He querido aprovechar el espacio que nos ofrece este prestigioso medio, para referirme a ciertos aspectos sobre el método de asignación de tarifas eléctricas vigente en nuestra normativa, los cuales si bien podrían parecer básicos y lógicos, en su trasunto coloquial suelen manifestarse algunas confusiones y dudas que conviene precisar o al menos llamar a su discusión, para propender siempre a la mayor armonía en la relación distribuidor – cliente.
Empecemos por lo fácil, indicando que las tarifas eléctricas de los usuarios regulados del servicio público de distribución (aquellos que por cuya demanda no gozan de la facultad de negociación de sus precios), son fijadas por la Superintendencia de Electricidad (SIE), mediante Resolución que a partir de este año 2020 es trimestral, pero que anteriormente asumía un criterio mensual. Estas tarifas se estructuran en base a dos componentes: (i) el precio promedio de compra de energía y potencia del distribuidor al generador (componente de costo de suministro); y (ii) el valor agregado por concepto de los costos de inversión y operación de una empresa modelo (valor agregado de distribución).
Las tarifas eléctricas se organizan en opciones tarifarias, que son aplicables en función del nivel de tensión de la conexión o empalme del cliente a la red de la distribuidora que le corresponde, el destino que le da a la energía (residencial, comercial o industrial), así como su demanda de potencia.
Estas opciones tarifarias se desarrollan en la Resolución No. SIE-0106-2019-MEMI de fecha 14 de noviembre de 2019, mediante la cual se establece el Reglamento de Fijación del Valor Agregado de Distribución de Referencia para las Empresas Distribuidoras (capitalizadas), lo cual estaba previsto previamente en la Resolución No. SEIC 237-98 de fecha 30 de octubre de 1998, de la antigua Secretaría de Estado de Industria y Comercio, y sus modificaciones.
Sujeto a las condicionantes y limitaciones establecidas dicha normativa, las opciones tarifarias son elegidas libremente por cada cliente y la distribuidora está obligada a aceptarla. Ahora bien, de conformidad con el Artículo 463 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad No. 125-01 (instituido mediante Decreto No. 555-02 y sus modificaciones), una vez se estipule una tarifa en base al punto de interconexión y a la potencia demandada por el Cliente, la Distribuidora podría cambiarla previa notificación al Cliente, si determina que las condiciones del suministro han variado con relación a la contratación original del servicio.
Cada opción tarifaria tiene sus propios cargos, los que conjugados a través de las variables (costo de suministro y valor agregado de distribución) y sus fórmulas de indexación, determinan el cuadro tarifario contentivo del cálculo de la tarifa de referencia de cada trimestre, la que es publicada concomitantemente con la tarifa que es aplicada en la práctica por motivos de subsidio.
En el momento en que compartimos estas reflexiones, se encuentra en vigencia la Resolución No. SIE-017-2020-TF de fecha 27 de marzo de 2020, que establece el cuadro tarifario para el trimestre abril – junio 2020 de los usuarios regulados de EDENORTE, EDESUR y EDEESTE. En el siguiente recuadro, que extraemos de dicha Resolución, pueden verificarse los cargos correspondientes a cada opción tarifaria, así como los precios asignados a cada uno, tanto en base a la tarifa de referencia (indexada) como a la tarifa “aplicada”, a saber:
Nótese que en el esquema tarifario dominicano, las tarifas son monómicas y binómicas. En ambos tipos de tarifas se traspasan la cadena de costos del suministro eléctrico desde el generador hasta el usuario final. En las opciones tarifarias monómicas, esto es, BTS1 y BTS2 (suministros residenciales o no, provistos en baja tensión y sin demanda de potencia), al estar subsidiados, el precio del kWh (kilovatio hora) varía en función del consumo mensual.
De ahí que el primer ejercicio que debe hacer un Cliente que constata un incremento irregular de su factura, es verificar si en base a su patrón de consumo dentro del ciclo de facturación afectado, hubo un exceso del rango donde regularmente se ubica su consumo. Le pido también a ese Cliente que recuerde la mención que hicimos hace poco del Artículo 463 del Reglamento de la Ley No. 125-01, en el sentido de que la Distribuidora puede agotar ante la SIE, el procedimiento de cambio de la tarifa del cliente, si determina que las condiciones del suministro han variado respecto de las originalmente contratadas, lo que le podría colocar en una opción tarifaria de mayor costo.
En cuanto a las opciones tarifarias binómicas ((BTD, MTD, MTH, BTH, MTD, MTD1 o MTD2), éstas segregan en dos conceptos todos los costos de la cadena del suministro eléctrico, uno relacionado a la energía consumida que es la potencia por el tiempo de uso (kWh), y otro que es propiamente la potencia o la capacidad disponible contratada por el cliente (kW-mes).
Estos clientes requieren potencia o capacidad, para tener la posibilidad de utilizar a discreción todos sus equipos eléctricos en el momento que lo decidan, los cuales al ser de alto consumo, tamaño o cantidad, provoca que las distribuidoras deban invertir en incrementar la dimensión de los conductores eléctricos y de los centros de trasformación (sean propios del cliente para MT o propiedad de la distribuidora), y que a su vez deba contratar con las empresas de generación y empresa de transmisión la misma capacidad que le es demandada.
El Artículo 435 del Reglamento de Aplicación de la Ley No. 125-01 dispone que la potencia contratada tendrá una validez mínima de un (1) año, durante el cual no podrá ser modificada sin autorización de la distribuidora. Si el Cliente desea aumentarla o reducirla, debe notificarlo a esta última y luego de aprobada, la nueva potencia tendrá el período mínimo de vigencia ya mencionado.
Lo imperativo de este plazo invita a que los clientes lo tengan en cuenta, para evitar que producto de una circunstancia específica y temporal, soliciten reducciones de una potencia que luego necesitarán cuando las causas del evento aducido se hayan regularizado.
Por otra parte, como habrán podido ver en una reciente publicación de una de las Empresas Distribuidoras de Electricidad, con este plazo mínimo de vigencia de la potencia contratada, se busca garantizar el repago de la potencia que el distribuidor ha comprado antes al generador, para poder mantener disponible la potencia que demanda el Cliente. De igual forma, partiendo de la demanda de potencia que les ha sido declarada, los agentes del sistema eléctrico hacen inversiones que son amortizables a largo plazo y deben ser sufragadas oportunamente.
Por tales motivos, siendo la potencia un insumo que se adquiere con anticipación y que forma parte de integral del “pass through” de precios del sistema, salvo dispensas o flexibilidades en los peldaños superiores (generador – distribuidor), el deber de pago de la potencia es ineludible para el Cliente, esté o no demandándola en un momento puntual dentro de los parámetros que la contrató. Esto así para poder asegurar la recuperación de la cadena de costos del suministro eléctrico.
En una próxima entrega, trataremos de abordar los escenarios excepcionales que prevé la normativa de “facturaciones promediadas” o realizadas en base a “consumos estimados”, estableciendo los casos en que proceden, la forma y límites de su utilización, así como el efecto puntual que pueden tener sobre un período de facturación y los métodos de su rectificación o indemnización por exceso.