Este lunes se inició el debate sobre la estructura tarifaria eléctrica de Tucumán para el ciclo 2025-2030, en una audiencia pública organizada por el Ente Único de Control y Regulación de los Servicios Públicos de Tucumán (ERSEPT) mediante la Resolución 1.168/25 y conducida por su interventor, José Ascárate. El acto, que tuvo al secretario de Energía provincial, Martín Viola, entre los presentes, dejó al descubierto una marcada división entre los que argumentaron la necesidad de readecuar los ingresos para mantener el sistema y quienes cuestionaron la eficiencia de la empresa prestadora. Mientras EDET y sus asesores técnicos basaron su presentación en los efectos de la inflación y en la exigencia de cuantiosas inversiones para responder a una demanda que aumentó un 30%, las voces críticas —lideradas por el Defensor del Pueblo y entidades como FODECUS— señalaron postes derribados, tensión insuficiente de manera crónica en el interior provincial y un diseño de tarifas que «perjudica» el ahorro de los usuarios.
La distribuidora EDET, representada por su gerente general Ernesto San Miguel, dio inicio al intercambio describiendo los obstáculos de los últimos cinco años, caracterizados por la volatilidad macroeconómica y la pérdida de valor del Valor Agregado de Distribución (VAD) frente al incremento de precios. San Miguel resaltó que la compañía destinó $147.435 millones en el quinquenio anterior y que para el próximo período plantea un programa de $220.000 millones adicionales. «El 31% del total de la factura corresponde a lo que recibe la distribuidora en concepto de VAD», especificó, aclarando que el resto se reparte entre suministro e impuestos. En su solicitud formal, la empresa pidió que «se implemente el cuadro tarifario presentado con los ajustes que correspondan a la fecha de su puesta en vigencia» y se autoricen los regímenes de calidad y ampliación de redes.
Ernesto San Miguel (derecha) expuso la postura de la distribuidora EDET.
Por otro lado, el ERSEPT aclaró que el marco regulatorio se llama Price Cap o precios tope, donde no se aceptan los costos reales de la empresa, sino los «costos mínimos indispensables para la prestación eficiente del servicio». Alejandro Danón, vocero del ente, indicó que el reto principal es una potencia solicitada que subió más de un 30%, impulsada en un 90% por usuarios residenciales. Para reforzar la supervisión, el ERSEPT informó que aumentará de 422 a 2.400 los equipos fijos de medición de calidad.
La consultora BA Energy Solutions, contratada por EDET para calcular los ingresos, estableció que el valor de reposición de las instalaciones (VNR) alcanza los $1.118.000 millones de diciembre de 2024. Jorge Espain, representante de la consultora, detalló que la «empresa modelo» requerida para operar en Tucumán necesita 467 empleados propios y calculó un requerimiento total de ingresos de $330.224 millones anuales. Espain reconoció que las pérdidas técnicas y comerciales del sistema ajustado se ubican en un 11,1%.
Jorge Espain, BA Energy Solutions.
Para respaldar el pedido de la Revisión Tarifaria Integral, tanto EDET como la consultora BA Energy Solutions exhibieron una serie de información técnica y financiera que sostiene la necesidad de un nuevo esquema tarifario fundamentado en el crecimiento de la demanda, la estructura de costos y los planes de inversión indispensables para la sustentabilidad del sistema.
A continuación se enumeran los principales datos técnicos presentados:
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Evaluación de la demanda y expansión del mercado
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Incremento de la potencia: El principal desafío técnico es el aumento de la potencia requerida, que creció más de un 30% en el último quinquenio, impulsada en un 90% por los usuarios residenciales.
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Récords de consumo: En febrero de 2025 se registró un récord histórico de 871 MW, y se estima que para 2026 la demanda llegue a 910 MW.
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Crecimiento acumulado: El mercado eléctrico tucumano ya supera los 3.300 GWh anuales y tiene más de 580.000 usuarios.
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Inversiones: Realizadas y planificadas
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Período 2020-2025: EDET reportó una inversión de $147.435 millones (a moneda de diciembre de 2025) para conservar la calidad y atender la demanda. Esto abarcó 203 km de líneas de media tensión, 575 km de baja tensión y 592 subestaciones transformadoras.
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Propuesta 2025-2030: Para el próximo quinquenio, la empresa plantea un plan de inversión de $220.000 millones. Este programa prevé una ejecución anual de entre $43.000 y $45.000 millones destinada a estaciones de rebaje, expansión de redes y nuevas tecnologías.
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Necesidad de ingresos y composición de costos
La consultora BA Energy Solutions determinó que la necesidad total de ingresos anuales para que el sistema sea sustentable es de $330.224 millones (a valores de diciembre de 2024). Este monto se compone de la siguiente manera:
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Costo de Capital: $165.000 millones, basado en el Valor Nuevo de Reposición (VNR) de los activos.
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Costos de Explotación: $127.000 millones anuales, que incluyen salarios, materiales, operación y mantenimiento.
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Otros conceptos: Se suman $13.600 millones por incobrabilidad y $7.000 millones en impuestos municipales.
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Metodología de la «Empresa Modelo»
La consultora diseñó una empresa modelo (teórica y eficiente) para calcular los costos necesarios:
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Dotación de personal: Se estableció que una empresa eficiente para Tucumán requiere 467 empleados propios (sin incluir contratistas).
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Organización territorial: Se dividió la provincia en 5 áreas de explotación (Tafí Viejo, Banda del Río Salí, Metropolitana, Monteros y Concepción) para asegurar la proximidad al usuario.
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Pérdidas eficientes: Se calculó que una red optimizada debe tener un nivel de pérdidas totales del 11,1% (incluyendo técnicas y comerciales).
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Tasa de rentabilidad (WACC): Se propuso una tasa real después de impuestos del 9,26%, la cual incorpora una prima por riesgo país basada en el promedio de Latinoamérica (483 puntos básicos).
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Metas de calidad técnica
El nuevo esquema busca disminuir los indicadores de interrupción para el próximo período, fijando como objetivos técnicos un SAIFI (frecuencia de interrupciones) de 3,6 y un SAIDI (duración de interrupciones) de 8. Además, el ERSEPT planea reforzar el control incrementando de 422 a 2.400 los equipos fijos de medición de calidad en toda la provincia.
Eduardo Cobos, Defensor del Pueblo.
La postura crítica fue firme. Eduardo Cobos, Defensor del Pueblo, calificó de «desproporcionado» que el sistema registre pérdidas de casi el 14% y cuestionó los indicadores de eficiencia de la empresa. «La realidad es que en el interior, el servicio es muy malo, los postes se caen solos», afirmó Cobos, quien presentó un documento con más de 10.000 reclamos. Además, denunció que en zonas de la Provincia se midieron apenas 172 voltios, imposibilitando el uso de cualquier maquinaria. «Aquí no es que haya ciudadanos de segunda y tercera, hay ciudadanos de cuarta y de quinta», concluyó, cuestionando que se pague el mismo precio por un servicio deficiente.
Cobos sostuvo que el ERSEPT aplicó multas por un total de $1.000 millones en el año, cifra que consideró baja o mal calculada. El Defensor propuso que se tome como referencia la Ley de Defensa del Usuario y el Consumidor, la cual fija límites mucho más altos para las sanciones. Detalló que, si se empleara dicho marco legal —que considera un máximo de 2.100 veces la canasta básica—, la multa mínima o de referencia podría ubicarse cerca de los $2