ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
Resolución 284/2018
RESFC-2018-284-APN-DIRECTORIO#ENARGAS
Ciudad de Buenos Aires, 05/10/2018
VISTO los Expedientes EX-2018-38951129- -APN-GAL#ENARGAS y Nº 34.920
del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS, lo dispuesto en la
Ley Nº 24.076, el Decreto Nº 1738/92 y las Reglas Básicas de la
Licencia de Distribución aprobadas por el Decreto Nº 2255/92, y
CONSIDERANDO:
Que DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. (en adelante e indistintamente
la “Licenciataria”, la “Distribuidora” o “CENTRO”) presta el servicio
público de distribución de gas natural conforme a la licencia otorgada
por el PODER EJECUTIVO NACIONAL (PEN) mediante Decreto N° 2454/92.
Que, en oportunidad del procedimiento de Revisión Tarifaria Integral
(RTI), originado en las disposiciones de la entonces vigente Ley N°
25.561 -y la normativa dictada en consecuencia- que autorizó al PODER
EJECUTIVO NACIONAL a renegociar los contratos comprendidos en su
Artículo 8°, estableciendo en su Artículo 9° los criterios a tener en
consideración para el caso de aquellos que tuvieran por objeto la
prestación de servicios públicos, así como en la Resolución N° 31/16
del entonces MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA DE LA NACIÓN (MINEM), se
dictó la Resolución ENARGAS N° I-4359/17, por la cual este Organismo
aprobó, para CENTRO, la RTI con vigencia hasta el año 2022.
Que la Resolución ENARGAS Nº I-4359/17 estableció, en su Artículo 4º,
la Metodología de Ajuste Semestral obrante como Anexo V del citado
acto, emitida en los términos de la Cláusula 12.1 del Acta Acuerdo de
Adecuación del Contrato de Licencia de Distribución de Gas Natural.
Que tal metodología, que recepta el sistema tarifario adoptado por el
marco normativo vigente y las previsiones del Artículo 41 de la Ley Nº
24.076, encuentra su antecedente normativo en las previsiones de la
citada Acta Acuerdo, que fuera aprobada por el Decreto N° 539/2010, que
en la Cláusula 12.1. entre las Pautas del procedimiento de RTI,
establecía que se deberían introducir “…mecanismos no automáticos de
adecuación semestral de la TARIFA DE DISTRIBUCION de la LICENCIATARIA,
a efectos de mantener la sustentabilidad económica-financiera de la
prestación y la calidad del servicio”.
Que la metodología contemplada en el Anexo V de la Resolución ENARGAS
Nº I-4359/17 previó que los Cuadros Tarifarios que surgieran de las
respectivas adecuaciones semestrales tendrían vigencia a partir del 1º
de abril y 1º de octubre de cada año, por lo que corresponde en esta
instancia analizar el que regirá a partir del mes de octubre de 2018,
teniendo en cuenta la no automaticidad establecida, tanto en cuanto al
procedimiento previo, como a los alcances de la adecuación tarifaria.
Que, tal como oportunamente fue propuesto y analizado dentro de los
objetivos de las Audiencias Públicas celebradas con motivo de la RTI,
esta Autoridad Regulatoria dispuso la utilización de un mecanismo no
automático consistente en la aplicación de la variación semestral del
Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) – Nivel de General
publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC),
determinando el algoritmo de cálculo.
Que, respecto a dicho mecanismo, tal como se indicó en las Resoluciones
que instrumentaron la RTI, se estableció que “en lo que hace a la no
automaticidad del procedimiento de ajuste semestral, en el marco de las
Actas Acuerdo, se ha previsto un procedimiento por el cual las
Licenciatarias no podrán hacer un ajuste automático por aplicación del
índice antes mencionado, sino que deberán presentar los cálculos ante
este Organismo, con una antelación no menor a quince días hábiles antes
de su entrada en vigencia, a fin de que esta Autoridad Regulatoria
realice una adecuada evaluación”, la que debe entenderse en relación
con la motivación del acto administrativo dictado como la consideración
de “otras variables macroeconómicas que permitan ponderar el impacto en
las economías familiares, que no se limite al conjunto de asalariados,
tal como se previera en un inicio, sino que considere niveles de
actividad, salariales, jubilaciones, entre otras cuestiones”.
Que, al respecto, con fecha 17 de agosto de 2018 se remitió a la
Distribuidora la Nota NO-2018-40235197-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, mediante
la cual se requirió la presentación de los nuevos cuadros tarifarios,
con el objetivo de disponer de información con la antelación suficiente
para implementar los procedimientos de participación ciudadana
pertinente. Asimismo, en tal oportunidad se solicitó que los cuadros a
presentarse contemplaran la totalidad de los componentes de la tarifa,
recordándose, en relación con el precio de adquisición del gas las
precisiones que efectuara este Organismo a través de la Nota
NO-2018-33729498-APN-DIRECTORIO#ENARGAS.
Que en la citada comunicación el Organismo había requerido “que en caso
de no haberlo realizado, o no haber tenido dichos contratos en cuenta
las actuales condiciones macroeconómicas y/o de mercados señaladas en
el párrafo precedente, remita la totalidad de los contratos celebrados
y/o nuevos contratos para la compra de gas, así como sus eventuales
modificaciones, y la información referente a las adquisiciones que no
se encuentren cubiertas por contratos con la antelación suficiente para
el tratamiento por parte de esta Autoridad Regulatoria”.
Que, el 30 de agosto de 2018, mediante actuación
IF-2018-43027318-APN-SD#ENARGAS, la Licenciataria envió los cuadros
tarifarios propuestos estimando el índice del mes de agosto.
Que tanto el requerimiento de este Organismo como la respuesta de la
Licenciataria debía contemplar la totalidad de los elementos que
componen la tarifa, es decir, el precio de gas, el costo de transporte
y el margen de distribución, cada uno de ellos con la actualización
propuesta.
Que es menester destacar que, en relación con el precio de gas
propuesto, la Distribuidora dio cuenta de los intercambios epistolares
con los Productores tendientes a una renegociación de los contratos
vigentes en razón de la significativa variación del tipo de cambio.
Que, con fecha 14 de agosto de 2018, y a través de la Resolución
RESFC-2018-186-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, se convocó a Audiencia Pública
Nº 97 a fin de considerar, entre otras cuestiones y en lo atinente al
presente informe: a) la aplicación de la Metodología de Adecuación
Semestral de la Tarifa, en los términos de lo dispuesto por la
Resolución ENARGAS N° I-4359/17, para DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO
S.A.; b) La aplicación del traslado a tarifas del precio de gas
comprado en los términos del Numeral 9.4.2. de las Reglas Básicas de la
Licencia de Distribución y la consideración de las Diferencias Diarias
Acumuladas (DDA) correspondientes al período estacional en curso, en
los términos del Numeral 9.4.2.5 de las Reglas Básicas de la Licencia
de Distribución; y c) La presentación del Instituto de
Subdistribuidores de Gas de Argentina (ISGA) en relación con las
tarifas de subdistribución.
Que la citada Audiencia se celebró el día 6 de septiembre de 2018, a
las 9 hs,. en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de Santiago
del Estero, sito en calle Buenos Aires 734, de la ciudad de Santiago
del Estero, Provincia del mismo nombre.
Que tal procedimiento participativo se rigió por las previsiones de la
Resolución ENARGAS Nº I-4089/2016, y contó con 96 inscriptos, de los
cuales 56 de ellos lo hicieron con carácter de oradores y,
efectivamente, hicieron uso de la palabra 36 participantes. Las
exposiciones fueron registradas en la debida versión taquigráfica, la
que obra en el expediente electrónico EX-2018-39188925-
-APN-GAL#ENARGAS.
Que se habilitaron centros de participación virtual en: a) el Centro
Regional Cuyo del ENARGAS, sito en 25 de Mayo 1431, ciudad de Mendoza,
Provincia de Mendoza; b) el Centro Regional Noroeste del ENARGAS, sito
en Alvarado 1143, ciudad de Salta, Provincia de Salta; c) el Centro
Regional Rosario, sito en Corrientes 553, ciudad de Rosario, Provincia
de Santa Fe; y d) el Centro Regional Centro, sito en La Rioja 481,
ciudad de Córdoba, Provincia de Córdoba. Ello así, con la intención de
propender, dentro de las limitaciones presupuestarias y logísticas
existentes, a la mayor participación de los interesados en la extensa
geografía de nuestro país.
