ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS

Ciudad de Buenos Aires, 30/03/2019

VISTO los Expedientes N° EX-2019-06487785- -APN-GAL#ENARGAS y N° EX-2019-09119728- -APN-GDYE#ENARGAS, 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

Que CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. (en adelante e indistintamente la “Licenciataria”, la “Distribuidora” o “PAMPEANA”) presta el servicio público de distribución de gas natural conforme a la licencia otorgada por el Poder Ejecutivo Nacional (PEN) mediante Decreto N° 2456/92.

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 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 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 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 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, 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, 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 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 cabe recordar 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 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 sobre los créditos y débitos en cuenta corriente (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 con fecha 18 de febrero de 2019, mediante sus notas identificadas como Actuaciones N° IF-2019-09893029-APN-SD#ENARGAS e IF-2019-10519811-APN-SD#ENARGAS, la Licenciataria envió los cuadros tarifarios propuestos para el semestre abril-octubre de 2019.

Que, en la primera presentación, la Licenciataria sostuvo que: “…la variación acumulada del índice IPIM desde su entrada en vigencia resulta 111,48% (dic’16-feb’19). Esta variación menos las variaciones autorizadas por el Enargas a incorporar en la Tarifa de Distribución (15,15% dic’16-oct’17 - Resolución ENRG N° 138/17; 13,16% oct’17-feb’18 - Resolución ENRG N° 306/18 y 19,67% feb’18-ago’18 - Resolución ENRG N° 289/18) resulta en un valor de 35,63% que es el utilizado para realizar el ajuste de las Tarifas de Distribución con vigencia a partir del 1 de abril de 2019”.

Que la Distribuidora expresó: “Téngase en cuenta que no se ha incluido en este ajuste tarifario el recupero del monto estimado entre el 8/10/2018 y el 31/3/2019 no aplicado a en factura a los usuarios como consecuencia que, a partir del 8/10/2018, la adecuación de las Tarifas de Distribución aprobada por el Enargas fue de 19,67% en lugar del 30,55% que hubiera correspondido aplicar de acuerdo con la variación del IPIM entre feb’18 y ago’18 y lo definido como metodología de adecuación semestral de la tarifa en la Resolución ENARGAS N° I-4358/2017. Esta situación fue, entre otras cuestionada por esta Distribuidora quien ha interpuesto contra los cuadros tarifarios de octubre 2018 el correspondiente recurso administrativo a fin de resguardar los derechos que le asisten contemplados en el marco regulatorio”.

Que, en su segunda presentación, la Distribuidora señaló que: “…la variación acumulada del índice IPIM desde su entrada en vigencia resulta 108,53% (dic’16- feb’19). Esta variación menos las variantes autorizadas por el ENARGAS a incorporar en la Tarifa de Distribución (15,15% dic’16-oct’17 – Resolución ENRG Nº 138/17; 13,16% oct’17-feb’18 – Resolución ENRG Nº 306/18 y 19,67% feb’18 – ago’18 – Resoluciones ENRG Nº 289/18) resulta en un valor de 33,74% que es el utilizado para realizar el ajuste de las Tarifas de Distribución con vigencia a partir del 1 de abril de 2019”.

Que 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 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 al respecto, 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 analice 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, respecto al traslado a tarifa del precio de gas comprado, la Licenciataria puede solicitar al ENARGAS dicho traslado, pero para ello debe presentar los contratos de compra, así como acreditar que ha contratado por lo menos el 50% de sus necesidades del período estacional respectivo (conf. Artículo 38 de la Ley N° 24.076, su Decreto reglamentario, y el Punto 9.4.2 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución).

Que el Artículo 38 del Decreto 1.738/92 prevé que, en ejercicio de las facultades conferidas por el artículo 38 inciso c) de la Ley, el ENARGAS no utilizará un criterio automático de menor costo, sino que, con fines informativos, deberá tener en cuenta todas las circunstancias del caso, incluyendo los niveles de precios vigentes en el mercado en condiciones y volúmenes similares.

