Advierten que a EDET le resulta mucho más barato pagar las multas que cumplir con las obras para mejorar el servicio

En las últimas semanas se volvió cotidiano el incremento de las quejas y enojos por parte de los tucumanos ante las constantes fallas en el sistema eléctrico de la provincia, situación que motivó el pase de facturas entre la Empresa de Distribución de Energía Eléctrica de Tucumán (EDET) y la firma Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal del Noroeste Argentino (TRANSNOA), ante ello fue el propio ente de control local, el ERSEPT, el que debió mediar, apuntando las responsabilidades mayores de los cortes de luz a la transportadora y desligando de tales hechos a la empresa distribuidora, más allá de las multas que le aplicó, en dos ocasiones este año, de casi $600 millones.

Esta introducción sirve de contexto para ilustrar un informe elaborado por los legisladores Silvia Elías de Pérez y José Seleme, al que tuvo acceso Tendencia de Noticias, en el cual se da cuenta, a través de un profundo análisis histórico, de gestión y técnico sobre las funcionalidades, ejecuciones, objetivos y planes operativos de EDET, que demuestran el grado de responsabilidad que le cabe a esta firma en torno a las falencias que, desde hace años, registra el sistema de energía eléctrica que se brinda en la provincia.

Todo ello, agravado por el reconocimiento oficial desde el Gobierno Nacional de cortes de luz durante el verano 2025 por el crecimiento de la demanda y la escasa inversión en el sector, lo que augura un período estival por demás crítico en nuestra región, fundamentalmente.

El documento de los parlamentarios radicales indica que "el Contrato de concesión de EDET (que rige desde 1995) establece la introducción de un listado (plan) de inversiones de cumplimiento obligatorio. Esto implica que se regula además desde los medios, por los resultados esperados de gestión". Sin embargo, en el mismo informe se resalta que, ya desde el año 2010, cuando la Legislatura de Tucumán sanciona la Ley 8.342, que declara el estado de emergencia del Sistema de Transporte por Distribución Troncal en el ámbito de la Provincia, se dejaba constancia de "un indicio del fracaso de los procedimientos previstos en el marco normativo del Mercado Eléctrico Mayorista (Ley 24.065) al no haberse concretado la realización de obras criticas para el abastecimiento de la demanda".

En esta línea, se hace alusión a lo que refiere el marco regulatorio nacional en razón de las razonabilidades y obligaciones de las distribuidoras (EDET, en este caso) aludiendo al Artículo 21 de la Ley 24.065 donde establece que "los distribuidores deberán satisfacer toda demanda de servicios de electricidad que les sea requerida en los términos de su contrato de concesión" y "serán responsables de atender todo incremento de demanda en su zona de concesión a usuarios finales, por lo que deberán asegurar su aprovisionamiento, celebrando los contratos de compraventa en bloque, que consideren convenientes. No podrán invocar el abastecimiento insuficiente de energía eléctrica como eximente de responsabilidad por el incumplimiento de las normas de calidad de servicio que se establezcan en su contrato de concesión".

Promesa de obras

Ahora bien, justamente en este contrato se le exige a EDET un "Plan Obligatorio de Inversiones" (POI) en Transporte y Distribución. Además, en 2005 se previó además, un Plan Obligatorio de Inversiones Mínimas de Emergencia (POIME) y la aplicación de un régimen de prestación de calidad de servicio específico.

"Desde el Contrato de Concesión de EDET, aprobado en el año 1995, en el ARI (Acta de Renegociación Integral), y en las sucesivas Renegociaciones Tarifarias Integrales (RTI) se establecieron Planes Obligatorios de Obras e Inversiones (POI), con compromisos de cumplimiento físico y económico. Estas inversiones en el sistema de distribución son trasladadas en forma directa a tarifas mediante un ítem especifico del Cuadro Tarifario", aduce el estudio de los legisladores opositores y se reseña que, por resolución del propio ERSEPT, el cargo fijo en la boleta de los usuarios es de alrededor del 3% para asegurar la ejecución de obras estructurales, remodelaciones edilicias o de vehículos o bien vinculadas a la eficiencia energética, con el objetivo de mejorar el servicio de energía eléctrica.

Así, en la Revisión Tarifaria Integral 2020-2025 se aprueba el Plan de Inversiones Obligatorias para cada año del período tarifario. "EI POl del año 2021 fue aprobado mediante Resolución ERSEPT 424/22. Se aplicó en este caso una sanción por incumplimiento de plazos en la ejecución de las obras, por el monto de $1.466.386,71.

EI POl del año 2022 fue aprobado mediante Resolución ERSEPT 565/23", sin embargo, no hay información oficial sobre si las obras proyectadas en 2023 y lo que va de 2024, efectivamente se concretaron. En 2023, EDET se comprometió a una inversión de $21.155.932 millones, mientras que en 2024 este monto llega a los $20.317.436 millones. Si se toma todo el período 2020-2025, el total de erogaciones que debe cumplimentar la empresa para mejorar el servicio es de $97.431.852 millones.

El plan de inversiones en obras e infraestructura eléctrica provisto por EDET "contiene las siguientes estaciones transformadoras, sobre las cuales se desconocen su origen y estado: Estación Transformadora Independencia ll;

Estación Transformadora El Manantial; Estación Transformadora Los Nogales;

Estación Transformadora Sarmiento Il. La información aportada en estos casos se considera insuficiente a los fines del análisis del grado de adecuación del nivel de inversiones necesarias en el sistema de distribución, para acompañar el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en la Provincia", subraya el documento.