Que se habilitó la consulta de las actuaciones tanto en la sede central
del Organismo como a través de los Centros Regionales en el Interior, a
la vez que se publicó material de consulta en el sitio en Internet del
ENARGAS. Asimismo, como en oportunidades anteriores, se elaboró una
Guía Temática a fin de que los interesados contaran con una herramienta
que facilitara el acceso al material específico, sin que el Organismo
emitiera a través de ella opinión alguna sobre la resolución final.
Que en el marco de la Audiencia Pública N° 97, diversos oradores
solicitaron que aquella fuera declarada nula y, en consecuencia, que
los ajustes tarifarios fueran suspendidos y/o dejados sin efecto.
Incluso, con posterioridad a la celebración de las mencionada
Audiencia, hubo dos presentaciones expresas en ese sentido, realizadas
por la Comisión de Usuarios del ENARGAS (C.U. ENARGAS) y la Red
Nacional de Multisectoriales.
Que uno de los argumentos para solicitar la nulidad de la Audiencia
Pública fue que la información puesta a disposición era insuficiente,
inadecuada, confusa, y supeditada a la celebración de acuerdos por
parte de las Licenciatarias.
Que, al respecto, cabe señalar que esta Autoridad Regulatoria puso a
disposición de los interesados toda la información disponible en forma
previa a la celebración de las Audiencias Públicas.
Que, asimismo, se dio acceso irrestricto a los Expedientes
Electrónicos, y se puso a disposición de los interesados toda la
documentación pertinente en el sitio web del ENARGAS, de manera tal que
aquellos pudieran acceder a la documentación presentada por las
Licenciatarias tan pronto como era ingresada a este Organismo.
Que, por otra parte, algunos oradores sostuvieron que la Audiencia
Pública no observaba lo dicho por la Corte Suprema de Justicia de la
Nación en la causa “Centro de Estudios para la Promoción de la Igualdad
y la Solidaridad y otros c/ Ministerio de Energía y Minería s/ Amparo
Colectivo”, en cuanto a que aquellas debían ser “previas” y
“deliberativas”.
Que, con relación a dicho punto, cabe señalar que se han observado
expresa y puntualmente las prescripciones de la Constitución Nacional
(Artículo 42), de la Ley N° 24.076, y los lineamientos dictados por la
Corte Suprema en el precedente citado.
Que esta Autoridad Regulatoria ha dado cumplimiento a las normas
referidas, y a los lineamientos fijados por la Corte Suprema,
convocando a Audiencias Públicas de modo previo a tomar una decisión en
materia tarifaria, y garantizando a los ciudadanos su derecho de
participación, en un ámbito apropiado que brindara la oportunidad de un
intercambio responsable de ideas y de opiniones, en condiciones de
igualdad y respeto.
Que, en otro orden de ideas, se solicitó que la Audiencia Pública fuera
declarada suspendida y/o declarada nula atento el contexto de crisis
social, económica y cambiaria en el que se celebraba, y porque
cualquier ajuste tarifario en dicho contexto sería irrazonable.
Que, en cuanto a este argumento, cabe señalar que esta Autoridad
Regulatoria convocó a la Audiencia Pública porque esa es su obligación
por expreso mandato legal y, en caso de proceder en contrario, hubiera
incumplido un deber.
Que, por otra parte, la celebración de la mencionada Audiencia no
significa que el ENARGAS no haga el análisis y estudio correspondientes
para fijar el ajuste semestral y estacional de las tarifas de
transporte y distribución, toda vez que la mera convocatoria a
Audiencia no implica establecer opinión alguna sobre el tema en debate.
Que no puede dejar de mencionarse que los pedidos de suspensión de la
Audiencia Pública obedecían a cuestiones generales y/o macroeconómicas
inespecíficas que excedían ampliamente el objeto y el marco de aquéllas.
Que, por otra parte, con relación a lo afirmado por algunos oradores en
el sentido de que no se habían respondido expresamente sus pedidos de
suspensión, cabe señalar que se contestaron oportunamente el del
Defensor del Pueblo de la Provincia de Buenos Aires (éste en el marco
de la Audiencia Pública Nº 96) y el del Centro de Usuarios del ENARGAS,
resultando temporalmente imposible responder los demás y comunicarlo a
los peticionantes antes de las Audiencia, dado el escaso margen
temporal entre las solicitudes y la fecha de celebración de los
procedimientos participativos.
Que, asimismo, se manifestó que la Audiencia era nula porque no se
había tenido acceso ni conocimiento de los contratos que vincularían a
las Licenciatarias de Distribución con los Productores de gas.
Que, respecto a este planteo, cabe señalar en primer lugar, que al
momento de celebrarse la Audiencia Pública se hallaba vigente el
Acuerdo de Bases y Condiciones, celebrado el 29 de noviembre de 2017 a
instancias del MINEM, que preveía un sendero de precios de gas a ser
abonados por las Distribuidoras hasta el 31 de diciembre de 2019, en el
marco del cual se celebraron la mayor parte de los contratos vigentes
entre Distribuidores y Productores, y que se hallaban a disposición de
los interesados en los expedientes correspondientes.
Que, en segundo lugar, lo que las Licenciatarias de Distribución
informaron a esta Autoridad Regulatoria – previo a la celebración de
las Audiencias Públicas – fue que estaban renegociando sus contratos
con los Productores. Y, precisamente, fueron las ofertas, propuestas y
contrapropuestas las que fueron puestas en conocimiento de los
ciudadanos con la mayor amplitud informativa.
Que dichos documentos, propios de una etapa de negociación
precontractual, contemplaban precios de gas sensiblemente inferiores a
los considerados en el Acuerdo de Bases y Condiciones del 29 de
noviembre de 2017 y, por lo tanto y en principio, más beneficiosos para
los usuarios y consumidores.
Que, además, cabe señalar que la negociación entre Productores y
Distribuidoras tiene relación directa con la fijación de precios a
partir de la libre interacción de la oferta y la demanda, a la que
hiciera referencia la propia Corte Suprema en la mencionada causa
“CEPIS” (Fallos: 339:1077, consid. 20°, segundo y tercer párrafo).
Que, en ese sentido, la información presentada por las Distribuidoras
resultaba relevante y útil a los fines informativos de la Audiencia
Pública y se encuentra en línea con los criterios a ser tenidos en
cuenta por el ENARGAS para realizar el presente ajuste semestral por
variaciones en el precio de gas comprado informados mediante Nota
NO-2018-33729016-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, entre otros: el de haber
realizado esfuerzos razonables para obtener las mejores condiciones y
precios en sus operaciones (Decreto N° 1411/94); el mínimo costo para
los consumidores compatible con la seguridad de abastecimiento (Ley N°
24.076, inc. d); y haber tenido en cuenta las nuevas circunstancias
macroeconómicas y las nuevas condiciones de oferta y demanda de gas
natural.
Que, por otra parte, algunos oradores plantearon la nulidad de la
Audiencia porque entendían que las Licenciatarias involucradas no
habían cumplido sus Planes de Inversión y habían distribuido
dividendos, por lo que no les correspondería ningún aumento.
Que, al respecto, cabe señalar que los ajustes semestrales y
estacionales objeto de la Audiencia Pública no están sujetos a la
previa verificación del cumplimiento de los Planes de Inversión de las
Licenciatarias. Eventualmente, el incumplimiento de estos últimos da
lugar al inicio de procedimientos sancionatorios, los cuales podrían
implicar la aplicación de las sanciones contempladas en las
Resoluciones de la RTI, y las Reglas Básicas de los Servicios de
Transporte y Distribución.
Que, por las consideraciones precedentes, corresponde no hacer lugar a
los planteos impugnatorios impetrados y, en consecuencia, declarar la
validez de la Audiencia Pública Nº 97.
