Ciudad de Buenos Aires, 30/03/2019
VISTO los Expedientes N° EX-2019-06487785- -APN-GAL#ENARGAS y N°
EX-2019-09134279- -APN-GDYE#ENARGAS 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 GAS NATURAL BAN S.A. (en adelante e indistintamente la
“Licenciataria”, la “Distribuidora” o “BAN”) presta el servicio público
de distribución de gas natural conforme a la licencia otorgada por el
Poder Ejecutivo Nacional (PEN) mediante Decreto N° 2460/92.
Que conforme surge de la Ley N° 24.076, su Decreto Reglamentario N°
1738/92 y las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (RBLD), al
establecer el régimen tarifario aplicable al servicio de distribución
de gas, el Estado Nacional optó por el sistema de regulación por
Tarifas Máximas (o “Price Cap”); de esta forma, por un lado, se fijaron
las tarifas máximas iniciales con las cuales se prestarían los
distintos servicios, los mecanismos de actualización y revisión
tarifaria, y se estableció un marco regulatorio que en su letra y
espíritu garantiza, entre otros conceptos, la igualdad y no
discriminación en la prestación de los servicios.
Que las tarifas fueron establecidas de forma tal que permitieran
recuperar los costos de prestación y obtener una rentabilidad justa y
razonable. La estructura tarifaria resultante es un sistema que refleja
los costos de cada segmento de la industria.
Que la tarifa que pagan los usuarios finales de servicio completo se
encuentra compuesta por los siguientes componentes (conf. Artículo 37
de la Ley N° 24.076): (a) El Precio del Gas en el Punto de Ingreso al
Sistema de Transporte (PIST) que remunera a los productores de gas y
cuyo precio -que no está regulado- surge de los contratos firmados
entre las Distribuidoras y Productores; (b) La Tarifa de Transporte,
que remunera el transporte a través de los gasoductos troncales, desde
las áreas de producción hasta las áreas de consumo (ingreso al sistema
de distribución), y sí es regulada por el ENARGAS; y (c) La Tarifa de
Distribución, que remunera la prestación del servicio de distribución
de gas por redes, desde el punto de recepción en el gasoducto troncal
hasta los puntos de consumo, y es también regulada por el ENARGAS.
Que mediante Resolución RESOL-2019-1-APN-DIRECTORIO#ENARGAS de fecha 5
de febrero de 2019, se convocó a una Audiencia Pública para tratar las
siguientes cuestiones: 1) La aplicación de la Metodología de Adecuación
Semestral de la Tarifa, en los términos de lo dispuesto por las
Resoluciones que oportunamente aprobaron la Revisión Tarifaria Integral
(RTI); 2) 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; 3) La consideración de la creación de un Punto de
Ingreso al Sistema de Transporte en Escobar y de una ruta de transporte
GBA-GBA; y 4) Consideraciones sobre la tarifa de redes abastecidas con
Gas Licuado de Petróleo (GLP).
Que, previo a su celebración, se puso todo el material de consulta a
disposición de los interesados en la sede central del ENARGAS, en sus
Centros Regionales, y también en la página web de esta Autoridad
Regulatoria. 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 la Audiencia Pública tuvo lugar el 26 de febrero de 2019 en la
Ciudad Autónoma de Buenos Aires, habiéndose habilitado, además, centros
de participación virtual en las ciudades de Neuquén, Río Grande Bahía
Blanca y Rosario.
Que para participar de la Audiencia Pública se registraron 232
inscriptos, de los cuales 91 de ellos lo hicieron con carácter de
oradores. Efectivamente hicieron uso de la palabra 62 participantes,
uno de ellos no inscripto previamente que solicitó ser orador en el
curso de la Audiencia Pública. Las exposiciones fueron registradas en
la debida versión taquigráfica, la que obra en el Expediente
Electrónico N° EX-2019-06487785- -APN-GAL#ENARGAS.
Que, en lo atinente al debido procedimiento previo, si bien no refiere
a la Audiencia Pública, sino al procedimiento posterior, cabe mencionar
que mediante presentación ingresada a este Organismo el 28 de marzo de
2019 e identificada como IF-2019-19159771-APN-SD#ENARGAS, la Comisión
de Usuarios del ENARGAS (CUENARGAS) solicita la “suspensión del aumento
tarifario que se pretende aplicar a partir del día 1 de abril de 2019”,
fundando dicha pretensión en una aparente desinformación de los
usuarios afectados.
Que, del análisis de la actuación antes mencionada surge que CUENARGAS
hace referencia a los plazos que deben cumplirse entre el cierre de la
Audiencia Pública respectiva –en el caso, la N° 98 celebrada el 26 de
febrero pasado- y la emisión del correspondiente acto administrativo;
citando los artículos 22 y 24 del Anexo I de la Resolución ENARGAS N°
I-4089/16. Asimismo, efectúa una interpretación de dicho articulado e
indica que el plazo para la emisión del Informe de Cierre (cfr.
