Argentina

Texto 2013

El texto se redacta por la Secretaría Ejecutiva de la CIER con base a información extraída del Informe Anual de CAMMESA de 2012,  el Paper publicado en la página WEB de ADEERA  de Mayo de 2003 titulado “The Argentine Regulatory Framework Vis-a-Vis the Current Political Crisis and its Socioeconomic Consequences”; así como otras fuentes secundarias de información.

 1.1        Generación

1.1.1        Principales aspectos normativos de impacto en la inversión y el abastecimiento

El modelo implementado en el sector eléctrico a comienzos de la década de los 90 basado en una división vertical de tres segmentos diferenciados de generación, transporte y distribución, con libre acceso a las redes, se ha ido ajustando y modificando desde 2002.

Las dificultades macroeconómicas que se registraron en el país en 2001, derivaron a comienzos del 2002 en la sanción de la Ley 25.561 de “Emergencia Económica” que dispuso, entre otra cosas, la pesificación de las tarifas de los servicios públicos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar, dejando sin efecto las cláusulas de ajuste e indexación. En este contexto, todos los precios regulados del mercado eléctrico (precios estacionales a distribuidores, costos variables de producción, el precio de la potencia y de la ENS) fueron pesificados (Resolución SE N° 2/02) y por la Resolución SE 240/03 del año 2003 se puso un techo al costo variable reconocido para la sanción de precios.

Desde esa fecha distintas resoluciones han determinado los precios cobrados por los generadores. En particular el precio spot y los precios estacionales trasladados a los consumidores regulados han sido inferiores a los costos marginales del sistema. Ante esa situación, las autoridades han establecido diversos mecanismos administrativos para aumentar la capacidad de generación: procedimientos de compra de energía a generadores privados, compra de centrales, y mecanismos de capitalización de las acreencias de los generadores ante el mercado con el fin de construir nuevas centrales.

En fecha reciente, y de acuerdo a manifestaciones de las autoridades del sector, aparece como posible el cambio hacia un nuevo mecanismo de remuneración de la generación basado en la retribución de costos de los generadores y no en remuneraciones marginalistas, como el vigente a partir de las reformas de inicios de los años noventa.

1.1.2        Características del sector que influyen en la inversión y el abastecimiento

Según datos de Cammesa, la capacidad instalada de Argentina estaba compuesta, al fin del año 2012 por 31056 MW (29701 MW en 2011), de los cuales 11148 MW de centrales hidráulicas, 18785 MW de centrales térmicas convencionales y 1005 de centrales nucleares.

La energía generada en 2012 y destinada a los agentes fue de 121192 GWh (116381 GWh en 2011), y tuvo en un 65,4% origen térmico (60,7% en 2011), 29,1% hidráulico (32,5% en 2011), 4,7% nuclear y 0,3% procedió de la importación (2% en 2011).

El principal combustible para la generación térmica es el gas natural.

Durante el año 2012 no hubo cambios en el sistema de transmisión de 500 kV, manteniéndose una longitud total de línea de 13762 Km.

La distribución troncal aumentó la longitud de línea, pasando de 17212 Km a 17497 Km en el 2012.

1.1.3        Mercados para los generadores

·      Mercado de corto plazo o spot

El mercado spot tiene un precio establecido en forma horaria que fue definido como el costo marginal de generación en el despacho económico.

La Resolución SE 240/03, como consecuencia “de una situación anormal en el abastecimiento de gas natural a centrales eléctricas”, puso un techo al costo marginal reconocido para sanción de precios, utilizando el correspondiente al gas natural declarado y/o el máximo reconocido para cada máquina, y no considerando en la formación de precios los costos variables mayores debidos al empleo de combustibles líquidos.

El precio de la electricidad en cada nodo vinculado al mercado es igual al precio de mercado afectado por el valor de las pérdidas marginales debidas al transporte de la energía.

El precio de la energía, determinado según las Res. SE 240/03, que supone abastecimiento de gas sin límites para todo el parque generador que lo pueda consumir y con un tope de 120 $/MWh, fue evolucionando a lo largo del año según las variaciones del precio de dicho combustible y del parque térmico convocado, con un precio medio mensual de 119.7 $/MWh.