Que en relación con las consideraciones formuladas en la citada
Audiencia se hará mérito de ellas en forma general respecto de cada
cuestión a resolver, sin perjuicio de las respuestas particularizadas
por parte de este Organismo sobre las materias que fueran, o no, objeto
de la audiencia que se efectuará a través del sitio en Internet de esta
Autoridad.
Que, con relación al ajuste semestral, en oportunidad de la Audiencia
Pública N° 97, el representante de CENTRO, dijo que: “Lo que prevé la
Revisión Tarifaria Integral, incrementada a partir de abril de 2017, es
que esta actualización sea por el IPIM. Para este período estacional,
el período de actualización del IPIM es el que va entre febrero y
agosto de este año, estimando para agosto un IPIM de 3,5%; tenemos un
IPIM acumulado para aplicar en tarifas de un 29%. Si consideramos los
ingresos totales de los clientes de la distribuidora –contado gas,
transporte, distribución e impuestos–, el impacto del IPIM en lo que
respecta al componente transporte representa, para el caso de Cuyo un
1,7% y para Centro, 2,2%”.
Que el Defensor del Pueblo de la Provincia de Santiago del Estero
planteó que: “…estos aumentos y readecuaciones están siendo proyectadas
luego de que se hicieran las paritarias, las negociaciones colectivas
de trabajo. Es decir, el obrero sabe, a principio de año, cuánto será
su sueldo, sus ingresos fijos. Eso lo sabe con certeza. Pero si
cambiamos las reglas de juego cada seis meses, escalonado con los otros
servicios públicos, esos ingresos y esa certidumbre se ve desvanecida,
porque le estamos cambiando las circunstancias de las erogaciones que
tiene esa familia”.
Que el Defensor del Pueblo de la Provincia de Santa Fe se refirió al
ajuste semestral de las tarifas, y expresó que: “Se requiere la
modificación de la fórmula de actualización aprobada por ENARGAS,
debiéndose tener en cuenta, además de la variación de precios
mayoristas, los aumentos de salarios y jubilaciones en el tiempo
comprendido, y aumentos en los demás servicios públicos, fundando lo
dicho en que el usuario es el único sujeto que debe afrontar todos los
aumentos con sus ingresos”.
Que un orador de Salta, el Sr. Farfán, refiriéndose al Mecanismo de
actualización prevista en la RTI, señaló que: “…actualmente resulta que
su diseño contiene variables que no son representativas y nada tienen
que ver con las actividades desarrolladas por las licenciatarias de
transporte y distribución, por lo que, a todas luces, no es adecuado al
cumplimiento de las normas legales”.
Que otro orador, el Sr. Cosimi, se refirió a la presentación del
representante de CENTRO y el pedido de este último de aplicar el IPIM,
y al respecto señaló que: “…en este país, contrario a lo que pasa en
todos las países del mundo, los precios mayoristas suben un 40 o un 80%
más que los precios minoristas, o sea que no nos van a aumentar la
inflación sino la inflación mayorista”.
Que en lo que hace al alcance de la adecuación solicitada, el letrado
de “Ciudadanos contra el Tarifazo” sostuvo que se está “planteando un
aumento en el cargo fijo de 28,82% a futuro, pero esto se suma al 22 y
pico por ciento que se le otorgó a principios de año; por lo tanto, el
aumento supera el 50%”.
Que, en general, los distintos participantes requirieron del Ente
Regulador que tenga en cuenta al momento de establecer los cuadros
tarifarios los criterios de razonabilidad, gradualidad, previsibilidad,
proporcionalidad y asequibilidad de fuente jurisprudencial, como
aplicación del Art. 42 de la Constitución Nacional, a la vez que
contrastaron el requerimiento de ajuste tarifario de las prestadoras de
los servicios de transporte y distribución de gas con las variables
macroeconómicas que afectan a los usuarios y consumidores.
Que, como ya se ha mencionado, la Metodología de Ajuste semestral
aprobada por el Anexo V de la Resolución ENARGAS N° I-4359/17 establece
que, en orden a las cláusulas pactadas entre las Licenciatarias y el
Estado Nacional (Otorgante de las Licencias), y tal como fuera
propuesto y analizado dentro de los objetivos de las Audiencias
Públicas celebradas con motivo de la RTI (diciembre de 2016), se
utilizará como mecanismo no automático de adecuación semestral de la
tarifa la aplicación de la variación semestral del Índice de Precios
Internos al por Mayor (IPIM) - Nivel General publicado por el Instituto
Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC).
Que cabe destacar, que tanto en la Cláusula 12.1. del Acta Acuerdo como
en los considerandos de la citada Resolución, se estableció que las
Licenciatarias no podrían hacer un ajuste automático mediante la
aplicación del índice antes mencionado, sino que deberían presentar los
cálculos ante el ENARGAS, con una antelación no menor a quince días
hábiles antes de su entrada en vigencia, todo ello a fin de que se
realice una adecuada evaluación considerando otros indicadores de la
economía.
Que la no automaticidad del ajuste comprende no sólo una cuestión procedimental, sino que reviste también contenido sustancial.
Que, en consecuencia, a los efectos de definir los ajustes semestrales
aplicables a las tarifas de la Licenciataria, considerando que se trata
de un procedimiento de ajuste no automático, se ha analizado la
evolución de los distintos indicadores de precios de la economía.
Que, para el período a considerar en el presente ajuste, es decir la
variación entre febrero y agosto de 2018, existe una notoria disparidad
entre la variación del IPIM y otros indicadores de la economía:
Que, a partir de lo observado resulta razonable que para el presente
ajuste semestral se aplique la metodología del Anexo V, pero
considerando una adecuada combinación de índices que reflejen en mejor
medida la variación de los indicadores de la economía general a fin de
que esta Autoridad Regulatoria implemente los preceptos establecidos en
las Resoluciones que aprobaron la RTI.
Que tal aplicación no significa un cambio metodológico, ni del
principio general establecido en el Anexo V de la Resolución ENARGAS Nº
I-4359/17, sino la adecuada evaluación de tal criterio en el marco del
caso concreto de su aplicación al semestre a iniciarse en octubre de
2018 en el que se aprecia una significativa disparidad entre el IPIM y
otros indicadores macroeconómicos, que habilitan el ejercicio de
potestades técnicas propias de esta Autoridad.
Que para fundamentar la definición de dicha metodología, para este
semestre, se tiene en consideración: 1) La metodología de adecuación
semestral de la tarifa incluida en el Anexo V de las Resoluciones que
aprobaron la RTI, la que no fuera objeto de impugnación alguna por
parte de las Licenciatarias y que contempla la adecuada evaluación de
esta Autoridad en forma previa a cada ajuste semestral, cuya
hermenéutica debe entenderse en forma conjunta con la motivación del
acto; 2) Lo establecido en las mismas Resoluciones respecto a que “esta
Autoridad Regulatoria realice una adecuada evaluación considerando
otras variables macroeconómicas que permitan ponderar el impacto en las
economías familiares, que no se limite al conjunto de asalariados tal
como se previera en un inicio, sino que considere niveles de actividad,
salariales, jubilaciones entre otras cuestiones”, todo lo cual tiene,
entre otros fundamentos, la consideración de lo establecido por la
Corte Suprema de Justicia de la Nación en autos “Centro de Estudios
para la Promoción de la Igualdad y la Solidaridad y otros c/Ministerio
de Energía y Minería s/amparo colectivo” (Expte. N° FLP 8399/2016/CS1)
respecto a la necesidad de asegurar la certeza, previsibilidad,
gradualidad y razonabilidad con el objetivo de evitar “restricciones
arbitrarias o desproporcionadas a los derechos de los usuarios, y de
resguardar la seguridad jurídica de los ciudadanos”; 3) Lo indicado por
distintos expositores en el marco de las Audiencias Públicas N° 96 y 97
respecto del ajuste semestral de la tarifa a aplicarse, que se ha
reseñado precedentemente; y 4) Lo establecido en la normativa vigente
(Ley Nº 24.076, Artículo 41), en cuanto que las tarifas de las
Licenciatarias se deben ajustar con indicadores que reflejen los
cambios de valor de bienes y servicios representativos de las
actividades de los prestadores.