Artículo 22 citado) venció el 15 de marzo de 2019 “con lo cual el
ENARGAS contaba con un plazo muy acotado para analizar toda la
información y emitir la Resolución Final”.
Que el Informe de Cierre de la Audiencia Pública N° 98 emitido en el
marco del Expediente EX-2019-06487785- -APN-GAL#ENARGAS es,
efectivamente, de la fecha antes citada, por lo cual no se advierte
incumplimiento alguno por parte del ENARGAS, tanto de la norma antes
indicada, como de las disposiciones del Decreto N° 1172/03.
Que en lo que atañe a la supuesta exigüidad del plazo, manifestada por
CUENARGAS, cabe resaltar que el Informe de Cierre, conforme estipula la
Resolución ENARGAS N° I-4089/16, debe contener una expresión sumaria de
las intervenciones e incidencias de la Audiencia, no pudiendo realizar
interpretaciones de valor sobre el contenido de las presentaciones
(cfr. Artículo 22 citado), el cual recién es valorado en la oportunidad
de la emisión del correspondiente acto administrativo, no pudiendo
entonces advertirse agravio sobre este punto.
Que desde el cierre de la Audiencia –sea cual fuere y en cuanto aplique
el procedimiento allí dispuesto- el ENARGAS dispone de un plazo de
treinta (30) días hábiles administrativos para la emisión de la
Resolución Final en la que funda la decisión que se adopta y explicando
de qué manera ha tomado en cuenta las opiniones de los participantes y
la ciudadanía (cfr. Artículo 24 citado), por lo que no puede
confundirse un plazo con el otro, ya que la finalidad de la normativa
en uno y otro caso es diferente.
Que seguidamente, cita otra normativa que, según considera, avalan su
pretensión, incorporando a estas el Artículo 1094 del Código Civil y
Comercial en tanto dispone que, en caso de duda sobre la normativa
aplicable, resultará la más favorable para el consumidor, cuestionando,
incluso, por qué motivo “para el resto de los servicios los proveedores
están obligados a cumplir con el plazo de treinta días de información
previa a la vigencia de los aumentos”.
Que, sobre el particular, no puede hacerse lugar a dicho agravio toda
vez que, en primer término, el procedimiento de Audiencia Pública
cuenta con una normativa específica de la cual no existen dudas sobre
su aplicación, y en segundo, no es resorte de esta Autoridad
Regulatoria -ni su competencia- atender a plazos estipulados por otras
reglamentaciones, también específicas en la medida en que exista uno
particular aplicable al caso concreto.
Que, en este sentido, tampoco puede atenderse el reproche concerniente
a la eventual fecha del acto administrativo a emitirse y que se vincula
con un alegado incumplimiento al deber de información. La información
estuvo [y está] disponible desde antes de la Audiencia Pública en la
página web del Organismo y en el Expediente antes citado, conforme los
plazos fijados por esta Autoridad Regulatoria. No es correcto asimilar
la información previa a la Audiencia con el contenido de la Resolución
Final, ya que una tiende a la participación ciudadana en la toma de
decisiones y la otra, a la motivación del acto administrativo.
Que la suspensión solicitada, no tiene andamiaje en los términos de la
Ley N° 19.549 dado que a la fecha de su presentación no existía acto
administrativo al cual suspender en su ejecución y efectos, y -aunque
hubiera existido- tampoco resulta probado un derecho o interés legítimo
lesionado, de modo de que cause un perjuicio o agravio concreto en
contra del mismo, por haberse solicitado antes de su dictado, no
encuadrando en los términos del Artículo 12 de la Ley antes mencionada.
Que en relación con lo antes expuesto, no puede dejar de observarse que
el accionar de la Administración, así como sus actos, se presumen
conforme el ordenamiento jurídico, presunción que subsiste hasta que no
se declare lo contrario por el órgano competente.
Que en razón de ello tampoco habrá de prosperar la pretensión
introducida por CUENARGAS para prorrogar el plazo en que debe expedirse
el ENARGAS, dado que los plazos son obligatorios para los administrados
y para la propia Administración, no advirtiéndose en el caso particular
que el procedimiento especial establecido por la Resolución ENARGAS N°
I-4089/16 determine posibilidad excepcional alguna en este sentido.
Que la aplicación supletoria de la Ley de Defensa del Consumidor
–referida por la Comisión de Usuarios- implica que sus prescripciones
afectan a los servicios públicos sólo en aquellos aspectos no regulados
por la normativa específica; lo cual, como se ha visto, no acontece en
el caso. Es de destacar que la inteligencia de estas normas no debe
realizarse de forma aislada, desconectándola de todo lo que la compone.
