Resolución Nº 168/16

PARANÁ, 31 de Octubre de 2016

VISTO:

La Ley de Marco Regulatorio Nº 8916, su Decreto Reglamentario Nº 1300/96, el Decreto Nº 734/12 GOB, el Decreto Nº 1859/13 MPIYS, las Resoluciones EPRE Nros. 67/14, 92/15, 147/15, 15/16 y 70/16; y

CONSIDERANDO:

Que de acuerdo a lo previsto por el Artículo 32° de la Ley de Marco Regulatorio Nº 8916, el Contrato de Concesión firmado por el Poder Concedente con ENERSA mediante Decreto Nº 7341/12 y con el resto de las Distribuidoras Cooperativas mediante Decreto Nº 1859/13 prevén Revisiones Tarifarias Quinquenales;

Que la última Revisión Quinquenal realizada en el año 2014 y resuelta mediante Resolución EPRE Nº 67/14 aprobó los parámetros a utilizar en los Procedimientos para la Determinación de Cuadro Tarifario para el período Julio 2014-Junio 2016, difiriendo su aplicación hasta el cese del Acuerdo Marco «Programa de Convergencia de Tarifas Eléctricas y Reafirmación del Federalismo Eléctrico en la República Argentina y del Convenio Instrumental para Obras de Distribución Eléctrica en la Provincia de Entre Ríos»;

Que dentro del marco del citado Programa de Convergencia, la Secretaría de Energía de la Nación llevaría adelante estudios sobre Valores Agregados de Distribución de Referencia Regionales (VADRR), para lo cual resultó de interés del EPRE contar con valores representativos de la prestación del servicio en el ámbito provincial, hecho que quedó plasmado en la Resolución EPRE Nº 92/15;

Que finalizando el Programa de Convergencia, era necesario convocar a la Revisión Tarifaria Quinquenal para el período Julio 2016- Junio 2021, para lo cual el Ente Provincial Regulador de la Energía -EPRE- dictó la Resolución Nº 147/15;

Que conforme al impacto del nuevo escenario generado por la reducción de subsidios en los precios mayoristas dispuesto por el Gobierno Nacional a partir de Febrero del corriente, el EPRE decidió prorrogar la fecha prevista en la Resolución Nº 147/15 por 120 días mediante el dictado de la Resolución Nº 15/16 para las presentación de propuestas;

Que mediante Resolución Nº 70/16, se convocó a las Distribuidoras Provinciales para que antes del día 19 de Julio de 2016, efectúen sus propuestas de cálculo de tarifas para el Segundo Período Tarifario de los Contratos de Concesión vigentes, respetando los principios tarifarios básicos establecidos en el Marco Regulatorio y su reglamentación, así como los lineamientos y parámetros establecidos en la Resolución EPRE Nº 92/15;

Que en la misma Resolución Nº 70/16 EPRE, se convocó a Audiencia Pública para el día 31 de Agosto de 2016 en la ciudad de Villaguay con el objeto de tratar las propuestas de cálculo tarifario para el Período Tarifario Julio 2016-Junio 2021, acto que se llevó a cabo conforme al procedimiento establecido por el Reglamento de Audiencias Públicas EPRE, aprobado por Resolución Nº 110/13;

Que por la propia Resolución Nº 70/16 EPRE, se invitó al Colegio de Abogados de Entre Ríos y al Colegio de Ingenieros Especialistas de Entre Ríos, para que propongan profesionales del Derecho y de la Ingeniería, respectivamente, para que actúen como Defensores de los Usuarios;

Que se designó, por la misma norma, a la Dirección de Defensa al Consumidor y Lealtad Comercial de la Provincia de Entre Ríos a efectos de que en forma conjunta, alternada o separada con las Oficinas Municipales de Información al Consumidor (OMIC) y el Defensor del Pueblo de Paraná, efectúen la Defensa de los Usuarios en conjunto o separadamente de los Defensores designados por los Colegios de Profesionales citados;