El precio monómico representativo de costos total de operación del MEM, incluyendo los cargos de potencia y sus servicios asociados, los sobrecostos debido a la utilización de combustibles distintos al gas natural, los cargos a la demanda excedente de los GU, la cuenta de importación de Brasil y los Contratos de Abastecimiento MEM, alcanzó una media del orden de los 332$/MWh, frente a los 320 $/MWh del año anterior.

Como resumen del año de las variables económicas más relevantes, se destacan que la diferencia entre el precio monómico en el 2012, comparado con el 2011, se debió a:

-       PM spot se mantuvo cercano a los 120 $/MWh.

-       No hubo importación de Brasil.

-       Aumento de los costos de contratos MEM por ingreso de algunos contratos tipo 220, aumento NASA e incremento generación distribuida/móvil de ENARSA.

-       Menor costo por potencia y servicios por caída de Acuerdos.

-       Aumento de sobrecostos de despacho por aumento despacho térmico con combustibles alternativos.

·      Mercado de generación para los clientes regulados (Demanda a Precio Estacional)

En lo que respecta a la demanda a precio estacional, hasta octubre 2012 se aplicó la Resolución SE N° 1301/11, determinándose nuevos Precios de Referencia Estacionales de la Energía No Subsidiada para ser aplicado a algunos puntos de suministro en función de su actividad comercial. Además se incorporaron nuevos cargos a abonar por los distribuidores en caso en donde se hubiere ajustado el VAD o aumento de las tasas municipales (reajuste subsidio, Alumbrado Público), o por una nueva valorización de las perdidas excedentes a las técnicas.

Para el resto de la demanda a precio estacional se continuó aplicándose la política de precios diferenciales de la energía a usuarios finales, manteniendo sin variantes la tarifa para los distintos tipos de usuarios.

A partir de Noviembre 2012 se aplicó la Resolución SE N° 2016/13, definiéndose un único precio monómico de compra para cada distribuidor y para el total de su demanda, sin especificar banda horario y/o el tipo consumidor, definido según lo señalado en la norma anterior.

El precio monómico estacional anual, representativo de lo recaudado de los agentes distribuidores, fue del orden de 83 $/MWh

De la misma forma que el año anterior los pagos de los demandantes no alcanzaron a nivelar los costos reales de generación, que fueron cubiertos con aportes del Fondo Unificado al Fondo de Estabilización (tesoro nacional).

·      Mercado de generación para los clientes libres

Existen  tres categorías de clientes libres de acuerdo a las modalidades de consumo: los Grandes Usuarios Mayores (GUMA) con una demanda mayor o igual a 1 MW, los Menores (GUME) con una demanda entre 30 KW y 2 MW y los Particulares (GUPA) entre 30 kW y 100 kW. Dependiendo de la categoría de usuario es la modalidad de contrato y su duración mínima.

En 2006 se estableció el concepto de Servicio Energía Plus por el que los grandes usuarios quedaron limitados en su capacidad de realizar contratos con la generación existente, a la cantidad de energía demandada por ellos en el año 2005, debiendo contratar los excedentes con nueva oferta de generación obtenida por la ampliación de centrales de ciclo combinado, la repotenciación de unidades existentes e incorporación de nuevas máquinas a cargo de las industrias e inversores privados.

·      Remuneraciones a la capacidad de generación y a las reservas

La remuneración por potencia que recibe cada generador está dada por la asignación de la remuneración base de potencia y los servicios de reserva de corto y mediano plazo.

El precio monómico de compra para cada distribuidor está dado por la Resolución S.E. No. 2016/13.

Los valores de los “sobrecostos transitorios de despacho” y el “sobrecosto de combustible” representan la incidencia en el precio final de la energía, del consumo de combustibles líquidos; y son percibidos exclusivamente por los generadores que los utilizan. Ello responde a la necesidad de compensar la tarifa, que se calcula como si todo el sistema térmico consumiera únicamente gas natural. Estos conceptos junto con el de “energía adicional”, se encuentran asociados al valor de la energía, y con el valor de la potencia puesta a disposición (“Adicional de potencia”), componen el “precio monómico”.

1.1.4        Disponibilidad de fuentes de energía para la generación

Argentina dispone de recursos hidroeléctricos aún no explotados estimados en 36000 MW, y de gas natural.

