pecti-Pps / 720) + Pf
bajo contratos transferidos en días hábiles en
PMESBAS*3*(ECONHFVt / NHFVt) / horario de fuera de valle en el trimestre.
ECONt
NHFVt: numero de horas fuera de valle de
días hábiles del trimestre.
ECONt: cantidad total de energía comprada
bajo contratos transferidos en el trimestre.
ANEXO VIII
COMPARATIVO DEL CUADRO TARIFARIO APROBADO CON EL DE VALORES DEFINITIVOS DE PM y PC
DISTRIBUIDORA
EDESUR
EDENOR
Periodo
Valor
Aprob.
PM/PC
Final
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
4,16
4,29
4,32
4,34
4,52
4,64
4,15
4,29
4,32
4,34
4,52
-0,24%
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
15,09
15,53
15,66
15,77
16,51
16,90
15,08
15,53
15,66
15,76
16,50
-0,07%
CFG1
Cargo Fijo
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
7,38
7,64
7,72
7,72
8,15
8,39
7,38
7,64
7,72
7,71
8,15
CVG1
C. Variable
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,104
0,104
0,104
0,106
0,101
0,101
0,104
0,104
0,104
0,106
0,100
-0,99%
CFG2
Cargo Fijo
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
54,54
56,46
56,95
57,02
59,32
60,90
54,52
56,44
56,93
56,99
59,28
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,05%
-0,07%
CVG2
C. Variable
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,074
0,074
0,073
0,076
0,068
0,068
0,074
0,074
0,073
0,075
0,068
TARIFA
T1 - R1
CFR1
Cargo Fijo
T1 - R2
CFR2
Cargo Fijo
T1 - G1
T1 - G2
Dif.
-0,06%
-0,06%
-0,13%
-1,32%
EDELAP
Valor
Aprob.
PM/PC
Final
Valor
Aprob.
PM/PC
Final
4,17
4,30
4,34
4,38
4,51
4,64
4,16
4,30
4,34
4,38
4,50
-0,24%
4,01
4,21
4,24
4,29
4,44
4,61
4,01
4,20
4,24
4,29
4,43
15,14
15,58
15,71
15,92
16,45
16,90
15,13
15,57
15,71
15,91
16,44
-0,07%
-0,06%
14,62
15,28
15,41
15,54
16,09
16,74
14,61
15,27
15,40
15,53
16,08
7,40
7,66
7,76
7,82
8,11
8,39
7,40
7,66
7,76
7,82
8,11
7,04
7,44
7,53
7,59
7,94
8,31
7,04
7,44
7,53
7,59
7,94
0,103
0,104
0,104
0,107
0,101
0,101
0,103
0,104
0,104
0,107
0,101
0,101
0,101
0,101
0,110
0,109
0,105
0,101
0,101
0,101
0,110
0,109
54,66
56,59
57,22
57,62
59,09
60,89
54,64
56,57
57,20
57,59
59,06
52,40
55,31
55,86
56,25
58,32
60,56
52,38
55,29
55,84
56,22
58,29
0,073
0,073
0,073
0,076
0,069
0,068
0,073
0,073
0,073
0,076
0,069
0,072
0,071
0,071
0,079
0,077
0,072
0,072
0,071
0,071
0,079
0,077
Dif.
-0,22%
-0,06%
-0,06%
-0,04%
-0,04%
-0,03%
-0,05%
-0,05%
Dif.
-0,24%
-0,23%
-0,07%
-0,07%
-0,06%
-0,06%
-0,06%
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,05%
-0,05%
DISTRIBUIDORA
EDESUR
EDENOR
Periodo
Valor
Aprob.
PM/PC
Final
Dif.
CFG3
Cargo Fijo
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
147,58
152,26
154,12
155,19
160,52
164,58
147,53
152,20
154,06
155,10
160,43
-0,03%
-0,04%
-0,04%
-0,06%
-0,06%
CVG3
C. Variable
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
0,051
0,049
0,049
0,051
0,043
0,042
0,051
0,049
0,048
0,051
0,043
CFMD
Cargo Fijo
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
7,74
8,01
8,09
8,09
8,52
8,76
7,74
8,00
8,08
8,09
8,51
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
8,18
8,46
8,54
8,55
8,98
9,23
8,18
8,45
8,53
8,54
8,97
Ago-99
Nov-99
Feb-00
May-00
Ago-00
Nov-00
4,80
4,99
5,06
5,02
5,43
5,62
4,80
4,99
5,06
5,02
5,42
TARIFA
T1 - G3
T2
T3 - BT
CFPGB
Cargo Fijo
Punta
T3 - MT
CFPGM
Cargo Fijo
Punta
-2,04%
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,11%
-0,18%
EDELAP
Valor
Aprob.
PM/PC
Final
Dif.
148,18
153,42
154,89
156,58
159,98
164,51
148,12
153,36
154,83
156,48
159,89
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,06%
-0,06%
0,049
0,049
0,049
0,051
0,043
0,042
0,049
0,049
0,049
0,051
0,043
7,76
8,03
8,13
8,19
8,48
8,76
7,76
8,02
8,12
8,19
8,47
8,20
8,48
8,58
8,65
8,94
9,22
8,20
8,47
8,57
8,64
8,93
4,82
5,01
5,10
5,12
5,39
5,61
4,82
5,00
5,10
5,12
5,39
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,12%
-0,11%
-0,20%
Valor
Aprob.
PM/PC
Final
Dif.