Que la Ley Nº 8916 en los aspectos tarifarios establece en Artículo Nº 30, que “Los servicios prestados por los distribuidores serán ofrecidos a tarifas justas y razonables, las que se ajustarán a los siguientes principios:

a) Proveerán a los distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes, por la prestación de un servicio eficiente, los ingresos necesarios para satisfacer los costos operativos, impuestos, amortizaciones y una tasa de retorno determinada conforme lo dispuesto en el artículo 31 de esta ley.

b) Deberá tenerse en cuenta las diferencias de costos que existan entre los distintos tipos de servicios considerando la forma de prestación, modalidad de consumo y cualquier otra característica que el Ente Provincial Regulador de la Energía califique como relevante.

c) El precio de venta de electricidad a los usuarios finales, incluirá un término representativo de los costos de adquisición de la electricidad, ya sea a otro distribuidor o directamente del Mercado Eléctrico Mayorista creado por Ley Nº 24065.

d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán el mínimo costo razonable para los usuarios; compatible con la seguridad del abastecimiento”.

Que la referida Ley 8916 puntualiza en su Artículo Nº 31: “Las tarifas que apliquen los distribuidores deberán posibilitar una razonable tasa de rentabilidad en la medida que operen con eficiencia. Asimismo, la tasa deberá ser similar a la de otras actividades de riesgo, comparables nacional e internacionalmente”;

Que la citada Ley de Marco Regulatorio, en su Artículo Nº 32 inciso d) prevé que “Las tarifas estarán sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio en los costos del concesionario, que éste no pueda controlar.”;

Que la Resolución Nº 92/15 EPRE estableció las pautas para las presentaciones de las propuestas que, conceptualmente consideran que la tarifa remunera los costos económicos de una distribuidora modelo con una red adaptada a la demanda;

Que dichos costos económicos están conformados por los de capital asociado a las redes económicas, los costos eficientes y prudentes de operación y mantenimiento de las mismas y los cargos de comercialización asociados con la atención a los usuarios;

• Que para el análisis de dichas presentaciones, las propuestas debían incluir como mínimo:Información sistematizada técnica, comercial y financiera reciente para utilizarla como antecedente para el actual estudio del Valor Agregado de Distribución.
• Estudios del Mercado Eléctrico
• Diseño de la Empresa Modelo
• Tecnologías de Redes
• Costos Unitarios para la valorización del Valor Nuevo de Reemplazo
• Optimización Técnica-Económica del Sistema Eléctrico Modelo
• Cálculo de las pérdidas Infraestructura y Equipamiento para el cumplimiento de la Calidad de Servicio establecida
• Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento
• Optimización de los Costos Comerciales y de Pérdidas
• Optimización de los Costos Indirectos
• Cálculo de la Tasa de Actualización
• Categorías Tarifarias y asignación de costos
• Procedimientos de Ajuste de Costos de Distribución
• Que para la caracterización de la carga, se consideraron válidas para la elaboración de la propuesta aquellas Campañas de Medición que las Distribuidoras hubieran llevado a cabo dentro de los 5 (cinco) años anteriores al dictado de la Resolución EPRE 92/15;

Que el día 19 de Julio de 2016 la Empresa Energía de Entre Ríos -ENERSA- presentó, en el marco del Expediente Nº 239/15, el Estudio Tarifario elaborado para el 2º Período Tarifario que comprende el período 1º de Julio de 2016 al 20 de Junio de 2021, conforme a los Criterios para el Estudio de los Costos de Distribución establecidos en la Resolución Nº 92/15;

Que en la misma presentación, adjuntó el Plan de Inversiones Necesarias consideradas en el Estudio Tarifario en Líneas de 132 kV y Estaciones Transformadores de 132/33/13,2 kV;

Que presenta un Informe de Proyección de Demanda donde describe en forma detallada la metodología de proyección de clientes y energía utilizada;

Que las proyecciones parten del año 2016 pero se analizaron series históricas de clientes y energía desde el año 2004;