El gas natural es el principal combustible para la generación térmica. El gas procede de varias cuencas (en orden de importancia cuencas Neuquina, Austral, Noroeste, San Jorge y Cuyana), conectadas a la red de gasoductos que converge en la zona de Buenos Aires. La relación reservas – producción de Argentina es del orden de 10 años. Hasta 2004, Argentina fue un importante exportador de gas natural a sus países vecinos, Chile, Brasil y Uruguay.

A partir del año 2004, como resultado de limitaciones en la capacidad de inyección de gas en algunas cuencas y en la capacidad de transporte, se produjeron dificultades en el abastecimiento de ese combustible. Es así que se redujeron los contratos de exportación de gas, limitándose en general al abastecimiento exclusivamente de las demandas de clientes residenciales y comerciales no interrumpibles de los países importadores. El sistema de generación de Argentina también ha experimentado dificultades de abastecimiento de gas, debiéndose recurrir en distintos períodos a la generación con derivados del petróleo.

 

1.1.5        Comercio internacional de energía

Argentina está interconectada con Brasil a través de una convertidora de frecuencia de 50Hz/60Hz localizada en Garabí, con una capacidad de 2000 MW, que está vinculada a las redes de extra alta tensión de ambos países.

Con Uruguay existe una interconexión a través de dos líneas de 500 kV, con una capacidad del orden de 2000 MW.

Existe una línea de que vincula la central Termoandes de 660 MW con el sistema eléctrico chileno, que se ha empleado para la exportación de energía a ese país.

Con Paraguay existe una interconexión a través de la central hidroeléctrica binacional Yacyretá, que se conecta al sistema de transmisión de 500 kV de Argentina, y al sistema de Paraguay por líneas de 220 kV.

A fines de los años 90 empresas argentinas filiales de Endesa firmaron contratos de exportación de energía eléctrica a Brasil por 2000 MW. Con motivo de las dificultades experimentadas en el sistema de generación de Argentina a partir de 2004, los contratos cesaron a partir del año 2006.

A diferencia de años anteriores, en 2012 no fue necesaria la importación energía de origen térmico, principalmente, para los meses de invierno, desde Brasil y Uruguay. Tanto la importación como la exportación se dieron bajo un marco de convenios establecidos o excedentes de generación. Según el informe de CAMMESA de 2012 las importaciones de energía eléctrica fueron de 429 GWh y las exportaciones 280 GWh. 

1.1.6        Planificación y otras formas de intervención estatal directa para asegurar el abastecimiento

A partir del año 2002 las autoridades han establecido diversos mecanismos para fomentar la construcción de centrales de generación.

En el año 2005 se convocó a los agentes generadores privados a capitalizar sus créditos ante el mercado mayorista, generados al limitarse el precio spot pagado a los generadores, y acumulados en el FONINVEMEM, para la construcción de dos centrales de ciclo combinado de 800 MW, en Timbúes (provincia de Santa Fé) y en Campana (provincia de Buenos Aires) respectivamente. Se estableció también un cargo tarifario de 3.6 $/MWh para la financiación de las obras. Se constituyeron dos sociedades generadoras para la construcción de esas centrales, cuya entrada en ciclo abierto ha tenido lugar en el año 2008.

La Secretaría de Energía ha tomado desde 2004 una serie de resoluciones respecto a las normas de despacho, empleo de los combustibles en la generación, compra por CAMMESA de combustibles derivados del petróleo para los generadores, asignación de prioridades en el abastecimiento de energía eléctrica y en el empleo de gas natural, entre otros puntos.

Como se indicó antes, también se ha instituido un programa de segmentación de la demanda (Res. S.E. 1281), conocido como Energía Plus, el que requiere que las demandas de grandes consumidores en exceso de la demanda base que tenían en 2005 se cubra con contratos con nueva generación.

En el informe de CAMMESA 2012, la generación ingresante durante el año estuvo en el orden de los 1300 MW, dentro de los cuales se destacan la terminación del cierre del ciclo combinado y puesta en marcha de la TV de la C.T. Pilar, que aporta 150 MW, el ingreso de dos TG, Ensenada Barragán y Brigadier López, de propiedad de Enarsa, con 565MW y 280MW respectivamente, el ingreso en su totalidad de los parques eólicos Rawson y Arauco, con 95MW y la generación distribuida de ENARSA, en el orden de 150 MW.