Que, sin perjuicio de ello, cabe dejar sentado que el ENARGAS no es
competente en lo que concierne al análisis solicitado sobre “un nuevo
sistema de precios de la producción de gas”.
Que, por todo lo expuesto, no corresponde hacer lugar al pedido de
suspensión solicitado ni a la prórroga respecto de la emisión de la
Resolución Final a emitirse por este Organismo.
Que en el transcurso de la Audiencia Pública, diversos oradores
impugnaron la misma o solicitaron que aquella fuera declarada nula y,
en consecuencia, que los ajustes tarifarios fueran suspendidos y/o
dejados sin efecto.
Que uno de los argumentos para solicitar la nulidad de la Audiencia
Pública, durante su transcurso y posteriormente en presentaciones por
escrito, fue que la información había sido puesta a disposición de los
interesados con cierta demora o que resultaba ser insuficiente.
Que 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, permitió el acceso irrestricto
a los Expedientes Electrónicos, y se puso a disposición toda la
documentación pertinente en el sitio web del ENARGAS, de manera tal que
se pudiese acceder a dicha información tan pronto como era ingresada a
este Organismo.
Que, por otro lado, se adujo también que no había un ambiente
deliberativo. Al respecto, cabe señalar que se observaron 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 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” (Fallos: 339:1077).
Que, el Máximo Tribunal ha dicho que: “…en primer lugar se encuentra un
derecho de contenido sustancial que es el derecho de todos los usuarios
a recibir de parte del Estado información adecuada, veraz e imparcial.
La capacidad de acceder a una información con estas características es
un elemento fundamental de los derechos de los usuarios, pues ese
conocimiento es un presupuesto insoslayable para poder expresarse
fundadamente, oír a todos los sectores interesados, deliberar y formar
opinión sobre la razonabilidad de las medidas que se adoptaren por
parte de las autoridades públicas, intentando superar las asimetrías
naturales que existen entre un individuo y el Estado que habrá de fijar
la tarifa de los servicios públicos. La segunda condición está dada por
la celebración de este espacio de deliberación entre todos los sectores
interesados, con un ordenamiento apropiado que permita el intercambio
responsable de ideas en igualdad de condiciones y mantenga en todo
momento el imprescindible respeto por el disenso, bajo el connatural
presupuesto de que constituye un foro de discusión por un tiempo
predeterminado en función de las circunstancias del caso y no de
decisión, que se mantiene inalterada en manos de la autoridad pública”
(conf. Fallos: 339:1077, consid. 19°, segundo y tercer párrafo).
Que, entonces, 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 algunos oradores sostuvieron que cualquier aumento tarifario sería
irrazonable y/o confiscatorio y que no se observaría lo dicho por la
Corte Suprema de Justicia de la Nación en el precedente ya citado; en
ese sentido, algunos oradores hicieron, además, expresa referencia al
contexto de crisis social y económica en el que se celebraba la
Audiencia.
Que esta Autoridad Regulatoria convocó a la Audiencia Pública porque
esa es su obligación por expreso mandato legal y porque, en caso de
proceder en contrario, hubiera incumplido un deber. 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. 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 en el transcurso de la Audiencia Pública se hicieron diversas
consideraciones que no resultaban atinentes a su objeto. Algunas de
ellas tenían relación con la prestación de los servicios públicos de
transporte y distribución de gas y, por lo tanto, se hallan bajo la
órbita del ENARGAS. Sin embargo, otras cuestiones no sólo eran ajenas
al objeto de la Audiencia sino también a la competencia de esta
Autoridad Regulatoria.
Que entre las cuestiones ajenas al objeto de la Audiencia Pública, pero
que resultan de competencia del ENARGAS se encuentran las planteadas
por algunas Defensorías y Asociaciones de Usuarios y Consumidores,
relacionadas con: 1) La ejecución y control de los Planes de
Inversiones Obligatorias; y 2) La eliminación de la factura del
impuesto a los créditos y débitos (conocido como el “Impuesto al
Cheque”); 3) Revisión del sistema de traslado de tributos a través de
renglón separado en la factura; 4) Actividades vinculadas a Gasistas
Matriculados; y 5) Situación general de las Subdistribuidoras.
Que atento que ameritan una respuesta por parte de este Organismo, se
entiende que la herramienta idónea para tal fin es el sitio web del
Organismo, a través de consideraciones particularizadas.
Que entre las consideraciones ajenas al objeto de la Audiencia Pública
y extrañas, además, a la competencia de esta Autoridad Regulatoria, se
hallan las siguientes: 1) Subsidios a usuarios de gas natural
(Ampliación de la Tarifa Social; Bonificaciones a Clubes de Barrios;
consideración de diversas zonas (v. gr. Bahía Blanca) como “zona
fría”2) Otorgamiento de subsidios a usuarios de GLP envasado y
actualización del Programa Hogar; 3) Declaración de emergencia
energética y tarifaria, y “congelamiento” de tarifas; 4) Modificación
de las normas vinculadas con procedimiento de Audiencia Pública a fin
de que sean vinculantes; 5) Modificación de la moneda (USD) en que se
pacta el precio de gas en boca de pozo; y 6) Permisos de Exportación y
supuesto subsidio en beneficio de usuarios extranjeros.