Que 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 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: “Para la valorización del Gas en el PIST se consideraron los precios de los acuerdos de suministro actualmente vigentes con los productores por cada cuenca, respetando el mix de transporte en firme que tiene contratado esta Licenciataria para cada subzona tarifaria. Dichos acuerdos surgen de i) negociaciones realizadas entre esta Distribuidora y las empresas Productoras de Gas y ii) del concurso de precios para la provisión de gas natural en condición firme realizado a través del Mercado Electrónico de Gas S.A. (MEGSA) el 14 de febrero de 2019. Es importante destacar, que los acuerdos de suministro de gas natural con distintos productores resultantes del concurso de precios llevado a cabo con fecha 03.01.19 por esta Distribuidora, son el resultado de un proceso transparente, abierto y competitivo, en donde se ha invitado tanto a los distintos productores como comercializadores a participar del mismo. En ese contexto se han obtenido las mejores condiciones y precios asociados para atender la demanda de esta Licenciataria en pos del beneficio de los usuarios. Así se han celebrado acuerdos con condiciones más favorables que las obtenidas a través de la subasta. Esto es así porque los mismos tienen una estacionalidad de volúmenes más acentuada, un plazo de pago mayor y en la mayoría de los casos, menores precios. La mejor estacionalidad hace que disminuya la necesidad de recurrir a la compra de gas a través de contratos estacionales de invierno y/o spot. Como conclusión, los costos de gas para el período invernal resultan menores a los que se hubieran obtenido en caso de haber pedido la totalidad del volumen estival en la subasta de MEGSA pues con Adicionalmente, tal lo manifestado por el Enargas en su Resolución N° 72/2019 y lo definido en el punto 9.4.2.6 de las RBLD, para las adquisiciones proyectadas para el periodo siguiente (abr’19-sep’19) que a la fecha no pudieron ser cubiertas por los acuerdos suscriptos con Productores que mencionáramos en párrafo anterior, se han estimado los volúmenes y su correspondiente precio de compra a fin de satisfacer toda la demanda”.

Que la Distribuidora también agregó que: “ Dado que los precios de gas natural fijados en los acuerdos son denominados en dólares estadounidenses y los mismos debe ser convertidos a pesos según el tipo de cambio establecido por el Enargas para el período estacional correspondiente y que, de acuerdo con lo establecido por el Enargas en su Resolución N° 72/2019, se deberá utilizar a tal fin el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (divisas) observado entre el día 1 y el día 15 de marzo de 2019, esta Distribuidora ha estimado el mismo en 39,1 $/u$s. Esta estimación deberá corregirse con la publicación de los datos pertinentes por parte del Enargas. Los precios de adquisición del gas para abastecer a los usuarios de la provincia de La Pampa fueron estimados, de acuerdo al mix de transporte en firme de cada subzona, considerando los precios PIST en u$s/MMBtu de cada cuenca acordados con IEASA a partir de Oct’18, ajustados éstos por la variación de precios oct’18 abr’19 prevista en el sendero de precios de la Resolución MEyM N°212/2016 y pesificados al tipo de cambio de 39,1$/u$s”.

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 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 comprometieron, 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 el período que se inicia en el mes de abril de 2019, 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 marzo de 2019, el que asciende a catorce mil quinientos treinta y un pesos por tonelada (14.531 $/Tn).

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 en lo atinente al subsidio a los consumos residenciales dispuesto en el Artículo 75 de la Ley N° 25.565, la Resolución Nº 14/18 de la Secretaría de Gobierno de Energía, en su Artículo 3º, requirió “al ENARGAS que, en el marco de sus competencias, realice los procedimientos que correspondan a los efectos de determinar la Tarifa Diferencial aplicable a los usuarios comprendidos en el régimen de compensación al consumo residencial de gas para la Región Patagónica, Departamento Malargüe de la Provincia de MENDOZA y la Región de la Puna dispuesto en el artículo 75 de la Ley N° 25.565 y sus modificaciones, de forma tal que el descuento en la tarifa de dichos usuarios consista en un CINCUENTA POR CIENTO (50%) del valor de los cuadros tarifarios plenos correspondientes a cada categoría de usuario y subzona tarifaria.” Atento ello, corresponde la aprobación de los cuadros tarifarios diferenciales pertinentes.