Surge de este análisis que, si bien hubo por parte del ERSEPT multas ante la falta de cumplimiento de EDET en torno a las inversiones comprometidas, "se puede observar que en cada resolución sancionatoria, los valores se reiteran por tipo de incumplimiento, los cuales por su baja cuantía, lejos de disuadir el comportamiento de la Distribuidora, ésta podría optar en abonar las multas antes que cumplir sus obligaciones", aducen Elías de Pérez y Seleme.

El costo de un servicio deficiente

Al adentrarse en la afectación que produce la falta de obras en el resentimiento del servicio en general, hay que remarcar el impacto en el usuario que no se condice con el valor de las tarifas que está pagando actualmente para recibir una óptima prestación. Al respecto, se señala que EDET "abastece a 527.000 clientes (solo en el sector residencial) y tiene más de 16.500 km de líneas (entre líneas aéreas y subterráneas, de Baja y Media Tensión) y suministra más de 2700 GWh de energía en forma anual. Cada año se incorporan aproximadamente 15.000 nuevos clientes y 80 km nuevos de líneas. Estos datos dan una primera aproximación al tamaño de la Empresa de Distribución, una de las más grandes a nivel nacional".

De acuerdo a datos suministrados por el Observatorio de tarifas y subsidios- lEP- en septiembre de 2024, EDET estuvo entre las cuatro jurisdicciones más caras a nivel nacional, para los usuarios de categorías N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios), sin considerar el beneficio de tarifa social. Por otra parte, el análisis de facturas realizado por la misma fuente indicó que, para dicho mes, la composición en el caso de Tucumán fue: para el segmento N1 (ingresos altos), 29 % energía, 43 % Valor Agregado de Distribución (VAD), 28 % impuestos. Para el segmento N2 (ingresos bajos), 12 % energía, 60 % VAD, 28 % impuestos. Para el segmento N3 (ingresos medios), 22 % energía, 50 % VAD, 28 % impuestos.

Si se toman como ejemplo los datos brindados, vale reseñar que el único ingreso al que alude constantemente EDET que obtiene por el cobro de las respectivas facturas es el correspondiente al VAD, siendo este ítem el mayor componente porcentual de las boletas, de acuerdo a la información brindada por el IEP, aclarando que no se incluye aquí el beneficio de la tarifa social. Por lo que "se puede concluir que actualmente, cuanto más bajo el nivel de ingresos del usuario, mayor es el peso del VAD en la composición de su factura", alude el documento.

A esto, debe adicionarse que el ERSEPT aprobó aumentos del VAD implicando incrementos promedio en las tarifas de 27,5% en el mes de Agosto y 13,6% en Septiembre. Por esta razón, a pesar de la quita de subsidios definida, al mes de septiembre 2024, lo que pagan los usuarios del costo del sistema eléctrico es en promedio un 48 % del total del costo del servicio.

"Se observa que, si bien se registraron atrasos en los cuadros de aplicación durante parte del año 2024, el VAD de EDET se encuentra a la fecha actualizado a los valores

previstos por la regulación". Al respecto y tomando como referencia información remitida a la Comisión de Energía de la Legislatura por parte de EDET, el ERSEPT y por la Dirección de Energía de la Provincia, "no se cuenta por lo tanto con los elementos suficientes para concluir si desde el ERSEPT se realizaron los estudios técnicos necesarios para optimizar el VAD de referencia de EDET, de modo de no trasladar ineficiencias a los usuarios, o de permitir rentabilidades excesivas para los inversores", sostiene la investigación.

Ventajas de la empresa

El informe aduce a su vez que, a nivel nacional, EDET ocupa el sexto lugar entre las distribuidoras en cantidad de clientes y el décimo lugar en venta de energía. Esto indica que el consumo medio por habitante es moderado frente al de las provincias más desarrolladas. También, la empresa tiene una reducida y concentrada superficie a atender "que no se han venido correspondiendo con índices de calidad de servicio más efectivos", argumentan los legisladores, desde el punto de vista operativo y técnico.

"En virtud de los resultados, se pueden advertir graves fallas en la regulación en este sentido, ya que los niveles tarifarios de EDET se encuentran entre los más elevados a nivel nacional, aún a pesar de ser Tucumán la provincia más densamente poblada, lo cual debería representar ventajas operativas apreciables para la Empresa", resaltan.

En relación al sistema de transporte, se remarca que el último informe sobre una auditoria a TRANSNOA data de 2006, donde se determinó que el estado de las redes, compuestas por líneas de alta tensión, "se encontraban totalmente faltas de conservación y mantenimiento, de evidente obsolescencia, ya que datan en algunos casos de más de 50 años, se le suman gruesas fallas detectadas en Estaciones Transformadoras, que las tornan peligrosas para los operarios y para el funcionamiento de todo el sistema".

"Año a año se producen frecuentes salidas del servicio de instalaciones de transporte (líneas y transformadores de potencia) y siempre se deben a la misma causa: el estado obsoleto de la infraestructura con una desinversión alarmante que se acentúa ante el aumento del consumo eléctrico", advirtieron los radicales, al tiempo de sostener que, de acuerdo al Ente Nacional Regulador de Energía (ENRE), "la obligación de abastecimiento de la demanda recae sobre la empresa Distribuidora (EDET)".

"Es decir, la calidad de servicio a los usuarios finales (medida tanto en cantidad de cortes como en su duración) desmejoró notablemente en los últimos tres años, debido al crecimiento de fallas en el sistema de transporte y a una estabilización de los índices de calidad en sistema de distribución. Se puede apreciar que Tucumán continúa inmerso en una situación crítica, con un panorama poco alentador ante el próximo verano y pronósticos de generación faltante advertidos por la Secretaría de Energía de la Nación", concluyeron Elías de Pérez y Seleme.