Que es de destacar que se ha remitido la
NO-2019-19247547-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, a fin de poner en conocimiento
de la SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA las presentaciones recibidas en
la instancia participativa.
Que durante todo el quinquenio, y en forma semestral, se evalúan
ajustes que, en el marco de un sistema tarifario por Tarifas Máximas (o
“Price Cap”), tiene por objeto mantener en términos constantes la
tarifa establecida al inicio de aquel.
Que en la presentación del representante de BAN, se sostuvo que
“solicitamos aprobar el incremento del margen de distribución y tasas y
cargos propuestos de acuerdo a la fórmula del Anexo V de la resolución
4.354”.
Que por su parte, el representante de la Defensoría del Pueblo de la
Nación, manifestó que: “…en cuanto al mecanismo de actualización
semestral, los cuadros tarifarios que se presentaron incluyen
diferencias del IPIM que no fueron reconocidas en las resoluciones que
aprobaron los cuadros tarifarios de octubre de 2018. Algunas de las
distribuidoras estimaron el IPIM porque no estaba publicado, y al
publicarse el mes de enero, algunas han presentado sus rectificatorias.
Pero es algo que no han dicho las distribuidoras en esta audiencia y sí
lo han efectuado en sus presentaciones, que existen recursos contra las
resoluciones que aprobaron los cuadros tarifarios de octubre de 2018.
Porque se aprobó con un porcentaje menor a lo que habían solicitado”.
Que, asimismo, el representante de la Municipalidad de La Matanza
cuestionó que los cuadros presentados por las Licenciatarias en el
marco de la Audiencia Pública no fueran definitivos sino provisorios.
Al respecto sostuvo que: “…estamos hoy, 26 de febrero, con un pedido de
aumento, sobre todo de las Distribuidoras y Transportadoras, pero
principalmente de las distribuidoras, cuyo porcentaje final no lo
conocemos al final de esta Audiencia Pública. Es decir, recién el 15 de
marzo, con la incorporación de la inflación mayorista y del valor del
tipo de cambio al 15 de marzo, vamos a saber cuánto, si bien el
promedio está entre 34 y 36, probablemente sea superior, lo cual es de
por sí preocupante”.
Que la metodología de ajuste semestral aprobada por el Anexo V de las
Resoluciones que aprobaron la RTI 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 Revisión Integral de Tarifas (en 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, dentro del esquema previsto en las Resoluciones
que implementaron la RTI, no está establecida la automaticidad del
procedimiento; efectivamente, las Licenciatarias deben presentar los
cálculos correspondientes al ajuste semestral al ENARGAS, a fin de que
este último 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, por ejemplo, niveles
de actividad, salariales, jubilaciones, entre otras cuestiones.
Que la no automaticidad del ajuste comprende no sólo una cuestión procedimental, sino que reviste también contenido sustancial.
Que en oportunidad de hacer el análisis correspondiente para el ajuste
de Octubre-2018, esta Autoridad Regulatoria, en ejercicio de sus
potestades técnicas y regulatorias, aplicó como índice de actualización
de la tarifa el promedio simple de: 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).
Que dicho proceder obedeció a las particulares circunstancias
macroeconómicas y coyunturales, y a lo dispuesto en la normativa
vigente (Ley N° 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 ese orden de ideas, a los efectos de definir los ajustes
semestrales aplicables a las tarifas de la Licenciataria, y
considerando que se trata de un procedimiento de ajuste no automático,
se analizó la evolución de los indicadores de precios de la economía.
Que, en lo que respecta a la evaluación del período a considerar para
la presente adecuación semestral, se entiende razonable que la fórmula
en la metodología de actualización se analiza utilizando la variación
observada de los índices para el período entre agosto de 2018 y febrero
de 2019, y no utilizar la variación acumulada desde 2018.
Que ello así en tanto evaluar todo el período implicaría considerar
nuevamente la evolución dispar entre el IPIM y los otros índices, que
fue precisamente lo que llevó al uso de un índice polinómico para su
aplicación en el período anterior.
Que, contrariamente a lo expresado por la Licenciataria, no resulta
razonable incluir en el análisis la disparidad pasada entre los
índices, ya que de otra manera se estaría reconociendo en el presente
ajuste semestral la evolución pasada de un índice (el IPIM), el cual
reflejaba una notoria disparidad con los demás índices observados en
aquel período.