 

1.2        Trasmisión

La transmisión de extra alta tensión, encargada de vincular eléctricamente las distintas áreas del país, está a cargo de una sola empresa, TRANSENER S.A., con el objeto de aprovechar las economías de escala. Para la Distribución Troncal en cada una de las regiones del país, se crearon monopolios, cada uno de ellos acotado a una región determinada (Noroeste Argentino – NOA, Noreste Argentino – NEA, Comahue, Cuyo, Patagonia, Provincia de Buenos Aires).

Las transportistas son TRANSENER S.A., y las empresas de distribución troncal TRANSBA S.A., DISTROCUYO S.A., TRANSNOA S.A., TRANSNEA S.A. y TRANSPA S.A. de capital mayoritariamente privado, mientras que la Compañía de Distribución Troncal de la Región Comahue, tiene participación de la Empresa Provincial de Energía de Neuquén (EPEN) y de Transcomahue S.A. (de la provincia de Río Negro).

El transporte en extra alta tensión entre las distintas regiones cuenta principalmente con líneas de 500 kV. La Distribución Troncal tiene líneas de 132 kV a 400 kV.

1.2.1        Mecanismos de expansión de la red de transmisión

Las ampliaciones del sistema de transporte se realizaron por la vía de obras impulsadas por el Gobierno o Plan Federal de Transporte Eléctrico.

Por un lado existen obras impulsadas por el Gobierno Nacional destinadas a brindar mayor confiabilidad, adecuación e integración del sistema de transporte (por ejemplo las obras definidas en la Resolución Secretaría de Energía N° 1/2003 o aquellas del Plan Federal de Transporte); en el ámbito de las provincias, existen mecanismos similares a partir de la utilización del Fondo para el Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI). La resolución SE N° 821/2006 de la Secretaría de Energía habilitó a las Jurisdicciones Provinciales a solicitar a la Secretaría la realización de ampliaciones de transporte en AT para resolver problemas que afecten el abastecimiento en esa jurisdicción. Las provincias solicitantes se comprometen a financiar el 30% del valor de la obra.

Por otro lado, el Plan Federal de Transporte Eléctrico inició a mediados de 2003. De las 8 nuevas líneas de alta tensión que se incluyeron en dicho plan, 5 ya se terminaron a abril de 2010: Choele Choel-Puerto Madryn, Puerto Madryn-Pico Truncado, Yacyretá-Buenos Aires, Mendoza-San Juan y Recreo-La Rioja y dos están en actualmente en construcción (NOA-NEA y Comahue-Cuyo).

En el caso de las ampliaciones menores (aquéllas cuyo monto no supere el valor establecido en la normativa), la ampliación está a cargo de la transportista, la que puede pactar el costo de amortización con los usuarios directos de la ampliación en el régimen de contratos entre partes.

En el año 2012 no hubo expansión en el sistema de transmisión de 500 kV, manteniéndose una longitud total de línea de 13762 Km.

1.2.2        Ingresos del transportista

La sanción de la Ley 25.561 de Emergencia Económica en el mes de enero de 2002, dispuso en su artículo 8° la pesificación y congelación de las tarifas de los servicios públicos, incluso el transporte eléctrico, a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar, dejando sin efecto las cláusulas de ajuste e indexación.

Como consecuencia de esta modificación, en su artículo 9° la ley autorizó al Poder Ejecutivo Nacional a iniciar un proceso de renegociación de los contratos de concesión de acuerdo a determinados principios rectores: el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; la seguridad de los sistemas comprendidos y la rentabilidad de las empresas.

En este contexto, se llevaron a cabo las renegociaciones de los Contratos de Concesión de las empresas transportistas, proceso a cargo de la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN), que ha dado lugar a Acuerdos Resueltos Ratificados por el Poder Ejecutivo Nacional mediante Decreto. Los contratos han sido renegociados y la fecha de entrada en vigencia de las revisiones tarifarias que superan los respectivos Períodos Contractuales Transitorios, han sido prorrogados por Resolución de la Secretaría de Energía.

1.2.3        Cargos por el empleo de la red de transporte por parte de los generadores y cargas

Los cargos de transmisión son los siguientes:

·      Recaudación Variable Total por Energía Eléctrica Transportada (RVT)

Es la suma de la recaudación por energía y por potencia. Estas resultan de las diferencias entre los precios spot de la energía y la potencia en los dos extremos de cada equipo del sistema de transmisión y genera de manera implícita unos pagos de los usuarios del transporte.