143,16
150,87
152,29
153,10
157,72
163,70
143,10
150,81
152,23
153,01
157,63
-0,04%
-0,04%
-0,04%
-0,06%
-0,06%
0,049
0,048
0,047
0,055
0,052
0,046
0,049
0,048
0,047
0,055
0,052
7,40
7,81
7,90
7,97
8,31
8,68
7,40
7,81
7,90
7,97
8,31
7,84
8,26
8,35
8,43
8,77
9,15
7,84
8,26
8,35
8,42
8,77
4,48
4,80
4,89
4,91
5,23
5,54
4,48
4,80
4,88
4,91
5,23
-0,12%
-0,20%
Observaciones:
En el cuadro se han colocado por Distribuidora los Cargos tanto Fijos como Variables de aquellas Tarifas
que presentan alguna diferencia con los valores aprobados oportunamente, y el valor resultante
mediante la utización en los cálculos tarifarios, de los índices con sus valores definitivos.
En la primer columna por empresa, figura el valor aprobado por el ENRE para el periodo indicado.
A continuación, en la columna llamada "PM/PC Final", se coloca el valor que hubiera resultado para el
Cuadro Tarifario mediante la utilización de los índices definitivos PC y PM, correspondientes para cada
periodo.
La tercer columna consigna la diferencia en porcentaje en los casos en que esta se presenta.
ANEXO VI
DETALLE DE LOS RECLAMOS INGRESADOS EN EL D.A.U. (ENRE) ENTRE
AGOSTO DE 1999 Y DICIEMBRE DE 2000
Mes / Año
Agosto
1999
Total de
Reclamos
Ingresados
Reclamos
Reclamos sobre
sobre Cambio Cambio de Tarifa 1 a
de Tarifa
Tarifa 2
Reclamos sobre
Errores en la
Facturación
Reclamos sobre Reclamos sobre Objeta
Incorrecta
Recupero por Cambio de
Aplicación del
Tarifa o Código
Cuadro Tarifario
Tarifario
43
14
101
89
15
1478
Setiembre
1999
1234
49
9
89
76
24
Octubre
1999
1017
52
4
73
71
15
Noviembre
1999
1458
58
11
111
98
5
Diciembre
1999
1234
58
13
100
88
10
Enero 2000
1647
37
8
154
79
3
Febrero
2000
1263
65
7
106
91
5
ANEXO VI
Mes / Año
Total de
Reclamos
Ingresados
Marzo 2000
1312
69
13
115
94
18
Abril 2000
1140
49
9
123
97
3
Mayo 2000
2110
36
25
120
87
2
Junio 2000
1980
32
17
110
79
4
Julio 2000
1963
52
11
137
105
3
Agosto
2000
1661
45
5
132
94
3
Setiembre
2000
1790
43
3
172
128
3
Octubre
2000
1908
33
3
170
121
2
Noviembre
2000
1840
30
5
189
85
4
Diciembre
2000
2213
24
5
163
97
3
27248
775
162
2165
1579
122
Total
Reclamos
Reclamos sobre
sobre Cambio Cambio de Tarifa 1 a
de Tarifa
Tarifa 2
Reclamos sobre
Errores en la
Facturación
Reclamos sobre Reclamos sobre Objeta
Incorrecta
Recupero por Cambio de
Aplicación del
Tarifa o Código
Cuadro Tarifario
Tarifario
ANEXO VI
TOTAL DE RECLAMOS SELECCIONADOS POR A.G.N.
E INCIDENCIA SOBRE EL TOTAL DE RECLAMOS INGRESADOS EN EL D.A.U. (ENRE)
Reclamos
Reclamos sobre
Reclamos sobre
sobre Cambio Cambio de Tarifa 1 a
Errores en la
de Tarifa
Tarifa 2
Facturación
775
162
Reclamos sobre Reclamos sobre Objeta
Incorrecta
Recupero por Cambio de
Aplicación del
Tarifa o Código
Cuadro Tarifario
Tarifario
2165
Porcentaje
1579
122
Total de Reclamos
Ingresados
Total de
Reclamos
seleccionados por
A.G.N.
27.248
4.803
100 %
17,63 %
Total de Reclamos
4803
ANEXO VI
TOTAL DE LA MUESTRA SELECCIONADA POR A.G.N.
E INCIDENCIA SOBRE EL TOTAL DE RECLAMOS TARIFARIOS
Porcentaje
Total de Reclamos
seleccionados por
A.G.N.
Total de
Reclamos
integrantes de la
Muestra
4.803
960
100 %
20 %
ANEXO VII
CUADRO COMPARATIVO DE LOS INDICES DE E.E.U.U.
Periodo Tarifario
Agosto-Octubre 1999 (1)
Noviembre-Enero 2000
Febrero-Abril 2000 (1)
Mayo-Julio 2000
Agosto-Octubre 2000 (1)
Noviembre-Enero 2001
Indice
correspondiente
al mes:
Marzo-99
Septiembre-99
Septiembre-99
Marzo-00
Marzo-00
Septiembre-00
PMn
utilizado
131,2
134,8
134,8
137,0
137,0
139,2
Indices de EEUU
PMn
PCn
definitivo
utilizado
131,1
165,0
134,7
167,9
134,7
167,9
136,8
171,1
136,8
171,1
139,2
173,7
El valor indicado como "utilizado" se corresponde con el que se conocia al momento de la
aprobación de los Cuadros Tarifarios (valores provisorios), mientras que el "definitivo"
fue el correspondiente valor final.
PMn: índice de precios al por mayor de productos industriales de los Estados Unidos de America,
tomado por la Junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal del Gobierno.
PCn: índice de precios al consumidor final en los Estados Unidos de América, denominado
Consummer Price Index (CPI) del " U.S. - Bureau uf Labor Statistics".
(1) Dado que la actualización tiene una vigencia de seis meses corresponde aplicar el
mismo valor del trimestre anterior.
PCn
definitivo
165,0
167,9
167,9
171,2
171,2
173,7