Que, si se hiciera lugar a lo peticionado por la Licenciataria, el
índice a aplicar reconocería y comprendería el índice que precisamente
no se tuvo en consideración en el período anterior. De esa manera, la
Distribuidora terminaría obteniendo un nivel de ajuste que esta
Autoridad Regulatoria evaluó oportunamente y consideró inapropiado.
Que, en la evaluación del índice a considerar para el presente ajuste
semestral resulta concluyente constatar, de acuerdo a la evolución
observada de los diferentes índices de la economía, cómo se ha
revertido en el período agosto 2018-febrero 2019 el proceso de notoria
disparidad que mostraba la variación del IPIM respecto de otros
indicadores de la economía al mismo tiempo que se estabilizó
relativamente el contexto macroeconómico.
Que en el período a considerar para la adecuación semestral se observó
que -por ejemplo- disminuyó la disparidad entre la evolución del IPIM
respecto al IVS. En ese sentido, la disparidad del período actual es
casi la mitad de lo que mostraban como diferencia dichos índices en el
período anterior (4,55% versus 10,27%).
Que, en función de lo expuesto y del análisis efectuado que incorpora
lo previsto en la normativa vigente, junto con el procedimiento llevado
a cabo en los ajustes previos, y las presentaciones de las partes
intervinientes e interesadas en el proceso de la adecuación semestral
de la tarifa, resulta procedente emplear como índice de actualización
de la tarifa el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) entre
los meses de agosto de 2018 y febrero de 2019, el cual resulta en una
variación total para el período estacional de 26,0%.
Que en igual sentido, el Decreto N° 1411/94 establece que el ENARGAS
deberá certificar si las operaciones de compra de gas natural
realizadas por las Prestadoras se han concretado a través de procesos
transparentes, abiertos y competitivos, realizando esfuerzos razonables
para obtener las mejores condiciones y precios en sus operaciones.
Que la Secretaría de Gobierno de Energía del Ministerio de Hacienda de
la Nación (en adelante “SGE”) aprobó, mediante la Resolución SGE N° 32
del 8 de febrero de 2019 (RESOL-2019-32-APN-SGE#MHA), un mecanismo para
el concurso de precios para la provisión de gas natural en condición
firme para el abastecimiento de la demanda de usuarios de servicio
completo de las prestadoras del servicio público de distribución de gas
por redes.
Que el Anexo I del Decreto N° 2731/93, en su artículo 4 estableció que:
“Las empresas licenciatarias de distribución de gas natural que deseen
efectuar transacciones de compra en el MCPGN (Mercado de Corto Plazo de
Gas Natural), sólo podrán hacerlo en un porcentaje equivalente al
VEINTE POR CIENTO (20%) de sus volúmenes operados, durante el mismo mes
del año inmediato anterior. La SECRETARIA DE ENERGIA podrá liberar de
esta restricción a las mencionadas, sólo en caso de fuerza mayor que
imposibilite el cumplimiento de las entregas pactadas en el marco del
MMLPGN (Mercado de Mediano y Largo Plazo de Gas Natural) o de
operaciones concertadas con anterioridad a la fecha del presente, por
un plazo equivalente a la duración del impedimento que deberá ser
debidamente justificado”.
Que, asimismo, vale remarcar que el 11 de febrero del corriente el
ENARGAS dictó la Resolución RESFC-2019--72-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, por
medio de la cual aprobó la metodología detallada para los traslados de
tarifa de los precios del gas natural y un procedimiento general para
el cálculo de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).
Que, atento a que los precios pactados en los contratos de compra venta
de gas natural podrían encontrarse denominados en dólares
estadounidenses, en la mencionada Resolución
RESFC-2019-72-APN-DIRECTORIO#ENARGAS se estableció que el tipo de
cambio a utilizar para el traslado de los precios de gas a tarifas
sería el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la
Nación Argentina (Divisas) observado entre el día 1 y el día 15 del mes
inmediato anterior al inicio de cada período estacional o bien los
tipos de cambio contenidos en los contratos cuando estos contemplen
cotizaciones más bajas.
Que, conforme lo expuesto, el tipo de cambio a tener en consideración
en el presente ajuste estacional asciende a Cuarenta y Uno con Tres
milésimos (41,003 $/USD), sin perjuicio de la aplicación de los
contenidos de los contratos siempre que contemplen cotizaciones más
bajas.
Que conforme surge de las presentaciones realizadas ante esta Autoridad
Regulatoria, la Licenciataria expresó que: “En línea con esto, nosotros
hemos propuesto lograr un mejor precio y la cobertura plena de su
demanda prioritaria. Ban solicitó oportunamente habilitar una relación
diferente a la que estaba planteada en la subasta o en la consulta, una
relación 1:3:5 entre los volúmenes de verano, estacional e invierno,
como se ve en el gráfico, que es lo que ajusta mejor a la curva de
demanda de Ban”.
