El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó un pago de más de $ 24.524 millones a las distribuidoras de gas en todo el país por las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) entre el valor del gas comprado y el incluido en los cuadros tarifarios vigentes. Para la distribuidora local, Ecogas, corresponderían poco menos de $ 2.000 millones, y se deben a la devaluación que tuvo lugar entre abril de 2018 y marzo de este año.
"La compensación es para los productores, no para las distribuidoras. La empresa lo recibe pero se lo tiene que transferir realmente a quienes producen el gas", explicaron desde la distribuidora.
Conceptos facturados
Según comentaron desde Ecogas, dentro de la factura, el 44,2% del importe total corresponde estrictamente al costo de producción; el 21,1% son impuestos provinciales; el 8,2% responde al transporte y el 26,5% restante es lo que cobra la empresa por "distribución, operación e inversiones". Dentro del 44,2% es donde se produjo la diferencia entre el costo que se pagaba y el que debía pagarse teniendo en cuenta la devaluación.
Las distribuidoras de gas se limitarán a transferir la totalidad de esa compensación a sus proveedores. De acuerdo a la ley 24.076 que rige la actividad, "las empresas distribuidoras no deben ganar ni perder con la adquisición del fluido para los usuarios".
La resolución
La resolución 735/2019 del Ente nacional fue publicada hoy en el Boletín Oficial y en la misma se precisa que las prestadoras beneficiadas son: Distribuidora de Gas Cuyana (Ecogas), $ 1.983.386.125; Camuzzi Gas del Sur, que cobrará $ 3.407.375.811; Litoral Gas, ($ 2.011.767.204); Gas Nea, que recibirá $ 309.944.621; Gasnor, $ 778.783.460; Redengas, con un monto de $ 122.300.593; la Distribuidora de Gas del Centro ($ 1.898.908.387); Naturgy BAN, ($ 4.295.600.538); Metrogas (cobrará $ 4.572.384.986,88) y Camuzzi Gas Pampeana, que recibirá $ 5.144.263.397.
Asimismo, a través del Decreto N° 1053/18, la Nación dispuso que asumirá el pago de las Diferencias Diarias Acumuladas 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.
La fotolectura se aplica al 92% de los medidores residenciales locales
La lectura de los medidores residenciales se ha automatizado en un 92%, según lo informó Ecogas. Ahora, partiendo de una foto, se digitalizarán los datos de consumo aportando más transparencia y confiabilidad a la recaudación de información. El desarrollo de este nuevo sistema, que está vigente, se inició en 2018,
El proyecto de digitalización de la toma de lecturas es una herramienta muy valiosa porque suma, al sistema, confiabilidad. Además, mejora el seguimiento de los trabajos que se realizan en la calle.
Las lecturas manuales se han reducido notablemente y sólo un 8% se continúan haciendo en forma manual, pero desde la empresa aseguran que pronto se las incorporará a la fotolectura.
¿Qué es la fotolectura?
Cada lecturista cuenta con un dispositivo para la carga automatizada de los datos de lectura de un medidor. Este dispositivo trabaja con una aplicación especialmente desarrollada para esta tarea.
Al llegar a cada gabinete, en operario posiciona el dispositivo frente al medidor de gas para el Reconocimiento Óptico de Caracteres (OCR). La aplicación realiza una serie de verificaciones sobre los datos obtenidos y, de encontrarse la lectura dentro del rango asignado, queda guardada en el sistema.
Adicionalmente, se toma una foto de cada medidor, con el objetivo de que quede como respaldo del estado informado para posteriores consultas. Junto con la foto, se guardan las coordenadas del medidor, la fecha y hora de la toma de lectura. Si por algún motivo no fuera posible tomar fotolectura de un medidor, la cuenta quedará apartada para una posterior verificación.
Las ventajas
Los beneficios de la implementación de la fotolectura han sido significativos y se resumen en cinco puntos relevantes. Estos son: la transparencia en la toma de las lecturas, la reducción del margen de error, la mayor confiabilidad en el proceso de toma de lecturas, la agilidad en el tratamiento de la toma de estado de los medidores y la mejora que se ha logrado en el control del trabajo de campo.