Que, en función de lo expuesto, resulta procedente emplear como índice
de actualización de la tarifa el promedio simple de los siguientes
índices: a) “Índice de Precios Internos al por Mayor” entre los meses
de febrero de 2018 y agosto de 2018 (IPIM); b) “Índice del Costo de la
Construcción” entre los meses de febrero de 2018 y agosto de 2018
(ICC); y c) “Índice de variación salarial” entre los meses de diciembre
de 2017 y junio de 2018 (IVS), lo cual resulta en una variación total
para el período estacional de 19,670174%.
Que la reglamentación del Artículo 37 de la Ley Nº 24.076, aprobada por
el Decreto N° 1738/92, en su inciso 5) indica que “Las variaciones del
precio de adquisición del Gas serán trasladadas a la tarifa final al
usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al
Distribuidor ni al Transportista bajo el mecanismo, en los plazos, y
con la periodicidad que se establezca en la correspondiente
habilitación”.
Que, en tal sentido, el punto 9.4.2.4 de las Reglas Básicas de la
Licencia de Distribución (RBLD) establece que las Licenciatarias podrán
presentar a la Autoridad Regulatoria los cuadros tarifarios con el
ajuste del precio del gas en el punto de ingreso al sistema de
transporte (PIST), solamente cuando acrediten haber contratado por lo
menos el 50% de sus necesidades del período estacional respectivo.
Que tal previsión encuentra sustento en el Artículo 38 de la Ley Nº
24.076 (principios tarifarios) que establece en su inciso c) que: “(…)
el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los
consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos
costos de adquisición resulten de contratos celebrados con
posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente
Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a
los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de
los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente
considere equivalentes” y en su inciso d) que establece que las tarifas
“(..) Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los
incisos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores
compatible con la seguridad del abastecimiento”.
Que, asimismo, la reglamentación del citado Artículo, aprobada por el
Decreto Nº 1738/92, prevé que “En ejercicio de las facultades
conferidas por el Artículo 38 Inciso c) de la Ley, el Ente no utilizará
un criterio automático de menor costo, sino que, con fines
informativos, deberá tomar en cuenta todas las circunstancias del caso,
incluyendo los niveles de precios vigentes en los mercados en
condiciones y volúmenes similares. El Ente podrá publicar, con fines
informativos, los niveles de precios observados, en términos generales
y sin vulnerar la confidencialidad comercial”.
Que, en tal sentido, la Licenciataria ha presentado ante este Organismo
los respectivos contratos a los efectos de la consideración de su
eventual traslado a tarifas, y se verificó que se ha dado cumplimiento
al requisito de haber contratado por lo menos el 50% de sus necesidades
del actual período estacional, lo que consta en el Expediente N° 34.920.
Que es menester recordar que, habiendo vencido el 31 de diciembre de
2017 la vigencia de la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen
Cambiario (Ley Nº 25.561), el MINEM entendió que el mercado de gas aún
requería de pautas orientadas a objetivos de política pública, como la
comunicada a este Organismo por el citado Ministerio mediante la Nota
NO-2018-02026046-APN-MEM, lo cual dio un marco de referencia para los
contratos celebrados entre las partes.
Que, por otra parte, el punto 9.4.2.6. de las RBLD establece que, el
precio de compra estimado para un determinado periodo estacional deberá
surgir del promedio ponderado de los precios correspondientes a los
contratos vigentes en el período y del precio de compra estimado para
las adquisiciones proyectadas para el mismo, que no estén cubiertas por
contratos. Al precio así definido se le sumará, con su signo, la
diferencia unitaria a que se refiere el punto 9.4.2.5. de la Licencia.
Que, en dicho contexto, a los efectos de la consideración de su
eventual traslado a tarifas y ante la necesidad de contar con toda la
información para realizar los cálculos del ajuste del precio del gas en
el punto de ingreso al sistema de transporte para el siguiente período
estacional, a fin de que este Organismo pudiera hacer una adecuada
evaluación del tema, con fecha 16 de julio de 2018 se solicitó a la
Licenciataria que remitiera toda la información correspondiente, de
modo tal que se contemplaran las nuevas condiciones macroeconómicas y/o
de mercado, de la cual se da cuenta en el apartado anterior.
Que durante el procedimiento de Audiencia Pública se efectuaron
diversas consideraciones sobre el precio de gas a ser considerado en la
tarifa de los usuarios finales.
Que, en ese sentido, el representante de CENTRO dijo que: “…las Bases y
Condiciones (refiriéndose al acuerdo de Bases y Condiciones de fecha 29
de noviembre de 2017) plasmaron el sendero de precios del gas natural
hasta diciembre de 2019, sendero de precios que había sido anunciado
por el exministro Aranguren en las Audiencias Públicas de los años 2016
y 2017. Ese sendero del precio del gas prevé, para octubre de este año,
un precio de gas cuenca neuquina promedio de US$ 5,43. Esos precios
estuvieron fijados en las bases y condiciones en dólares. Frente a una
situación de precios en dólares y cuadros tarifarios en pesos, el
problema que se suscita es, precisamente, el descalce de monedas”.
Que también dijo que: “Los contratos que habían sido firmados en virtud
de estas Bases y Condiciones han perdido vigencia. ¿Por qué razones? La
primera es porque, en virtud de la licencia, todo incremento del precio
del gas que supere el 20% debe ser trasladado a las tarifas. Esto no ha
sucedido. Por otro lado, al descalzar el tipo de cambio real respecto
del reconocido en tarifa, no permite cumplir con el principio de pass
through que fue el eje central de la firma de estas bases y
condiciones”.
Que posteriormente añadió: “Hoy, la oferta de gas es superior a lo que
existía o preveía al momento de las Bases y Condiciones. También hay
una demanda que ha sido algo inferior a lo previsto en su momento. Esas
dos cosas obviamente debieran conducir a una reducción de los precios
del gas para este periodo estacional. Como consecuencia de esa
situación, producto de que los contratos celebrados en virtud de las
bases y condiciones perdieron vigencia, iniciamos renegociaciones de
estos contratos con los productores. El 23 de agosto presentamos una
oferta a los productores para adecuar los contratos. Esta oferta,
básicamente, se refería a dos puntos. El primero es cómo recuperar esas
diferencias por tipo de cambio entre enero y septiembre; y, por otro
lado, qué precio del gas fijar para el periodo estacional que inicia
ahora, en octubre de este año”.
Que también se refirió a los diferentes precios de gas que existirían
actualmente en el mercado, respecto a aquellos que se habían previsto
en las Bases y Condiciones del mes de noviembre de 2017.
Que un concejal del departamento de Guaymallén, Provincia de Mendoza,
se refirió al precio del gas en PIST, y señaló que dicho costo “…está
librado al libre juego de la oferta y demanda –que de libre tiene poco
o nada– y que aumenta exageradamente cada seis meses en dólares, a
pesar de que, en su mayoría, el gas que abastece a los hogares es del
suelo argentino; es decir, se produce en la Argentina casi el 80%. Sin
embargo, señor presidente, el sueldo de los argentinos, el sueldo de
mis vecinos de Guaymallén se paga en pesos…”.
Que diversos representantes locales solicitaron la adecuación de los
umbrales de consumo previstos por entender que se encontraban en zonas
climáticamente desfavorables que ameritaban mayores consumos.
Que se manifestaron diversas inquietudes respecto de la eficacia y
eficiencia del mercado como vía para la formación de precios en materia
energética y se requirió una intervención estatal más activa.
Que con posterioridad a las solicitudes de información efectuadas a las
Licenciatarias y en forma previa a la celebración de la Audiencia
Pública, se recibieron de diversos Productores y Distribuidoras
numerosas ofertas de venta de gas con precios sustancialmente
inferiores a los precios que surgen de los contratos oportunamente
presentados, tanto por parte de los Productores firmantes de los
contratos anteriormente referidos, como por nuevos Productores,
información que este Organismo puso a disposición de los interesados.
En lo atinente a CENTRO, constan los intercambios epistolares respecto
de la renegociación de los precios acordados con Tecpetrol S.A., Pan
American Energy S.A., Integración Energética Argentina S.A. (IEASA
antes ENARSA), Pampa Energía S.A., Total Austral S.A., YPF S.A. y
Wintershall Energía S.A. Asimismo, tal situación surge claramente de
las propias afirmaciones del representante de CENTRO en el curso de la
Audiencia Pública.