Que, agregó, que “La curva de Ban, la demanda de Ban, de su mercado
residencial, el servicio completo, es esta. Nosotros hemos planteado
que la relación, para poder cubrir adecuadamente la demanda y poder
abastecer al menor precio a nuestros clientes de servicio completo, era
una relación de una unidad en el invierno, tres en el período
estacional y cinco en el período de punta. De esta forma podríamos
tener un único precio invierno-verano, de forma tal de cubrir a un
único precio toda la demanda anual. En febrero del año 2019, la
Secretaría definió, a través de la resolución 32, a diferencia de lo
que se había propuesto, la existencia es la única alternativa a ser
subastada: una relación uno a dos y medio; uno, en este caso, es el
marrón, una unidad de verano, con dos y medio en el invierno. Como se
puede observar, esta relación de la subasta es inferior a las
necesidades de abastecimiento que tiene la distribuidora en el período
invernal.”
Que la Distribuidora también agregó que: “El 14 y 15 febrero pasado, a
través de la subasta de MEGSA, de Cuenca Neuquina y Noroeste, Ban
cubrió el ciento por ciento y el 85%, respectivamente, de las
necesidades de suministros posibles de adquirir en dicho ámbito. Fue el
59% de nuestra demanda invernal. Ban ya tenía contratado el 10% del
aprovisionamiento invernal, previo a la subasta del MEGSA. Ante las
características de la subasta del MEGSA, Ban realizó un concurso
abierto y complementario, en forma privada, a fin de contratar el 31%
de la demanda remanente. El mercado, en esta subasta, ofertó una
porción mínima -el 8% de las necesidades- a precios elevados”.
Que, añadió, que “Ban históricamente gestionó una cobertura contractual
del 100% de su demanda invernal. El año pasado, a modo de ejemplo,
ENARSA proveyó el 25% con un contrato a término por el período
invernal, pero en el corriente año no participó en la subasta tanto de
MEGSA ni respondió al concurso de precio abierto por Gas Natural Ban.
Ante esto, lo que tenemos es, considerando los precios obtenidos en las
subastas, los estimados y los volúmenes previstos para el próximo
semestre, el precio provisorio calculado para el PIST, precio de
ingreso al sistema de transporte, sujeto a ajustes según avancen las
contrataciones, es el siguiente. Nosotros, como habíamos mencionado,
tenemos el 10% previamente contratado, el 55% contratado a través del
MEGSA Neuquén, el 4% a través del MEGSA Noroeste y nos quedó pendiente
el 31% del volumen aún no contratado”.
Que, además señaló, que “Dados los plazos y restricciones de la subasta
MEGSA, que condicionaron la celebración de contratos para la totalidad
de la demanda prioritaria, antes de esta audiencia Ban continúa
realizando gestiones para lograr la cobertura plena de su demanda y una
mejora en los precios estimados para abastecimiento del consumo
invernal. Finalmente, dado que el ENARGAS definió que se utilizará,
para la conversión de los precios en dólares a pesos, la cotización de
la primera quincena de marzo, en nuestra propuesta se utilizó el valor
del REM, de $39,42 por dólar”.
Que el representante de la Defensoría del Pueblo de la Nación, sostuvo
sobre el particular que: “Si bien en la subasta del gas el precio del
gas fue mayor al que se esperaba, lo cierto es que se estableció un
precio promedio de 4,62 dólares el millón de BTU. Los precios
informados por las distribuidoras oscilan entre 5,41 dólares o 4,59
dólares el millón de BTU. El precio de gas incluido en los cuadros que
presentaron oscila entre 7,86 y 6,54 pesos el metro cúbico. Así es que,
existiendo diferencias, no sabemos cuál es el precio que en definitiva
se va a trasladar. Entendemos que debería ser el que fue producto de un
escenario de mayor transparencia, como es la subasta, y no deberían
considerarse o reconocerse los precios de los volúmenes adquiridos por
fuera de la misma”.
Que, al respecto, a fin de computar el precio de gas en PIST que
integra la tarifa de la Distribuidora, y en ejercicio de expresas
potestades técnicas y tarifarias (conf. Artículo 38, inc. d) de la Ley
N° 24.076), esta Autoridad Regulatoria no ha adoptado en su totalidad
los precios presentados por la Licenciataria en sus contratos, sin
perjuicio de su vigencia conforme los términos del Artículo 38, párrafo
5°, última parte, del Decreto N° 1738/92.
Que es un deber de la Licenciataria para una adecuada gestión de
compra, que resguarde el principio rector del Artículo 38 inc. d) de la
Ley Nº 24.076, efectuar sus mejores esfuerzos a fin de cubrir su
demanda utilizando las herramientas que le brindan los procedimientos
de contratación abiertas y competitivos.