·      Cargo por Conexión

·      Cargo Complementario

Cada usuario abona un Cargo Complementario en función de su participación marginal en el uso de cada equipamiento del Sistema de Transporte.

1.3        Distribución

1.3.1        Papel del distribuidor como intermediario en la energía. Traslado a las tarifas de los costos de compra en el mercado mayorista

Aproximadamente el 80% de la energía distribuida en el país, es también vendida por el distribuidor actuando como intermediario entre el mercado y el cliente.

El distribuidor tiene obligación de suministrar energía a tarifa regulada a un cliente libre potencial, pero que opta por no adquirir la energía en el mercado sino al distribuidor.

1.3.2        Remuneraciones del distribuidor

La remuneración que recibe el distribuidor por el servicio de red se denomina VAD.

Bajo jurisdicción federal, ámbito que regula el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), el proceso de revisión tarifaria en la distribución fue suspendido por la Ley 25.561 de emergencia económica, de enero de 2002 que condujo al congelamiento y pesificación de las tarifas. A esa jurisdicción corresponden las distribuidoras de la región metropolitana, Edenor, Edesur y Edelap. Luego de las negociaciones realizadas posteriormente por las empresas y la UNIREN se firmaron acuerdos ratificados por el Poder Ejecutivo Nacional, que concedieron aumentos para el VAD, a la espera de la realización de las “revisiones tarifarias integrales” (RTI).

Por ser un documento publicado en la página WEB de ADEERA de 2011, se transcribe lo que acontecía en  el año 2003, y, que, a nuestro juicio, permanece grosso-modo la situación incambiada.  Según se detalla en el Paper “THE ARGENTINE REGULATORY FRAMEWORK VIS-À-VIS THE CURRENT POLITICAL CRISISAND ITS SOCIOECONOMIC CONSEQUENCES”, en su página 5, como sigue:

“A los fines de dar cumplimiento de lo dispuesto en la Ley para la jurisdicción nacional se creó una Comisión de Renegociación de Contratos (CRC) dependiente del Ministerio de Economía y con la participación de representantes de los usuarios. La CRC tuvo a lo largo de meses dificultades en la conformación de sus miembros, debido a los cambios de sus integrantes. En el ínterin los Distribuidores presentaron reiteradamente la información solicitada en tiempo y forma, además de hacer exposiciones orales de las mismas en diversos ámbitos del poder ejecutivo y legislativo. Luego de varios meses con actividad solo formal de la CRC, se convoca a Audiencia Pública para el 24/09/02 para tratar un aumento de emergencia para los sectores regulados de electricidad y gas. La misma fue suspendida el día anterior por una medida cautelar otorgada por la justicia haciendo lugar a una solicitud de asociaciones de usuarios y consumidores. En el dictamen se aprueba la renegociación de los contratos, como marca la Ley 25.561, pero no un aumento de emergencia.

Posteriormente se abrió la posibilidad que el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) pudiera otorgar ajustes tarifarios a través de habilitar la aplicación del Art. 46 de la 24.065, donde se establece que los Transportistas y Distribuidores pueden solicitar modificaciones en las tarifas “si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas”. Por tal motivo el ENRE convocó a Audiencias Públicas para tratar los pedidos de las empresas de transporte (las de distribución no lo habían hecho). Una vez más fueron suspendidas por una decisión judicial que hizo lugar a un reclamo de la Defensoría del Pueblo de la Ciudad de Buenos Aires y de un foro de organismos defensores de los usuarios y consumidores.

En fecha 03/12/02 fue sancionado el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 2437/02, a través del cual se readecuan, en forma transitoria, las tarifas de los servicios públicos de gas y energía eléctrica. En su parte resolutiva el Decreto detallaba los cuadros tarifarios a usuario final de EDENOR, EDESUR y EDELAP y las tarifas de las Transportistas. El resultado de la aplicación de estas nuevas tarifas es un aumento del orden del 10 % en la tarifa media de los Distribuidores y del 33 % para los Transportistas. Por su parte la Defensoría del Pueblo de la Ciudad de Buenos Aires, y el Defensor del Pueblo de la Nación, junto con asociaciones de consumidores hicieron sus respectivas presentaciones judiciales en contra del decreto. Finalmente la justicia dictó las medidas cautelares solicitadas dejando sin efecto el decreto