Que IEASA suscribió adendas con varias Distribuidoras que incluyen
precios que se encuentran en torno a los valores de las ofertas de los
restantes Productores y a los valores aprobados como precios de
referencia por el MINEM mediante Resolución N° 46/18 para volúmenes de
gas adquiridos por COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA
ELÉCTRICO S.A. (CAMMESA) para el servicio eléctrico.
Que tal estado de cosas hace inviable que se adopten en su totalidad
los precios resultantes de los contratos vigentes, basados en el
sendero de precios máximos establecidos en las Bases y Condiciones
suscritas a fines de 2017, toda vez que tales precios no reflejan, en
las actuales condiciones de oferta y demanda del mercado y conforme la
información obrante en este Organismo, una gestión de compras que
denote esfuerzos razonables de las Distribuidoras en pos de garantizar
el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del
abastecimiento en los términos del Art. 38 inciso d) de la Ley Nº
24.076.
Que, en consecuencia, este Organismo entiende que existe suficiente
evidencia para sustentar que el precio de gas promedio por cuenca para
el próximo período estacional es aquel que surge de los nuevos
contratos o adendas a los mismos pactados por IEASA y de las propuestas
de los Productores, el que resulta notoriamente inferior, en dólares, a
aquel que surge de los contratos firmados en el marco de las Bases y
Condiciones que sirvieran de sustento para acreditar el 50% contratado
en el marco de las RBLD.
Que, consecuentemente, atendiendo al criterio establecido en la
normativa respecto de garantizar el abastecimiento al mínimo costo
posible, se considerarán como tope los precios que surgen de los nuevos
contratos o adendas presentadas, utilizando el precio promedio por
cuenca en dólares de las adendas y ofertas remitidas por los
Productores como los nuevos precios a trasladar al consumidor
Que, por otra parte, corresponde señalar que, a diferencia de lo
establecido en los contratos vigentes, en las adendas y ofertas
presentadas tanto por los Productores como por las Licenciatarias, se
prevé un único precio de gas por cuenca sin distinción por categoría.
Dicho valor promedio se encuentra en torno al valor, en dólares,
observado para las categorías R-1 a R-2.3 vigentes en el mes de abril
de 2018 y sólo por encima de los valores en dólares correspondientes a
las categorías SGP-1 y SGP-2 para el período estacional anterior.
Que cabe señalar que la existencia de un único precio de gas morigera
el efecto de la existencia de distintos umbrales de consumo, cuya
modificación fuera requerida en la Audiencia Pública, ya que las
diferencias tarifarias entre las distintas categorías son menos
significativas en el monto de la factura final.
Que, por otra parte, y en relación con los usuarios categorías SGP-1 y
SGP-2, a fin de morigerar el impacto de la unificación del precio, la
Secretaría de Gobierno de Energía, a través de la Resolución
RESOL-2018-14-APN-SGE#MHA, en su Artículo 5° establece que, para los
usuarios de las citadas categorías que cumplan con los requisitos
previamente establecidos “regirá un límite de incremento del CINCUENTA
POR CIENTO (50%) en el VALOR DEL GAS de las facturas que se emitan con
consumos realizados a partir del 1° de octubre de 2018, tomando como
base el monto del VALOR DEL GAS que hubiere correspondido de aplicarse
para la misma categoría de usuario y para el mismo volumen consumido en
el período de facturación corriente, las tarifas correspondientes a los
últimos Cuadros Tarifarios aprobados, incrementando en un CINCUENTA POR
CIENTO (50%)”.
Que atento a que los precios pactados en los contratos referidos se
encuentran en su mayoría denominados en dólares estadounidenses, este
Organismo debe definir el tipo de cambio a considerar a efectos de su
conversión a pesos. Al respecto, dado que la gran volatilidad del tipo
de cambio en las actuales circunstancias torna incierta toda
estimación, corresponde adoptar, en tutela de los intereses económicos
de los usuarios (Art. 42 de la Constitución Nacional) aquel tipo de
cambio que, sin desmedro de la verdad objetiva reflejada en la
contemporaneidad de su adopción respecto de la emisión de los cuadros
tarifarios o de su inserción en un instrumento contractual, implique un
menor sacrificio para quienes son, en última instancia, los
destinatarios de ese precio.
Que tal principio ha sido adoptado en la Ley N° 24.076 entre sus
principios tarifarios al consignar que se debe asegurar “el mínimo
costo para los consumidores compatible con la seguridad del
abastecimiento”. En el entendimiento que tal abastecimiento, en las
condiciones actuales de mercado se encuentra asegurado, se entiende
como justo y razonable, el criterio establecido.
Que, en consecuencia, en virtud de lo previsto en los contratos
suscriptos, se observó el tipo de cambio al día 17 de septiembre de
2018, siguiendo el criterio utilizado para el ajuste estacional del
período anterior, y el tipo de cambio del cierre de la cotización del
día previo a la emisión del informe que resulta antecedente del
presente acto y, por lo tanto y en mérito a las consideraciones
precedentes, se entiende que corresponde utilizar el valor del tipo de
cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (Divisas)
correspondiente al cierre de la cotización del día 3 de octubre de
2018, que asciende a TREINTA Y SIETE PESOS CON SESENTA Y NUEVE CENTAVOS
POR DÓLAR (37,69 $/u$d), en el entendimiento de que se trata de un
valor actual y representativo, sin perjuicio de la aplicación de los
contenidos en los contratos siempre que contemplen cotizaciones más
bajas.
Que, en lo que respecta al precio del Gas Licuado de Petróleo (GLP)
para las localidades abastecidas con GLP indiluido por redes dentro del
área de la Licenciataria, con fecha 28 de febrero de 2018, la entonces
Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos del MINEM, mediante Nota
NO-2018-08764286-APN-SECRH#MEM informó al ENARGAS que en el marco de la
renegociación del “Acuerdo de Prórroga del Acuerdo de Abastecimiento de
Gas Propano para redes de Distribución de gas Propano Indiluido” que
estaba llevando a cabo, las empresas productoras se habían
comprometido, desde el 1° de abril de 2018 hasta el 31 de diciembre de
2019, a abastecer a las Distribuidoras y Subdistribuidoras de Gas
Propano Indiluido por Redes las cantidades máximas de gas propano
establecidas conforme al detalle del Anexo A de dicho acuerdo, a unos
precios salida de planta iguales a los que resulten de aplicar, para
cada período de adecuación de precios, los porcentajes establecidos en
la tabla que en la citada Nota se detalló sobre precio GLP - Paridad de
Exportación correspondiente al mes anterior a la fecha de inicio de
cada período de adecuación de precios (los “Precios Acordados”),
publicado por el referido Ministerio en su página web en el link que se
indica a tales efectos:
http://www.energia.gob.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2205, según
la metodología aplicada en el Anexo III de la Resolución S.E Nº 36/2015.
Que, en consecuencia, a fin de determinar el precio de GLP a trasladar
a las tarifas de las localidades abastecidas con GLP indiluido por
redes para este período, se consideró el porcentaje indicado en la Nota
mencionada y el precio de GLP-Paridad de Exportación publicado por
MINEM en su página web para el mes de septiembre de 2018, el que
asciende a dieciséis mil trescientos ochenta y dos pesos por tonelada
(16.382 $/Tn).
Que respecto del precio del gas de los usuarios de los servicios de gas
por redes denominados “Otros Usuarios Gas Natural Comprimido”, que
habiendo optado por adquirir el servicio completo de la Distribuidora y
que a la fecha estén recibiendo el gas bajo esta modalidad de servicio,
corresponde trasladar a la tarifa de dichos servicios el mismo precio
del gas que aquel que se aplica a los restantes servicios relacionados
con la Demanda Prioritaria abastecida por la Distribuidora.
Que, por otra parte, para aquellos usuarios GNC que a la fecha no estén
recibiendo gas de la Distribuidora como servicio completo, y a los
efectos de permitir que cualquier usuario GNC opte por elegir su
modalidad de compra retornando al abastecimiento con servicio completo
por parte de la Distribuidora (según Resolución del entonces Ministerio
de Energía y Minería N° 80-E/2017), esta Autoridad Regulatoria
considera que dichos usuarios sólo podrán acceder a servicio completo
GNC en la medida que la Distribuidora haya garantizado la contratación
del suministro de respaldo correspondiente a dicho abastecimiento por
el término de doce (12) meses y con vigencia a partir del próximo
período estacional.