Que las proyecciones de la demanda global se obtuvieron agregando las proyecciones de las distintas categorías como ser Residencial, Comercial, Industrial, Institucional, Rural, Alumbrado Público, etc., utilizando distintas variables exógenas explicativas como ser: PBI Nacional, Producto Bruto Geográfico (PBG), Población, Viviendas, etc.;

Que como resultado de estas proyecciones, se obtuvo para el Quinquenio una tasa de crecimiento de la demanda de energía del 4,5% y del 2,84% en la cantidad de usuarios, observándose en el largo plazo una desaceleración tanto en las ventas como en la cantidad de usuarios producto de una tasa de crecimiento más moderada del PBI como una eliminación progresiva de los subsidios al consumo de energía eléctrica;

Que ENERSA recurrió a los resultados del estudio de caracterización de la carga ejecutado en el año 2011, a efectos de relevar curvas que permitan identificar los hábitos de consumos de los distintos grupos de usuarios que hacen uso de la red como ser: Pequeñas Demandas-urbanos y rurales, Medianas Demandas, Grandes Demandas-en sus distintos niveles de tensión, Alumbrado Público, etc.;

Que dichas campañas de medición arrojan múltiples parámetros utilizados en el diseño tarifario como ser: movimientos de energía y potencia, estudios de pérdidas, planificación de las redes, factores de responsabilidad en la compra de potencia y energía, etc.;

Que se llevó adelante un estudio de pérdidas tomando como base el año 2014, que considerando las ventas de energía y sus pérdidas en los distintos niveles de tensión hasta llegar a la compra por parte de ENERSA, arroja un valor de 10,08%, conformada por un 6,77% de pérdidas técnicas y otro 3,31 % de pérdidas no técnicas;

Que a efectos de determinar las pérdidas técnicas óptimas se calcularon para cada hora de un perfil diario promedio del sistema teórico de transmisión-distribución de ENERSA para instalaciones técnica y económicamente adaptadas a la demanda, considerando caídas de tensión admisibles en sus extremos determinados por la calidad requerida por el Contrato de Concesión;

Que los niveles de pérdidas óptimos sobre la red adaptada arrojan como resultado que partiendo de un 8,79% para el año 2014 arriban al año horizonte a un 9,64%, incluyendo las pérdidas no técnicas;

Que el estudio considera que desde el punto de vista económico no resultaóptimo reducir las pérdidas no técnicas a cero, debido al incremento exponencial del costo operativo de lograrlo, considerando además que desde el punto de vista social y legal es, en muchos casos, inviable la eliminación total de las mismas;

Que por tal razón, supone que si bien es posible desarrollar acciones para reducirlas en el largo plazo, es razonable mantener el porcentaje de las mismas en el valor determinado para el año base;

Que refiriéndose a los Costos Estándares de Inversión, la propuesta los diferencia como un agregado de los Costos de Oportunidad y los Costos de Mantenimiento del Capital;

Que considera a los Costos de Oportunidad de Capital como la retribución a los poseedores del capital puesto al servicio de la empresa, ya sean acreedores y/o accionistas;

Que los Costos de Mantenimiento del Capital están conformados por la suma anual requerida para sustituir los bienes de capital amortizados con el transcurso del tiempo;

Que con respecto a la Tasa de Actualización, ENERSA propone la metodología usualmente conocida como Costo Promedio Ponderado del Capital (WACC-acrónimo en inglés) que pondera el costo financiero promedio por fuente de financiamiento, capital propio y deuda;

Que aplicando la metodología indicada, el valor obtenido para la Tasa de Rentabilidad Regulada en términos reales después de impuestos es de 8,01%;

Que para determinar la Base de Capital a ser remunerada, se determinó a partir de los activos necesarios para la operación eficiente y prudente de los servicios;

Que los activos se valorizaron, de acuerdo a los tipos constructivos que los conforman para los distintos niveles de tensión, considerando el valor de mercado al 31 de Diciembre de 2014, según lo establecido en la Resolución Nº 92/15 EPRE;

Que en particular, para el nivel de Vinculación Superior en 132 kV, la base de capital resulta directamente de considerar los activos reales y las inversiones previstas en el plan de ENERSA 2015-2020;