Que 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 resolución 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 adjuntos.

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 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: “ A). Se determinó mensualmente, entre los meses de Julio 2018 y Diciembre 2018, ambos inclusive, la diferencia entre el precio del gas comprado y el precio del gas incluido en la facturación a los usuarios. Los precios de gas comprado, en dólares, se pesificaron al menor valor entre:

i) tipo de cambio de vencimiento de la factura del Productor,

ii) tipo de cambio 20.345 $/u$s hasta Septiembre 2018 (valor aprobado por el ENARGAS en los Cuadros Tarifarios con vigencia desde Abr’18) y tipo de cambio 37.69 $/u$s (valor aprobado por el ENARGAS en los Cuadros Tarifarios con vigencia desde Oct’18) o el acordado con el Productor en caso de resultar menor a este último, a partir de Octubre 2018”.

Que, agregó que “Los precios de las compras realizadas con carácter spot se pesificaron al tipo de cambio de vencimiento de la factura del Productor (para los meses en que aún no se conoce el tipo de cambio a la fecha de vencimiento se estimó el tipo de cambio según Rofex). La diferencia de precio de gas determinada se la multiplicó por el volumen de gas vendido en cada mes. El monto mensual determinado se actualizó por la tasa efectiva del Banco de la Nación Argentina para depósitos en moneda argentina a 30 días de plazo vigente al último día hábil de cada mes. La suma de los montos mensuales actualizados, con su signo, se dividió por el total, de metros cúbicos vendidos por la Distribuidora en el período estacional siguiente (abril - septiembre), pero del año anterior. El resultado de dicho cociente, con su signo, se adicionó al componente Gas para el próximo período estacional. Para el mes de octubre de 2018, como consecuencia de la entrada en vigencia de los Cuadros Tarifarios el día 8/10/2018 (Resolución ENRG N° 289/18), en el cálculo de las DDA’s de dicho mes se ha promediado el precio de gas PIST para la valorización de la venta, considerando 7 días el precio de gas PIST según Cuadro Tarifario Resolución ENRG N° 306/18 y 24 días el precio de gas PIST aprobado por Resolución ENRG N° 289/18”.

Añadió que “Resulta importante destacar que, como consecuencia de una optimización en la compra de gas realizada, a fin de obtener un menor costo en el precio de gas natural que el usuario deberá pagar (tal lo indicado en el nuevo esquema de despacho óptimo), esta Distribuidora ha debido incurrir en desbalances intra subzonas, tal que el volumen de gas adquirido y entregado en algunas subzonas tarifarias resulta inferior al volumen efectivamente vendido a los usuarios, y viceversa. En consecuencia, debemos señalar que la comparación entre el “Volumen mensual entregado en City Gate” con el “Volumen Mensual Facturado por subzona”, reconociendo al menor de ellos como el “Volumen de compra mensual de gas a reconocer” en el cálculo de las DDA (según lo dispuesto en el nuevo Procedimiento General para el Cálculo de las DDA’s - Resolución ENARGAS N° 72/ 19) resulta en contra de los intereses de obtener el menor costo de adquisición de gas posible para el usuario. En este sentido, consideramos que, tal como establece el punto 9.4.2.5 de las RBLD, las DDA’s deben seguir siendo calculadas sobre el volumen de ventas reales”.

Que 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 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-2019-19260720-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-2019-19238114-APN-GCER#ENARGAS, IF-2019-19235532-APN-GCER#ENARGAS e IF-2019-19226722-APN-GCER#ENARGAS que definen los precios de gas comprados 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 la Distribuidora, en lo que respecta a la información sobre DDA’s 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 con relación a la tarifa de redes abastecidas con Gas Licuado de Petróleo (GLP), aquella se encuentra compuesta por los siguientes componentes: (i) El precio del GLP, que remunera a los productores y que no está regulado por el ENARGAS; (ii) La tarifa de transporte, que remunera el transporte del combustible mediante camiones desde los centros de abastecimiento hasta cada localidad, y sí es regulado por el ENARGAS; y (iii) La tarifa de distribución, que remunera la prestación del servicio de distribución de GLP por redes, y que también es regulada por el ENARGAS.