Que, a tales efectos, dichos usuarios deberán solicitar a la
Distribuidora sus necesidades de requerimientos de gas, con una
antelación de por lo menos sesenta (60) días antes del próximo período
estacional que se inicia en abril del año próximo, para que la
Distribuidora pueda hacer sus mejores gestiones ante sus proveedores
para incluirlos dentro de las solicitudes contractuales previstas para
garantizar el abastecimiento de sus demandas dentro de dicho período.
Que a los fines de la determinación de los cuadros tarifarios
correspondientes a las Entidades de Bien Público fueron contempladas
las disposiciones de la Resolución RESOL-2018-14-APN-SGE#MHA de la
Secretaria de Gobierno de Energía de la Nación.
Que asimismo corresponde la implementación de la citada Resolución en materia de Tarifa Social Federal.
Que el Punto 9.4.2.5 de las Reglas Básicas de la Licencia de
Distribución dispone que las Licenciatarias deberán llevar una
contabilidad diaria separada del costo del gas adquirido por las
Distribuidoras y el valor de dicho gas contenido en las tarifas a los
usuarios, cuyas diferencias se acumularán mensualmente hasta el último
día hábil de cada mes del período estacional.
Que el mismo punto establece que, si en el transcurso del período
estacional, la suma de los montos mensuales no difiere en más de un 20%
de las ventas acumuladas del período estacional, tal suma se incorpora
con su signo al ajuste de tarifas del período estacional siguiente.
Que, además, el citado Punto 9.4.2.5 establece que en caso de que la
referida suma supere en valor absoluto el 20% mencionado
precedentemente, la Licenciataria podrá presentar a la Autoridad
Regulatoria nuevos cuadros tarifarios para su aprobación y registración
con el correspondiente recalculo de la variable G1 establecida en el
Punto 9.4.2.6 de las mencionadas Reglas.
Que, en tal sentido, las Licenciatarias hicieron presentaciones en las
que señalaban que se cumplían los alcances previstos en el punto
anterior en virtud de un cambio en las condiciones macroeconómicas que
provocó una brusca variación en la paridad entre la moneda nacional y
la moneda en la que están establecidos los precios de los contratos,
particularmente a partir de mediados de abril de 2018, lo cual tenía un
gran impacto en el flujo de fondos de la Licenciataria y en su capital
de trabajo.
Que las Distribuidoras han señalado, y los Productores han manifestado
en diversas presentaciones realizadas en este Organismo, que ante este
escenario las Licenciatarias han optado por pagar el suministro al tipo
de cambio incluido en el cálculo de la tarifa.
Que, en dicho marco el ENARGAS ha rechazado los argumentos planteados
en tanto toda la argumentación de las Licenciatarias resultaba
hipotética y meramente conjetural, dado que no acreditaron
materialmente el efectivo pago del gas al tipo de cambio actualizado y
utilizado como referencia para la determinación de las diferencias
entre el precio incluido en tarifa y el precio al tipo de cambio de
fecha de pago, no habilitando los aspectos invocados del ajuste de gas
comprado previstos en las RBLD.
Que, en tal sentido, también se debe precisar que para el tratamiento
de las diferencias diarias, es una condición absolutamente necesaria la
presentación de la información respecto de los montos efectivamente
pagados por las Distribuidoras a los Productores por la provisión del
gas en cuestión.
Que, en el marco de la Audiencia Pública N° 97, el representante de
CENTRO señaló que: “Respecto de la diferencia de tipo de cambio, lo que
regulatoriamente se llama Diferencia Diaria Acumulada (DDA), la
propuesta de esta distribuidora fue pagar esa diferencia en 24 cuotas
mensuales y consecutivas, con vigencia a partir del 1° de enero,
supeditado a la facturación y vencimiento de esas diferencias a los
clientes. Entendemos que eso es lo que permite garantizar el principio
de pass through, que es el que está vigente en nuestro marco
regulatorio”.
Que el Defensor del Pueblo de la Provincia de Santiago del Estero,
refiriéndose a los aumentos y a las DDA, se preguntaba “¿A dónde queda
la teoría del esfuerzo compartido? ¿Qué se le está pidiendo al usuario
Residencial 1, del cual Santiago del Estero tiene más del 45%? A ellos
se les ha incrementado más de 1600% y los planes de inversión apenas
llegan a un 500%. No se sabe si están haciendo asumir al usuario no
solo la devaluación, como lo decía la representante de la Defensoría
del Pueblo de la Nación, sino también el riesgo empresario”.
Que el representante de la Asociación Consumidores Mendocinos solicitó
que a las DDA “…las absorban las Productoras y las Distribuidoras en
función de un principio de equidad y de justicia esencial que debe
gobernar la política energética y tarifaria”.
Que, analizando el alcance de la normativa antes reseñada, el contexto
jurídico en el que fue dictada (plena vigencia de la Ley de
Convertibilidad), y los diversos argumentos expuestos, cabe concluir
que las Diferencias Diarias Acumuladas por abruptas variaciones en el
tipo de cambio o derivadas de significativos cambios en las condiciones
macroeconómicas no han sido contempladas al momento de la redacción del
Marco Regulatorio y, por lo tanto, corresponde considerar en
oportunidad de este ajuste semestral aquellas diferencias por lo
efectivamente abonado, como parte de la ejecución cierta de los
contratos, sin considerar el tratamiento de las Diferencias Diarias
Acumuladas por diferencias de cambio, requiriéndose medidas específicas
para tal fin.
Que, en tal sentido, mediante Nota Número
NO-2018-49343458-APN-DIRECTORIO#ENARGAS este Organismo solicitó a la
Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación, en el marco del ajuste
estacional previsto en el punto 9.4.2 de las RBLD, su competente
intervención en esta materia.
Que, al respecto, la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación
emitió la Resolución RESOL-2018-20-APN-SGE#MHA por la cual dispuso que:
“en forma transitoria y extraordinaria que para las diferencias entre
el precio del gas previsto en los contratos y el precio de gas
reconocido en las tarifas finales de las prestadoras del servicio de
distribución, valorizadas por el volumen de gas comprado desde el 1º de
abril y hasta el 30 de setiembre de 2018, el ENTE NACIONAL REGULADOR
DEL GAS (ENARGAS) instruirá a las prestadoras del servicio de
distribución al recupero del crédito a favor de los productores en
línea separada en la factura de sus usuarios, en VEINTICUATRO (24)
cuotas a partir del 1º de enero de 2019”. Asimismo, estableció las
tasas aplicables y dispuso que este Organismo “deberá definir el
mecanismo de recupero e instruir a las prestadoras del servicio de
distribución para su implementación”.
Que las propias Distribuidoras, al momento de exponer sus pretensiones
de traslado de diferencias diarias han propuesto para su recupero un
plan de 24 cuotas, que no surge de las RBLD vigentes, en relación con
las diferencias de cambio que originaron diferencias diarias no
abonadas al presente. Por lo tanto, las mismas prestadoras han
solicitado para esta cuestión un tratamiento diferente al contemplado
en la normativa vigente para otros supuestos.
Que, en consecuencia, atento a lo expuesto, en lo que respecta a las
diferencias diarias establecidas en el punto 9.4.2.5 de las RBLD,
corresponde determinar las DDA por el período para el cual se puede
disponer tanto de la información completa de facturación como de
inyección diaria y precios pagados, esto es enero a junio del corriente
año, en virtud del plazo de pago establecido en los contratos vigentes
(75 días desde el último día del mes de inyección).
Que, en tal sentido, para el cálculo de las DDA se han considerado las
conclusiones emergentes de los Informes técnicos de las gerencias
intervinientes del organismo, a saber: 1)
IF-2018-49348418-APN-GDYE#ENARGAS que define los volúmenes que deben
considerarse a efectos del cálculo de las DDA a través un procedimiento
de optimización de los contratos de compra de gas y las transacciones
spot del período; 2) Informes GA y GCER, enero a mayo,
IF-2018-48969160-APN-GA#ENARGAS; junio:
IF-2018-49434493-APN-GA#ENARGAS; y spot:
IF-2018-46896790-APN-GCER#ENARGAS.