Que para determinar la red ideal adaptada al servicio, se consideró como punto de partida los tipos de redes utilizados por ENERSA, para luego ir variando secciones de conductores y potencias instaladas en los centros de transformación;

Que la determinación de la red adaptada surgió a partir de la búsqueda de un costo total mínimo a partir de la suma de los de inversión en capital, los de mantenimiento y los de pérdidas;

Que el resultado de la Base de Capital a remunerar arroja un valor de 8.525 millones de pesos a Diciembre de 2014, representando una desadaptación sobre la red real ENERSA de alrededor de un 7%;

Que con referencia a los Costos de Explotación, los costos calculados en una primera instancia se corresponden con el año base 2014;

Que los costos modelados para la Empresa Modelo fueron desagregados en: Costos de las actividades y procesos de operación y mantenimiento de las redes, Costos de las actividades y procesos comerciales y Costos de administración;

Que se identificaron todos los procesos inherentes a la gestión que debe realizar la Distribuidora para el cumplimiento de sus responsabilidades;

Que para la determinación de los costos eficientes de cada uno de los procesos y actividades, se calculó la mano de obra, materiales y servicios necesarios en cada proceso, tomando del mercado los precios de cada componente;

Que los costos integrantes de los de explotación fueron organizados en los siguientes rubros: personal, materiales, servicios y otros;

Que para determinar los costos de personal, rubro de mayor representación en los costos de explotación, se consideró tomar como base las categorías establecidas a través de los Convenios Colectivos de Trabajo y una estructura jerárquica adecuada para aquellos empleados fuera de Convenio;

Que para los salarios de los “Cargos Base” se consideraron en función al Convenio Colectivo de Trabajo de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLyF);

Que de la misma manera, el salario de los “Cargos Profesionales” se adoptó en función al Convenio Colectivo de Trabajo de la Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía Eléctrica (APUAyE);

Que para los “Cargos Gerenciales” se tomó como referencia para las variaciones entre categorías jerárquicas la de Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL);

Que continuando con los costos de explotación y refiriéndonos a los de Materiales, Servicios y Otros, se consideraron los que ENERSA realmente incurrió en el año 2014, determinando a partir de ellos parámetros unitarios por número de empleados o metros cuadrados de oficinas, a fin de extrapolar y determinar las necesidades futuras;

Que con referencia a los Costos Indirectos – Estructura Central- son los típicos de las empresas de distribución de energía eléctrica y no dependen del tamaño de la empresa;

Que posteriormente se realizó una Optimización de los Costos de Operación y Mantenimiento que, a partir de un relevamiento de todas las actividades, se focalizó en: Mano de Obra, Transporte, Materiales y Cantidades de Activos operados;

Que la optimización de los Costos Comerciales para la Distribuidora Modelo, los mismos fueron desagregados en: Call Center, Atención en dependencias comerciales, Lectura, Facturación y distribución de facturas, Cobranza y Servicio Técnico Comercial;

Que como consecuencia de las optimizaciones de todos los costos que conforman el de Explotación, la Distribuidora modelo arroja una reducción de los costos reales incurridos en el 2014 del 3%;

Que como resultado de la integración de los costos de explotación, de capital y sin considerar los costos de compra de energía y potencia, la Distribuidora requiere un ingreso en concepto de VAD de 1.973 $/año para el período 2016-2021;

Que el incremento de VAD presentado representa un 167% respecto al existente a Diciembre de 2014 y un 52% con referencia al del Cuadro Tarifario vigente a partir de Febrero de 2016;

Que estos aumentos se reflejan en términos de tarifa media a usuario final en un 89% y un 23%, respectivamente;

Que expresa no obstante, que los Costos de Distribución utilizados para determinar el Cuadro Tarifario que genera el incremento del 52% de VAD, están expresados a Agosto de 2015;

