Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua

Informe Ajuste. UTE 30 diciembre 2018

Informes

Montevideo, 31 de diciembre de 2018
Sr. Gerente General
Ing. Andrés Hermida

Propuesta de ajuste tarifario de UTE – vigencia Enero de 2019
Contenido de la propuesta recibida.
La información recibida por URSEA, el día 31/12/2018, a los efectos del presente ajuste tarifario, está compuesta por la documentación que se detalla a continuación;

• Proyecto de Pliego Tarifario
• Resolución R 18.-3557 del Directorio de UTE de fecha 28 de diciembre de 2018.
• Informe técnico al Directorio de UTE del 28/12/2018, con consideraciones básicamente referidas a cambios en la estructura tarifaria.

La información presentada no incluye informe técnico sobre ajuste en el nivel tarifario. En la R 18.-3557 se menciona informe de la Gerencia Económico Financiera, que no fue recibido en la URSEA.

Ajuste en el nivel tarifario medio
La propuesta recibida de UTE en esta oportunidad no plantea un único ajuste medio (nivel tarifario) y adicionalmente un reparto del mismo en las distintas categorías y componentes tarifarios (estructura tarifaria), con base a los distintos costos relativos (en función del nivel de tensión donde se brinda el servicio, las de la curva de carga de la categoría, los costos específicos recogidos, las señales de precios a dar a los clientes,
etc.). Este comentario es relevante, ya que es el proceder habitual de la empresa y considerado el adecuado por parte de esta asesoría técnica de URSEA a los efectos de los ajustes tarifarios.
El Considerando III de la Resolución del Directorio de UTE expresa que, “de acuerdo a los lineamientos recibidos del Poder Ejecutivo, se definió para UTE mantener todos los beneficios comerciales vigentes, una rebaja del 20% a la Tarifa General Simple y un aumento medio de 5,7% para el resto de las categorías tarifarias”. Cabe destacar que la rebaja del 20% mencionada, si bien se considera a nivel regulatorio que una baja puede ser beneficiosa para cualquier categoría tarifaria, no se encuentra lo suficientemente fundamentada en la documentación presentada por la empresa; al ser de una importante magnitud y la única que disminuye, en comparación con todas las otras categorías que si aumentan.
En el Considerando IV se expresa que “el informe de la Gerencia de Análisis Financiero” plantea que “Este criterio implica una distorsión importante en la convergencia entre tarifas y costos relativos medios por categoría”. Ese comentario se realiza en la pág. 1 del informe “Propuesta de Ajuste de Tarifas – enero 2019” adjunto a la propuesta. Asimismo, en ese informe se expresa que los dos cambios mencionados (rebaja del 20% aplicada a la Tarifa General Simple (TGS) e incremento de 5,70% en las restantes, resultan en un ajuste medio de tarifas de 3,02%. Es decir, el ajuste medio planteado sería de 3,02. No obstante, en el Considerando I de la Resolución mencionada se manifiesta que “de la estructura paramétrica surge un incremento medio de 7,19%”. Dicho guarismo surgiría del informe de la Gerencia Económico Financiera, el que no fue agregado en la información recibida por la URSEA. En este sentido no es posible la comprobación de estos resultados por parte de esta asesoría técnica de URSEA.Cabe destacar que con fecha 19/12/2018, las Gerencias de División Económico Financiera y de Análisis Tarifario de UTE realizaron dos presentaciones sobre los criterios propuestos para el tratamiento de la estructura y del nivel tarifario en el presente ajuste.

Ajuste de nivel tarifario
La información con la que se cuenta es la mencionada presentación realizada por UTE, acerca del programa financiero de la empresa para el año 2019 y sus hipótesis de base utilizadas. En relación a las variables macroeconómicas consideradas para la proyección 2019 se asume lo siguiente:
- Incremento salarios enero de 2019: 7.94%
- Tipo de cambio: 34,125 $/USD promedio 2019 e incremento anual de 8,41%,-
- IPC: 196,267 promedio 2019 e incremento anual de 7,50%
- Incremento de la demanda de energía eléctrica: 2,2%
- Precio del crudo WTI: USD 54,17/barril proyecciones de EIA para 2019. 