Que para la determinación de los montos facturados por la Licenciataria
en concepto de gas se utilizaron los volúmenes entregados que surgen de
la información de Datos Operativos elaborados por el ENARGAS sobre la
base de la información oportunamente remitida por la Distribuidora, y
los precios de gas incluidos en las tarifas vigentes durante el período
estacional correspondiente.
Que en lo atinente a la información correspondiente al mes de junio, y
dado que se requiere de controles adicionales sobre la información y/o
declaraciones presentadas respecto de este período, corresponde su
consideración en forma provisoria.
Que en todos los casos se actualizan sólo los montos de las diferencias
diarias entre lo efectivamente pagado por las compras de gas y lo
facturado por la Distribuidora a los consumidores, por la tasa efectiva
del Banco de la Nación Argentina para depósitos en moneda argentina a
30 días de plazo, por pizarra, desde el momento del efectivo pago y
hasta el último día hábil del mes anterior a la entrada en vigencia del
siguiente período estacional, de acuerdo a lo previsto en las RBLD.
Que, en lo atinente al segmento GNC y toda vez que tales clientes
cuentan con la posibilidad de adquirir gas a través de un servicio
completo de las distribuidoras o a través de un contrato con otro
proveedor, se debe entender que las Diferencias Diarias Acumuladas
determinadas conforme los parámetros antes indicados deberán ser
abonadas por el cliente, aun cuando opte por un cambio de proveedor
para el período estacional siguiente ya que corresponden al valor de
gas ajustado del período estacional anterior, conforme las pautas que
establecen las RBLD y que integran el plexo normativo en el cual se
suscribe el contrato entre el cliente GNC y la prestadora zonal. Una
solución distinta implicaría atribuir a los nuevos usuarios los costos
del cliente que cambia de proveedor en clara violación de las
disposiciones del Art. 41 in fine de la Ley 24.076.
Que atento lo dispuesto en el Numeral 9.4.3. de las RBLD en materia de
traslado del costo de transporte, y habiéndose dictado las Resoluciones
ENARGAS Nº 265/18 y Nº 266/18 que establecen los nuevos cuadros
tarifarios de transporte, corresponde la inclusión del nuevo costo de
transporte aprobado en los cuadros tarifarios que se aprueban con el
presente acto.
Que con fecha 8 de agosto de 2018, el Instituto de Subdistribuidores de
Gas de Gas de la República Argentina (ISGA) solicitó a esta Autoridad
Regulatoria la inclusión de un ítem en el Orden del Día de las
Audiencias Públicas a convocarse para septiembre de este año, a fin de
que se considerara la adecuación del margen del servicio de
subdistribución, y una “recomposición” de su tarifa.
Que según manifestaba el ISGA en su presentación: “…mientras los
Cuadros Tarifarios aprobados en la RTI para el período 2017-2022
permiten a las Licenciatarias de transporte y distribución prestar el
servicio conforme lo requiere el Marco Regulatorio, esta situación no
se replica para los SDBs -los adherentes a la presente en particular- a
quienes, por el contrario, les provocan crecientes perjuicios
económicos y financieros”.
Que, asimismo, señalaba que “Los márgenes brutos de los SDBs,
particularmente los de quienes adhieren a la presente, se encuentra en
niveles que no les permiten una adecuada prestación del servicio” (el
destacado es nuestro).
Que, seguidamente, agregó que: “Los ingresos obtenidos por la
facturación de los servicios de distribución (a tarifas que a las
DISTCOS les resultan razonables) no les alcanzan a los SDBs para pagar
los costos de gas, transporte, peaje por uso de la red de distribución,
y los costos propios (operativos, comerciales y administrativos),
incluyendo los incurridos por capital de trabajo”.
Que, por las razones expuestas, el ISGA solicitó a esta Autoridad
Regulatoria: 1) La adecuación del margen bruto de la actividad de
Subdistribución para la prestación del servicio, mediante: (a) La
reformulación de la metodología de cálculo del precio del gas en el
Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para SDBs; (b) La
disminución de la tarifa SDB (proporcional a la relación entre el
margen de las Distribuidoras y el de las SDBs, y entre las tarifas SDB
de una región a otra); (c) La revisión de las tarifas negativas en el
“city gate” (entre la tarifa SDB y las finales por categorías); (d) La
redefinición de la Tarifa negativa a Gran Usuario (GU) y GNC cuando
para su atención las Distribuidoras utilizan las instalaciones y el
servicio de los SDBs; y (e) La inclusión de un cargo compensatorio
transitorio (equivalente a la diferencia entre los cargos fijos
vigentes y el aplicable a los SGP para recuperar deudas contraídas (por
gas, tarifa SDB, impuestos) a partir de vigencia de las tarifas de la
RTI.; 2) La inclusión de una tarifa y/o cargo estacional en categorías
residenciales y SGP (similar distribución eléctrica) o en su caso la
factura mínima que resuelve en parte el problema de falta de
contribución a los costos fijos en las épocas estivales en zonas de
veraneo; y 3) La neutralidad de la carga fiscal por variaciones que
gravan la actividad o imponen obligaciones recaudatorias que impactan
económica y/o financieramente en el margen de SDB.
Que teniendo presente lo solicitado por el ISGA, esta Autoridad
Regulatoria incluyó un punto especial en el Orden del Día de las
Audiencias Públicas N° 96 y 97, conforme surge de las resoluciones de
convocatoria a las mismas, RESFC-2018-184-APN-DIRECTORIO#ENARGAS y
RESFC-2018-186-APN-DIRECTORIO#ENARGAS.
Que, de ese modo, el planteo realizado por el ISGA sería puesto a
consideración en el mismo marco – Audiencias Públicas – que el
correspondiente a los ajustes semestrales (por aplicación de la
metodología de variación semestral) y estacionales (por traslado de
precio de gas y Diferencias Diarias Acumuladas).
Que en cada una de las Audiencias Públicas, el representante del ISGA
expuso cuál era la situación de algunos subdistribuidores, y reiteró
las consideraciones que ya habían sido planteadas previamente a esta
Autoridad Regulatoria en su presentación del 8 de agosto de 2018.
Que en cuanto al encuadre legal de la presentación del ISGA, la
Gerencia de Asuntos Legales de este Organismo emitió el Dictamen
Jurídico IF-2018-48101477-APN-GAL#ENARGAS del 27 de setiembre de 2018,
por el cual encuadró tal pretensión en las previsiones del Art. 47 de
la Ley Nº 24.076, en el entendimiento de que “si bien el ISGA no es en
rigor de verdad un ‘particular’, y tampoco calificó su petición en los
términos del Artículo 47 de la Ley N° 24.076, no corresponde hacer en
este caso una interpretación restrictiva de la norma. Efectivamente,
teniendo en cuenta el principio del informalismo a favor del
administrado, que rige en los procedimientos administrativos (conf.
Artículo 1, inc. c) de la Ley N° 19.549), no corresponde exigir a los
administrados requisitos formales no esenciales ni la calificación
jurídica de sus peticiones”. A lo que añadió: “dicho esto, se observa
que se hallan cumplidos los extremos que prevé el Artículo 47 de la Ley
N° 24.076 para que esta Autoridad Regulatoria proceda a analizar si los
cuadros tarifarios aplicables por los subdistribuidores resultan ser
adecuados o no, particularmente atendiendo los casos que encuadren en
los puntos (b) y (c) del pedido de ISGA referidos a la disminución de
la tarifa SDB y las tarifas negativas en el ‘city gate’. Asimismo,
teniendo presente los principios de celeridad, economía y eficacia
(conf. Artículo 1, inc. b) de la Ley N° 19.549), se entiende oportuno y
conveniente que dicho análisis se haga conjunta y paralelamente con el
correspondiente a los ajustes semestrales y estacionales de los cuadros
tarifarios de las Licenciatarias de Transporte y Distribución, que
también fueron objeto de las Audiencias Públicas N° 96 y 97”.