Que la propuesta considera que el Fondo Especial para Infraestructura y Mantenimiento del Sistema Eléctrico de la Provincia de Entre Ríos (FEIyMSE), creado por Decreto Nº 1626/13 MPIyS se discontinúa y dejará de formar parte de la tarifa;

Que en lo que respecta a la asignación de costos entre las distintas categorías tarifarias, se desarrollaron tres criterios:

• Ajuste equiproporcional: que responde a mantener la estructura y procedimiento actual para la determinación de los cargos tarifarios, factores de participación del consumo en los tramos horarios, factores de pérdidas de energía y potencia, etc.
• Ajuste regulatorio: en el cual la asignación de costos sigue los lineamientos de la Ley Marco, donde las categorías de usuarios respeta la responsabilidad que tienen con respecto a la red. Para ello se utilizaron los parámetros obtenidos de los estudios de caracterización de cargas.
• Ajuste propuesto donde resulta de una variante intermedia que distribuye los costos medios de la prestación en función a los factores de responsabilidad, pero atendiendo a no provocar variaciones abruptas a ciertas categorías.

Que el diseño de asignación definido como “Propuesta Tarifaria” por ENERSA al margen de garantizar los ingresos de la Distribuidora, busca establecer un sistema de tarifas donde se mejore el bienestar social, evitando de esta manera el riesgo de desconexión de los usuarios;

Que las principales modificaciones respecto al Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario vigente se pueden resumir en:

• Parte de los costos de Potencia Mayorista y Transporte extra-jurisdiccional son trasladados a los cargos variables en Pequeñas Demandas
• Para las Medianas Demandas, se propone reducir el rango de potencias a los usuarios comprendidos entre 10 a 29 kW.
• Los usuarios de Grandes Demandas y Peaje a Grandes Demandas serán para potencias mayores o iguales a 30 kW.
• Los usuarios de Grandes Demandas conectados en MT y AT pasarán a tener igual tarifa, debido a que la brecha actual ha generado señales distorsivas, que no favorecen el óptimo desarrollo de la red.
• Los Otros Distribuidores –Tarifa 5 y Peaje- conectados en bornes de 13,2 o 33 kV de las Estaciones Transformadoras de 132/33/13,2 kV accederán a una reducción tarifaria consistente en multiplicar por el factor 0,63 los cargos de potencia.

Que en la propuesta ENERSA no presentó ninguna propuesta sobre el punto 10 del Anexo I de la Resolución Nº 92/15 -optativo- referente al Fondo Compensador entre Distribuidoras;

Que el día 19 de Julio de 2016 la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. presentó parcialmente su Propuesta Tarifaria, la que fue complementada el día 29 del mismo mes, conforme a los Criterios para el Estudio de los Costos de Distribución, establecidos en la Resolución Nº 92/15;

Que en cumplimiento con las pautas requeridas, la Cooperativa presenta una Evaluación de Desempeño de la misma en el período en que se ha aplicado el Cuadro Tarifario vigente, utilizando como moneda de referencia pesos argentinos a Diciembre de 2014, aportando como información lo siguiente:

• Antecedentes Generales: Inventarios de las instalaciones de distribución, de inversiones no eléctricas afectadas al servicio, Demandas registradas, Balances de pérdidas reales, Usuarios y ventas de energía y potencia, Estructura y costos de operación y mantenimiento técnico y comercial, Costos indirectos de Administración, Organización del personal y su estructura salarial, etc.
• Antecedentes de costos de personal propio y de terceros: Mantenimiento de Redes en sus distintos niveles de tensión, Mantenimiento Alumbrado Público, Transporte, Atención Telefónica a Usuarios, Lectura de Medidores, Procesamiento Facturación, Distribución de Facturas, Cobranzas, Seguridad, Asesoría Legal, Servicios de Higiene y Seguridad, Servicios de Control de Calidad Técnica, etc.
• Antecedentes de las instalaciones del Sistema Eléctrico: Diagramas Unifilares de los Sistemas Eléctricos en los distintos niveles de tensión, información de los Costos Estándares para la fijación del Valor Nuevo de Reposición, detalle de las instalaciones no eléctricas afectadas al servicio, etc.
• Antecedentes de performance de la red y de calidad: Estadísticas de Fallas en los distintos nieles de tensión de la red, Índices de calidad de suministro por semestre e índices de calidad de producto –nivel de tensión y perturbaciones- de los últimos dos años.