La mencionada presentación realizada por la empresa incluyó proyecciones de gastos e inversiones, no así del incremento del nivel de ingresos tarifarios que a la fecha no había sido fijado.
Como ya se mencionó, el informe fechado 28/12/2018 “Propuesta de Ajuste de Tarifas – enero 2019” adjunto a la resolución del Directorio de la empresa R 18.-3557, refiere básicamente a cambios en la estructura tarifaria. Como se expresaba, no se adjunta -como en otras oportunidades- un informe sobre el incremento medio tarifario.
Destacamos algunas cifras proyectadas para el 2019 expuestas en la presentación realizada:

• Se proyecta una venta de energía al exterior de 20 USD millones.
• Como otro concepto de ingresos se incluye ingresos por peajes de 5,89 USD millones.
• Respecto a los gastos operativos, el total de retribuciones se proyecta en 181 USD millones.
• La compra de bienes y servicios incluye como componente más importante el costo de abastecimiento de la demanda (CAD). El mismo se compone básicamente de contratos de energía, compras de energía de Salto Grande, combustibles. Adicionalmente se agregan: canon trasmisión (equipamiento de interconexión con Brasil, incluyendo conversora y línea de enlace en Brasil con la Central Candiota), cargo por transporte de gas (Gasoducto Cruz del Sur), costo de leasing parque eólico y de arrendamiento de terrenos de localizaciones de generadores.
• El cálculo presentado del CAD asciende a 657.34 USD millones (incluido IVA).
• El capítulo “Transferencias e impuestos netos” incluye, un total por IVA de 204 USD millones, por IRAE de 84 USD millones, por Imp. al Patrimonio de 50 USD millones.
• Se agregan también inversiones (compras de bienes de capital) por 267,929 miles de dólares.
• Se destaca que, respecto al compromiso con el Gobierno, la contribución al resultado asciende a 458 USD millones (resultado neto de déficit global sin ajuste de ingresos e impuestos, transferencias y contribuciones al/del Gobierno Central). En términos generales, esta asesoría no tiene objeciones conceptuales sobre los elementos vertidos en la presentación realizada por la empresa. No obstante, se deja constancia de que la presentación no incluyó un ajuste medio definido como propuesta, en particular el guarismo de 7,19% que se menciona en la R 18.-3557.

El siguiente es una síntesis de la Previsión del Programa Financiero 2019 en miles de USD, mostrada en la presentación realizada por UTE sin realizar ajustes de ingresos dado que no se había definido el ajuste de nivel tarifario medio.

PROGRAMA FINANCIERO 2019 (en miles de USD)

Cambios propuestos en la estructura tarifaria.
Además de la rebaja del 20% en la TGS, se plantean otros cambios propuestos en la estructura tarifaria1:
a) Clientes con tarifas Simples en Media Tensión. Se propone la eliminación de la bonificación del 2% sobre los cargos por consumo de energía y el cargo por potencia aplicable a las tarifas General Simple, Residencial Simple y Doble Horario Residencial medidos en 6,4 kV, 15 kV o 22 kV (media tensión). Se trata de algunos clientes en Media Tensión que se mantienen en las mencionadas categorías tarifarias, indicadas para clientes en baja tensión. Se plantea para los mismos
un plazo hasta el 31/3/2019 a efectos que cambien su situación tarifaria. Se exonera a los mismos de Tasa de Conexión para facilitar el cambio a tarifas de medianos consumidores. Esta asesoría considera adecuada esta decisión con el criterio de que lo que pague el cliente responda a la modalidad tarifaria a la que pertenece realmente.