Finalmente y luego de varios meses de análisis y negociación las Distribuidoras Federales (EDENOR, EDESUR y EDELAP) con la CRC, en 2004 suscribieron con el Estado Nacional un Acta Acuerdo. En ella se estableció, entre otras cuestiones, un régimen tarifario de transición, que contiene la determinación de un aumento del 23 % sobre los costos propios de distribución, los costos de conexión y el servicio de rehabilitación: Asimismo se estableció que de la aplicación del incremento acordado no podrá resultar en un incremento de la tarifa media del concesionario superior al 15 %. Además se definió un Índice General de Variación de Costos sobre la base de una estructura de costos de explotación e inversiones e índices oficiales de precios representativos de tales costos.  Cuando del cálculo semestral del índice general resulte una variación igual o superior al 5 % se iniciará un procedimiento de revisión, mediante el cual evaluará la real magnitud de la variación de los costos de explotación y del plan de inversiones asociado, determinando si correspondiere, el ajuste de los ingresos del concesionario.

No obstante haberse definido en el acta acuerdo la Revisión Tarifaria Integral, las mismas aún no se han realizado.

Bajo jurisdicción Provincial.  Por otro lado, las empresas provinciales de distribución han tenido en general revisiones tarifarias, después del congelamiento del año 2002, las que se realizaron en negociación con las autoridades de las provincias.

Desde 2002 a la fecha se llevaron a cabo más de 60 procesos de revisiones tarifarias en las distintas jurisdicciones provinciales, acordándose en la mayoría de ellos un ajuste del valor agregado de Distribución producto del incremento de los costos asociados al servicio. Estos procesos fueron debidamente convocados en tiempo y forma por los respectivos entes reguladores provinciales y contaron con audiencias públicas en las cuales las partes pudieron expresar libremente su posición al respecto.

Un dato a destacar es que se produjo en enero de 2011 el cierre del Primer Período de Gestión de Energía San Juan S.A. y la realización de la Licitación Pública Internacional para la venta del paquete mayoritario de las acciones de dicha empresa. Esta experiencia, es la primera registrada entre las distribuidoras eléctricas concesionadas en el país. Luego del proceso Compañía General de Electricidad S.A. (CGE) de Chile, a través de su subsidiaria Agua Negra S.A., mantuvo la propiedad del paquete mayoritario de las acciones de Energía San Juan S.A por un segundo período de gestión de quince años.

Marco regulatorio anterior a la Ley 25.561

En la normativa establecida antes de 2002, el plazo entre revisiones del VAD era, para la primera revisión a los 10 años y luego cada 5 años. Por el Artículo 45 de la Ley 24065 y Decreto 1398/92, los distribuidores dentro del último año del período de gestión  y con sujeción a la reglamentación que dicte el ente, deben solicitarle la aprobación de los cuadros tarifarios que se proponen aplicar, indicando las modalidades, tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de  servicio, así como las clasificaciones de sus usuarios y las condiciones generales del servicio. Los costos reconocidos en las tarifas debían responder a una empresa que opere en forma eficiente, procurando la prestación del servicio en condiciones de calidad objetivo determinadas previamente.

El distribuidor debe adjuntar a su presentación tarifaria toda la información en la que funda su propuesta, debiendo, a su vez, suministrar toda la que, adicionalmente, solicite el ENRE. Para realizar el estudio de la propuesta tarifaria presentada por el distribuidor, el Ente debe contratar los servicios de un grupo consultor independiente de reconocida experiencia en el sector, que efectúe una propuesta alternativa. En base a ésta y a la propuesta del concesionario, el ENRE establece el cuadro tarifario para los próximos cinco años. Tanto la empresa, como el regulador contratan estudios que son comparados entre sí.

Hasta fin del año 2001, las actualizaciones de los valores de VAD se efectuaban semestralmente (mayo y noviembre) de acuerdo a la variación de los índices de precios mayoristas (67%) PPI y minoristas (33%) CPI de los Estados Unidos. Las tarifas se calculaban en dólares estadounidenses y se expresaban en pesos al tipo de cambio vigente entonces (1 a 1).

1.3.3         Seguridad de cobro y corte de servicio a consumidores en incumplimiento).

En el Reglamento de Suministro está claramente establecida la facultad de la empresa para desconectar a los usuarios morosos. No existen recursos jurídicos, intervenciones del Poder Judicial u otras autoridades, que impidan el corte a clientes morosos.


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