Que, por otra parte, corresponde señalar que a los fines de la
determinación de los cuadros tarifarios correspondientes a las
Entidades de Bien Público fueron contempladas las disposiciones de la
RESOL-2019-146-APN-SGE#MHA.
Que, asimismo, mediante la RESOL-2019-148-APN-SGE#MHA se estableció una
bonificación en el precio de gas en el punto de ingreso al sistema de
transporte para los meses de abril y mayo del corriente año, indicando
que este Organismo debe considerarlo al momento de emitir los cuadros
tarifarios pertinentes, por lo que los cuadros anexos a la presente
contemplan la reducción prevista en el citado acto.
Que habiéndose verificado que las presentaciones efectuadas por la
Licenciataria encuadran, con las precisiones y limitaciones antes
indicadas, en los supuestos previstos por la normativa, corresponde
trasladar a tarifa el precio correspondiente del gas en los términos
del citado Numeral 9.4.2. de las RBLD, en los términos de los cuadros
tarifarios que obran como anexos a la presente.
Que con relación a las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), el Punto
9.4.2.5 de las RBLD establece que las licenciatarias deberán llevar
contabilidad diaria separada, del precio y del valor del gas comprado e
incluido en sus ventas reales, y de la diferencia entre este último
valor y el del gas incluido en la facturación de tales ventas reales.
Al precio estimado, determinado en 9.4.2.4 de las Reglas Básicas, las
diferencias diarias se acumulan mensualmente y hasta el último día
hábil de cada mes del período estacional.
Que las DDA se incorporan con su signo al ajuste de tarifas determinado
en el punto 9.4.2 del período estacional siguiente y se dividen por el
total de metros cúbicos vendidos por la distribuidora en el período
estacional siguiente, pero del año anterior. El resultado de este
cociente se adiciona a la expresión G1, definida en el numeral 9.4.2.2
o 9.4.2.6 de las RBLD, según corresponda.
Que para el tratamiento de las DDA, 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 vale recordar que, de acuerdo al artículo 7° del Decreto N°
1053/18, sobre modificación del presupuesto general de la
administración pública nacional para el ejercicio 2018, el pago de las
Diferencias Diarias Acumuladas mensualmente entre el valor del gas
comprado por las prestadoras del servicio de distribución de gas
natural por redes y el valor del gas natural incluido en los cuadros
tarifarios vigentes entre el 1° de abril de 2018 y el 31 de marzo de
2019, generadas exclusivamente por variaciones del tipo de cambio y
correspondientes a volúmenes de gas natural entregados en ese mismo
período, fue asumido con carácter excepcional por el Estado Nacional
conforme lo allí establecido.
Que, a esos fines, el ENARGAS determinará – conforme a lo previsto en
el punto 9.4.2.5 de las RBLD – para cada prestadora y considerando los
proveedores adheridos a este régimen, el monto neto correspondiente a
las Diferencias Diarias Acumuladas correspondientes al período Abr ’18
– Mar ’19.
Que, asimismo, sin perjuicio de lo establecido por el Decreto N°
1053/18, corresponde determinar las DDA (conf. el Punto 9.4.2.5 de las
RBLD) 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 1 de julio a 31 de diciembre de 2018, en virtud del
plazo de pago establecido en los contratos vigentes.
Que, en ese orden de ideas, la Licenciataria sostuvo que: “las
diferencias diarias generadas para el período estacional
julio-diciembre de 2019, conforme las previsiones del numeral 9.4.2.5
de las Reglas Básicas, las derivadas de los precios oportunamente
pagados a proveedores según los contratos vigentes y los volúmenes
definitivos de datos operativos presentados para los meses de enero y
febrero de 2018, todo ello según lo indicado en la presentación de Ban
del 19 de febrero. No están consideradas diferencias por tipo de cambio
a partir de abril de 2018, con expresa reserva sobre la efectiva
aplicación del decreto 1053/18. Las DDA así determinadas arrojan una
diferencia de $10,29 por metro cúbico.”
Que, al respecto, el representante de la Defensoría del Pueblo de la
Nación, sostuvo que: “En cuanto a los traslados de las diferencias
diarias acumuladas, entendemos que hay una mayor previsión para los
usuarios en cuanto al tipo de cambio que se define en forma previa a
cada período semestral. Pero sí solicitamos que se realice un
exhaustivo control en los montos de las diferencias diarias acumuladas
que se pretenden trasladar, pues existen diferencias sustanciales entre
las distintas distribuidoras”.
Que la Asociación Civil Centro de Educación, Servicios y Asesoramiento
al Consumidor, cuestionó el Decreto N° 1053/18 porque entendía que: “Le
están dando un seguro de cambio, de tipo de cambio, y un plazo fijo,
con las diferencias diarias acumuladas, a las empresas del sector, y
todo, absolutamente todo, a costillas del usuario, del bolsillo de la
gente”.