Que con referencia al Estudio del Mercado Eléctrico solicitado, las proyecciones se efectuaron tomando como referencia el año 2008, a excepción de los “Medidores Comunitarios” – caso ciudad de Concordia- en que se tomó como referencia el año 2011;

Que la Cooperativa prevé en tal sentido un crecimiento de las ventas de energía del 4,0 % para un incremento de usuarios del 2,6% en el período 2016-2021,donde los usuarios residenciales representan casi el 90% de los usuarios y la mitad de la demanda;

Que la Distribuidora contrató la misma consultoría que ENERSA para el procesamiento de una campaña de caracterización de cargas sobre los resultados obtenidos a partir de mediciones de campo realizadas entre Agosto de 2010 y Diciembre de 2011;

Que como ya se expresara anteriormente para el caso de ENERSA, estas caracterizaciones de las demandas, permiten parametrizar a las distintas categorías tarifarias en cuando al uso que realizan de la red de distribución;

Que para la determinación de la red técnica-económicamente optima y adaptada al mercado eléctrico, se desarrollaron las siguientes fases:

• Evaluación del Mercado Eléctrico
• Evaluación del Marco Regulatorio –calidad de servicio y producto técnico-
• Determinación de las opciones tecnológicas y de arquitectura de la red por zona característica
• Determinación de costos estándar de instalación
• Procesamiento de alternativas y determinación de las redes adaptadas
• Calculo del Valor Nuevo de Reposición adaptado

Que el Valor Nuevo de Reposición de la red adaptada para la Cooperativa arroja un valor de 1.000 millones de pesos a Diciembre de 2014, incluyendo conexiones y activos no eléctricos;

Que el análisis de las pérdidas técnicas para la red adaptada arroja como resultados 6,66% en potencia y 5,85% en energía;

Que con respecto a las pérdidas inevitables o no técnicas, en la propuesta se considera del orden del 2%,menor a las actuales del orden del 6-7%;

Que con respecto a la Tasa de Actualización, la propuesta considera no razonable realizar cálculos teóricos, proponiendo un rango del 10-12% y puntualizando que por la dimensión de la Cooperativa la misma debería adoptar un valor del 12%;

Que la propuesta considera como no oportuno efectuar análisis de reasignación de costos entre distintos segmentos tarifarios, consignando no obstante que otorgando el tratamiento igualitario mediante la aplicación de costos medios subsidiará de manera natural los servicios que demandan mayores costos, como por ejemplo los servicios rurales;

Que en tal sentido, los usuarios subsidiantes surgirán entre aquellos cuya demanda en punta no coincida con la del sistema, subutilizando éstos la red puesta a su disposición;

Que el incremento de VAD presentado representa un 100% respecto al existente a Diciembre de 2014 y un 42% con referencia al del Cuadro Tarifario vigente a partir de Febrero de 2016;

Que la propuesta incluye un Procedimiento de Ajuste de los Costos de Distribución que considera: Índices de Precios Mayoristas, de Salarios de la Unión Obrera de la Construcción y de Salarios de Luz y Fuerza, con distintos porcentajes dependiendo si el ajuste es para el VAD en Baja o Media Tensión y/o Costos Fijos asociados al usuario;

Que la Cooperativa no presentó los Procedimientos de Cálculo para la Determinación del Cuadro Tarifario requerido;

Que el día 31 de Agosto próximo pasado se llevó a cabo la Audiencia Pública con el objeto de considerar la solicitud de Modificación de Tarifas Eléctricas que regirán para el próximo período Quinquenal;

Que de las Distintas exposiciones, se toman y resaltan los aspectos más importantes a tener en cuenta en la evaluación de las solicitudes presentadas, en función de su relación con el objeto propio de la Audiencia;