b) Condición de mínimo consumo para Grandes consumidores GC1 y GC2. Se elimina la condición de mínimo consumo (90.000 kWh/mes).
c) Mínima potencia facturada y cargos por potencia en tarifas GC3, GC4 y GC5 Continuando con un proceso de varios años, se lleva el cobro mínimo de la potencia contratada de 85% a 100% en cada tramo horario. Se busca que cada vez menos la facturación se realice con base a la potencia medida. Se plantea que el cambio va en el sentido de unificar el criterio de facturación para los suscriptores y para los clientes libres que pagan peajes. El cambio se plantea para el 1/8/2019. Asimismo, se exonera durante 2019 de la Tasa de Conexión a los clientes de las categorías comprendidas a efectos de facilitar adecuen sus contrataciones de potencia. Asimismo, se plantean mayores aumentos en los cargos por potencia en estas categorías compensados con menores ajustes en los cargos por energía a efectos de tender a la convergencia entre los cargos por potencia y los cargos por peajes para los niveles de tensión involucrados. Esta asesoría está de acuerdo con seguir aplicando este criterio de forma de buscar la consistencia entre tarifas y peajes y en virtud de la no discriminación entre clientes regulados y clientes libres.
d) Nueva tarifa de movilidad eléctrica (TME) Se incorpora esta nueva categoría tarifaria. La misma ya fue objeto de análisis por la Gerencia de Regulación de la URSEA (Expte. 0893-02-006-2018, Informe INF-00397-2018). Nos remitimos al informe correspondiente.
e) Otros aspectos. Entre los relevantes se plantea: Cambios en Tasas de Conexión, de reconexión y rehabilitación, UBT (Unidad Básica de Tasa). Se plantea un ajuste igual al medio de 3,02%. Asimismo, la bonificación por envío de factura vía email se plantea una bonificación de $ 20.

Conclusiones.
La empresa realizó una presentación de los aspectos financieros que habitualmente se tienen en cuenta para el ajuste del nivel medio tarifario. En esa oportunidad no se presentó un porcentaje calculado de ajuste en los ingresos. Se realizaron consideraciones respecto a diferentes componentes de costos e inversiones y también impuestos y transferencias. En términos generales, esta asesoría no tiene objeciones conceptuales sobre los elementos vertidos en la presentación realizada por la empresa. Respecto a la cifra finalmente planteada de ajuste medio de 3,02% (resultado de una aplicación a la baja en la Tarifa General Simple del 20% y un aumento promedio del resto de las tarifas en 5,70%), esta asesoría no plantea comentarios desde el punto de vista técnico, dado que no se presentan fundamentos del cálculo específico de esos guarismos. A partir de la documentación presentada por la empresa se desprende que dichas cifras
propuestas resultarían de lineamientos recibidos por la empresa desde el Poder Ejecutivo. Asimismo, se hace notar que el informe técnico de la empresa expresa que “Este criterio implica una distorsión importante en la convergencia entre tarifas y costos relativos medios por categoría”. En relación con este comentario, se comparte enfáticamente el
principio fundamental de que toda estructura tarifaria responda a criterios de costos, así como de que el peso relativo de sus distintos componentes refleje lo más cercanamente posible los costos relativos asociados a las particularidades de la demanda de los distintos clientes (tensión, curva de carga, etc.).

Cabe destacar que se considera necesario continuar y profundizar la convergencia entre los cargos por potencia (que recogen costos de red) y los cargos por peajes para los distintos niveles de tensiones involucrados en las tarifas de mayor porte.2 Tal como se ha expresado en informes anteriores, se considera primordial para la tarea regulatoria, el disponer de una metodología y procedimiento consensuados y con lógica plurianual para la determinación de un nivel medio de tarifa técnica de referencia calculada, exógena y validable, sin perjuicio de la fijación de una tarifa de aplicación que pueda tomar en cuenta otros objetivos extraregulatorios, por ejemplo, de tipo macroeconómico (inflación, nivel de endeudamiento público, etc.). A tales efectos se considera pertinente mantener actualizadas las remuneraciones de las actividades de Trasmisión y Subtrasmisión y completar los estudios de Media Tensión ya comenzados, con estudios de Baja Tensión de forma de tener un valor de VADE (Valor Agregado de Distribución Estándar) actualizado. De esta forma se contaría con la base tarifaria respecto a los costos de inversión y operativos relacionados con redes, a los que faltaría adicionar un costo de abastecimiento de la demanda, con lo que podría realizarse el cálculo de un nivel tarifario medio técnico.

Firman

Ing. Alfredo Piria. Gerente de Regulación
Ec. Ximena García de Soria. Gerencia de Regulación
Ec. Sergio Pérez de la Llana. Gerencia de Regulación Enc. Div. Aspectos Económicos Gerencia de Regulación

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