Que la subdistribuidora BUENOS AIRES GAS S.A. (BAGSA), mediante presentación del 18 de febrero de 2019 (ingresada como Actuación IF-2019-09856197-APN-SD#ENARGAS) sostuvo que: “Las tarifas vigentes no reflejan el costo real del servicio que debe afrontar esta empresa, en ninguno de los componentes regulados por el ENARGAS, léase transporte por camión y valor agregado de distribución”.

Que, asimismo, BAGSA agregó que: “…se evidencia una fuerte desviación entre lo normado y la realidad tarifaria de esta empresa, impidiendo la recuperación de nuestros costos de transporte y de operación de las instalaciones abastecidas con propano y la ausencia en la obtención de la rentabilidad fijada legalmente”.

Que, en el marco de la Audiencia Pública, la representante de BAGSA sostuvo que: “Ya entrando directamente a los componentes, igual que en el caso de las redes de gas natural, las redes de GLP también tienen tres componentes: el componente propano, el componente transporte y el componente de distribución. En el componente de transporte por supuesto la diferencia es que es un transporte por camión, mientras que en gas natural es a través de gasoductos”. Y luego agregó: “Básicamente, lo que solicitamos al ENARGAS es que contemple la situación de costos actual, lo cual permitiría sincerar y normalizar las tarifas de GLP en forma análoga al proceso que se llevó adelante en gas natural”.

Que en el marco de las resoluciones que aprobaron las tarifas resultantes del proceso de RTI, y en base a la información relativa a demanda de cada localidad y las distancias promedio entre éstas y los respectivos centros de abastecimiento, se determinó un costo promedio de transporte por kilómetro recorrido de camión para una carga de hasta 23 toneladas de GLP.

Que, en aquella oportunidad, es decir, al fijar las tarifas resultantes del proceso de RTI, se adoptó el criterio y la conveniencia de determinar una tarifa de distribución homogénea a fin de equiparar los valores abonados por los usuarios de GLP en el marco de la gran heterogeneidad existente entre las distintas localidades.

Que tomando en consideración los mayores costos por usuario que representa la distribución de GLP por redes, se estimó oportuno considerar que los márgenes de distribución en las tarifas correspondientes a usuarios abastecidos mediante GLP vaporizado se encontraban en línea con las tarifas de distribución de los usuarios R-3.4, que son abastecidos con gas natural, en la misma subzona tarifaria en que se encuentra la localidad abastecida por GLP en cuestión.

Que, al respecto, la Gerencia de Desempeño y Economía elaboró el Informe N° IF-2019-19249533-APN-GDYE#ENARGAS el cual se encuentra agregado al Expediente Electrónico EX-2019-05402844- -APN-GDYE#ENARGAS, en el que determinó los costos de transporte de GLP, GNC o GNP por ruta, que se encuentran agregados a los cuadros tarifarios pertinentes en razón de su traslado a tarifa en las localidades abastecidas con esos combustibles.

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 CAMUZZI GAS PAMPEANA 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-2019-19562507-APN-GDYE#ENARGAS, IF-2019-19563120-APN-GDYE#ENARGAS e IF-2019-19562592-APN-GDYE#ENARGAS, respectivamente, que forman parte del presente acto.

ARTICULO 4°: Aprobar los Cuadros de Tasas y Cargos por Servicios Adicionales, obrantes como Anexos IF-2019-19562507-APN-GDYE#ENARGAS, IF-2019-19563120-APN-GDYE#ENARGAS e IF-2019-19562592-APN-GDYE#ENARGAS, que forman parte del presente acto, a aplicar por CAMUZZI GAS PAMPEANA 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 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 CAMUZZI GAS PAMPEANA 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 CAMUZZI GAS PAMPEANA 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 CAMUZZI GAS PAMPEANA 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° 21336/19 v. 01/04/2019