Que, en cuanto al alcance de las materias a analizar, el análisis
jurídico realizado las limitó a los puntos (b) y (c) del pedido de ISGA
referidos a la disminución de la tarifa SDB y las tarifas negativas en
el “City Gate”, por las razones expuestas en el mencionado Dictamen.
Que, en virtud de lo expuesto, se procedió analizar la relación y nivel
de las tarifas en City Gate entre la categoría SDB y las categorías
residenciales y de Servicio General P.
Que, al respecto, para el caso de los usuarios de la zona de licencia
de CENTRO se ha verificado que no se alcanza tal extremo razón por la
cual no corresponde realizar ajustes sobre los cuadros tarifarios de
distribución vigentes.
Que toda vez que los cuadros tarifarios se emiten con posterioridad al
día 1º de octubre de 2018, en razón de no contarse con la debida
antelación con información suficiente respecto de las Diferencias
Diarias Acumuladas, resultan aplicables las disposiciones del Numeral
9.9 de las RBLD que establece que “No habrá derecho al aumento de la
tarifa ni a indemnización alguna para compensar los efectos de la
demora en que se incurra por causas atribuibles a la Licenciataria en
poner en aplicación las tarifas iniciales o toda nueva tarifa que
posteriormente corresponda”.
Que el Servicio Jurídico Permanente de este Organismo ha tomado la intervención que por derecho corresponde.
Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS se encuentra facultado para el
dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto por los Artículos
38 y 52 inciso f) de la Ley N° 24.076 y en el Capítulo IX de las Reglas
Básicas de la Licencia de Transporte y el mismo Capítulo de las Reglas
Básicas de la Licencia de Distribución, aprobadas por Decreto N°
2255/92.
Por ello,
El DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
RESUELVE:
ARTICULO 1°: Declarar la validez de la Audiencia Pública N° 97 en
mérito a los CONSIDERANDOS precedentes, no haciendo lugar a las
impugnaciones formuladas.
ARTICULO 2°: Aprobar los Cuadros Tarifarios de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL
CENTRO S.A., con vigencia a partir del día de su publicación, que como
IF-2018-49736460-APN-GAL#ENARGAS forman parte del presente acto.
ARTICULO 3°: Aprobar el Cuadro de Tasas y Cargos por Servicios
Adicionales, obrante como IF-2018-49736460-APN-GAL#ENARGAS forma parte
del presente acto, a aplicar por DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.,
a partir del día de su publicación, el que deberá ser exhibido en cada
punto de atención de la Prestadora y de las Subdistribuidoras de su
área licenciada.
ARTICULO 4º: Disponer que los Cuadros Tarifarios que forman parte de la
presente Resolución, así como el Cuadro de Tasas y Cargos por Servicios
Adicionales también aprobado por este acto, deberán ser publicados por
DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. en un diario de gran circulación
de su área licenciada, día por medio durante por lo menos tres (3) días
dentro de los diez (10) días hábiles contados a partir de la
notificación de la presente; conforme lo dispuesto por el Artículo 44
in fine de la Ley N° 24.076.
ARTICULO 5°: Ordenar que para el caso de que la entrada en vigencia de
la presente Resolución se produzca durante el transcurso de un período
de facturación, será de aplicación lo dispuesto en el Punto 14 (k) del
Reglamento de Servicio de Distribución (T.O. por Resolución ENARGAS N°
I-4313/17 modificada por Resolución ENARGAS N° I-4325/17).
ARTICULO 6°: Instruir a las prestadoras del servicio de distribución a
implementar la bonificación correspondiente a los beneficiarios de la
TARIFA SOCIAL, la que será equivalente a un CIEN POR CIENTO (100%) del
precio del Gas Natural o del Gas Propano Indiluido por redes sobre un
bloque de consumo máximo -bloque de consumo base- determinado en el
ANEXO II (IF 2017-30706088-APN-SECRH#MEM) de la Resolución N° 474/2017
del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA DE LA NACIÓN.
Los consumos por encima de dicho bloque de consumo base se abonarán al
CIEN POR CIENTO (100%) del precio del Gas Natural o del Gas Propano
Indiluido.
ARTICULO 7°: Instruir a las prestadoras del servicio de distribución a
implementar que para los usuarios SGP-1 y SGP-2 de Servicio Completo
que cumplan con los requisitos establecidos en el artículo 6° de la
Resolución RESOL-2018-14-APN-SGE#MHA de la SECRETARÍA DE GOBIERNO DE
ENERGÍA del MINISTERIO DE HACIENDA DE LA NACIÓN, regirá un límite de
incremento del CINCUENTA POR CIENTO (50%) en el VALOR DEL GAS de las
facturas que se emitan con consumos realizados a partir del 1° de
octubre de 2018, tomando como base el monto del VALOR DEL GAS que
hubiere correspondido de aplicarse para la misma categoría de usuario y
para el mismo volumen consumido en el período de facturación corriente,
las tarifas correspondientes a los últimos Cuadros Tarifarios
aprobados, incrementado en un CINCUENTA POR CIENTO (50%).
ARTICULO 8°: Establecer que, conforme a lo dispuesto en el artículo 6°
de la Resolución RESOL-2018-14-APN-SGE#MHA de la SECRETARÍA DE GOBIERNO
DE ENERGÍA, y a los fines de la aplicación del beneficio mencionado en
el artículo precedente, los usuarios de las categorías SGP-1 y SGP-2 de
Servicio Completo que soliciten el acceso a este beneficio deberán
previamente estar inscriptos en el Registro de Empresas MiPyMES
previsto en la Ley N° 24.467, o ser beneficiarios del régimen de la Ley
N° 27.218 para Entidades de Bien Público de acuerdo con lo previsto en
la Resolución N° 218 del 11 de octubre de 2016 del ex MINISTERIO DE
ENERGÍA Y MINERÍA DE LA NACIÓN.
ARTICULO 9°: Disponer que la bonificación que eventualmente corresponda
facturar a los usuarios del Servicio General P-1 y P-2 de Servicio
Completo, en virtud de lo establecido en los artículos 5° y 6° de la
Resolución RESOL-2018-14-APN-SGE#MHA, se incorporará en la factura que
se emita al usuario en línea separada, a continuación de los conceptos
tarifarios relativos al Cargo Fijo y al Cargo por m3 de consumo –y en
su caso, al subsidio del Art. 75 de la Ley Nº 25.565 y modificatorias–,
bajo la denominación “Bonificación Resolución SGE Nº 14/18”.
ARTICULO 10: Los usuarios que adquieran gas natural con destino a
expendio de GNC, que a la fecha no estén recibiendo gas de la
distribuidora como servicio completo, sólo podrán acceder a tal
modalidad en la medida en que la distribuidora haya garantizado la
contratación del suministro de respaldo correspondiente a dicho
abastecimiento por el término de doce (12) meses y con vigencia a
partir del próximo período estacional.
A tales efectos, dichos usuarios deberán solicitar a la distribuidora
sus necesidades abastecimiento de gas, con una antelación de, por lo
menos, SESENTA (60) días antes del inicio del período estacional que se
inicia en abril del año próximo, para que la Distribuidora incluya sus
demandas dentro de tal período.
ARTICULO 11: Disponer que DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. deberá
comunicar la presente Resolución a todos los Subdistribuidores
autorizados a operar dentro de su área de Licencia, debiendo remitir
constancia de ello a este Organismo dentro de los diez (10) días de
notificada la presente.
ARTICULO 12: Registrar; comunicar; notificar a DISTRIBUIDORA DE GAS DEL
CENTRO S.A. en los términos del Artículo 41 de Decreto N° 1759/72 (T.O.
2017); publicar, dar a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y
archivar. Daniel Alberto Perrone - Carlos Alberto María Casares - Diego
Guichon - Mauricio Ezequiel Roitman
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 08/10/2018 N° 74731/18 v. 08/10/2018
(Nota
Infoleg:
Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la
edición web de Boletín Oficial. Los mismos pueden consultarse en el
siguiente link: Anexos)
(Nota Infoleg: las modificaciones a los Anexos que se hayan publicado en Boletín Oficial pueden consultarse clickeando en el enlace "Esta norma es complementada o modificada por X norma(s).")