Que el representante de Consumidores Argentinos, Asociación para la
Defensa, Educación e Información del Consumidor, sostuvo que: “A todo
esto, está este negocio de las DDA, donde cambiamos un riesgo eventual,
que puede ser una diferencia cambiaria, por un riesgo seguro, que es
pagar el seguro. El seguro está cargado en la tarifa. O sea, el seguro
que ponen para evitar las diferencias diarias acumuladas, ahora dicen
que va dentro del precio, y por eso sería una de las excusas que
estamos pagando más caro”.
Que el Sr. Ricardo Vago sostuvo que: “Y esto parte de un razonamiento
que es correcto: no hay más diferencias acumuladas en el tipo de
cambio, como ahora está saldando el Estado, pero lo que hay es
simplemente una posición que muy bien podría allanar en colusión de las
cuatro, cinco grandes empresas decir: yo subo el valor del dólar por
metro cúbico y después hago competencia, pero defino que subo el valor
de poner un seguro o un valor más elevado. Porque estamos haciendo una
definición de seis meses o un año, según cómo se lo mire, en el peor
momento de la situación de previsibilidad económica de un producto que
el mercado define en dólares, y los usuarios ganamos en pesos”.
Que en tal sentido, para el cálculo de las DDA se consideran las
conclusiones emergentes de los Informes técnicos de las gerencias
intervinientes del organismo, a saber: 1) El Informe
IF-2019-19260736-APN-GAYA#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; y 2) Los Informes IF-2019-19227628-APN-GCER#ENARGAS e
IF-2019-19223429-APN-GCER#ENARGAS, que definen los precios del gas
comprado por la Distribuidora.
Que, por otra parte, 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 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 cabe señalar que la Distribuidora, en lo que respecta a la
información sobre DDA que debía presentar oportunamente ante esta
Autoridad Regulatoria, incumplió el plazo establecido en la Resolución
RESFC-2019-72-APN-DIRECTORIO#ENARGAS, como así también la prórroga
excepcional concedida posteriormente.
Que, por esa razón, atento la relevancia que reviste dicha información,
y teniendo en cuenta los plazos que esta Autoridad Regulatoria requiere
para hacer el análisis pertinente, correspondería advertir a la
Licenciataria que, en caso de reincidir, no tendrá derecho a que se le
reconozcan en tiempo oportuno las DDA, ni a indemnización alguna para
compensar los efectos de su demora (conf. Punto 9.9. de las RBLD).
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
que establecen los nuevos cuadros tarifarios de transporte, corresponde
la inclusión del nuevo costo de transporte aprobado en los cuadros
tarifarios que se adjuntan.
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 el Capítulo IX 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° 98 en
mérito a los CONSIDERANDOS precedentes, no haciendo lugar a las
impugnaciones formuladas.
ARTICULO 2°: No hacer lugar al pedido de suspensión solicitado por la
Comisión de Usuarios del ENARGAS (CUENARGAS) ni a la prórroga respecto
del dictado de la presente Resolución Final.
ARTÍCULO 3°: Aprobar los Cuadros Tarifarios de GAS NATURAL BAN S.A.,
con vigencia a partir del 1° de abril de 2019, 1° de mayo de 2019 y 1°
de junio de 2019, conforme los Anexos
IF-2019-19563193-APN-GDYE#ENARGAS, IF-2019-19563182-APN-GDYE#ENARGAS e
IF-2019-19563217-APN-GDYE#ENARGAS, respectivamente, que forman parte
del presente acto.
ARTICULO 4°: Aprobar el Cuadro de Tasas y Cargos por Servicios Adicionales, obrante
como Anexo IF-2019-20172070-APN-GDYE#ENARGAS, que forma parte del
presente acto, a aplicar por las Prestadoras a partir del día de su
publicación, el que deberá ser exhibido en cada punto de atención de
las Prestadoras y de las Subdistribuidoras de su área licenciada.
(Artículo sustituido por art. 8° de la Resolución N° 201/2019 del Ente Nacional Regulador del Gas B.O. 03/04/2019, rectificado por art. 1° de la Resolución N° 203/2019 del Ente Nacional Regulador del Gas B.O. 04/04/2019)
ARTICULO 5º: Disponer que los Cuadros Tarifarios que forman parte de la
presente Resolución, así como los Cuadro de Tasas y Cargos por
Servicios Adicionales también aprobados por este acto, deberán ser
publicados por GAS NATURAL BAN 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 6°: 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.
ARTICULO 7º: Disponer que GAS NATURAL BAN 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 8º: Registrar; comunicar; notificar a GAS NATURAL BAN 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 - Diego Guichon - Griselda Lambertini - 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. 01/04/2019 N° 21338/19 v. 01/04/2019