Que el Contador César GOTTFRIED, en representación del Consejo de Administración de la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. expuso el marco general de la presentación ante la Audiencia;

Que expresó que el valor agregado de distribución son los ingresos que se reconocen a las Distribuidoras destinadas a cubrir los costos en los se incurre para prestar el servicio, personal, estructura, operación, mantenimiento y además realizar las inversiones necesarias para prestar un servicio de calidad, dándole confiabilidad al sistema;

Que destaca que diferentes políticas energéticas de las últimos años que han excedido el marco del ámbito de nuestra provincia, han generado un importante retraso tarifario inclusive desde antes del primero de Enero del 2014, en que entró en vigencia el Acuerdo de Convergencia congelando las tarifas por más de dos años;

Que la situación de los sistemas de distribución donde es necesario realizar inversiones urgentes en los próximos meses y la evolución de los costos de prestación crecientes, no se vieron reflejados en los Cuadros Tarifarios que se aplican actualmente en la provincia de Entre Ríos;

Que consideró que una tarifa es razonable cuando lo es para quién presta el servicio y para quién lo recibe, y ocurre cuando es suficiente para que el prestatario en su cobro pueda cubrir el costo del servicio y percibir beneficio razonable que le permita mantener y mejorar sus instalaciones;

Que por otra parte una tarifa es justa cuando además de ser razonable en su monto toma en cuenta la trascendencia social del servicio público, de modo tal que permita ser prestado en condiciones de igualdad uniformidad, continuidad y regularidad;

Que entiende que es inalienable la autoridad pública para adaptar las tarifas a las necesidades del servicio público y que el EPRE tiene la potestad de garantizar la equivalencia de las prestaciones y que estas se mantengan a lo largo de la Concesión;

Que posteriormente, el Ing. Federico SCHATENOFFER, como Director Comercial de la Cooperativa Eléctrica de Concordia Ltda., realizó una introducción sobre el contexto en el cual se desempeña la Distribuidora;

Que expresó que la Cooperativa de Concordia es Agente Mayorista en su carácter de Distribuidor Nacional y en ese mercado adquiere la energía y potencia para distribuir su zona de Concesión;

Que a nivel provincial, la Cooperativa suscribió un Contrato de Concesión para la prestación del servicio de comercialización y distribución de energía en la ciudad de Concordia y localidades aledañas del Departamento;

Que la energía y potencia que adquiere en el Mercado Mayorista es abastecida por ENERSA, motivo por el cual utiliza y abona los servicios de transporte;

Que el contexto bajo el cual fue realizada la propuesta fue la de actualización de los conceptos incluidos en la tarifa eléctrica de distribución, a saber: Valor Agregado de Distribución en los distintos niveles de tensión, Puestos Fijos de Clientes para las distintas categorías y Pérdidas de Estándares de Potencia y Energía, todo ello según la Resolución Nº 92/15 EPRE;

Que a continuación realizó un breve análisis comparativo entre la densidad de los clientes en el Área de Concesión de la Cooperativa con los de otras jurisdicciones nacionales;

Que en tal sentido la densidad de clientes/km2 para la Cooperativa arroja un valor de 84,27, mientras que para una zona típica de EDENOR en Capital Federal presenta 4.569,70 clientes/km2, hecho que genera que los servicios sean notoriamente más caros en su atención;

Que con respecto al mercado eléctrico atendido, expresó que presenta un constante y significativo crecimiento, detectándose además a partir del año 2010 cambios de conductas en el uso de la electricidad, ya que el pico nocturno histórico en la demanda se ha desplazado a las primeras horas de la tarde por efecto de la incorporación de equipamiento de acondicionamiento del ambiente;

Que la estructura del mercado manifiesta una fuerte composición de la pequeña demanda residencial que alcanza el 52%, representando el 88% de los usuarios de la Cooperativa;

Que la proyección del Mercado les resulta un crecimiento en la demanda de energía del 4,5% anual acumulativo, con un incremento de los usuarios del 3%;

Que luego presentó una breve reseña de los principales activos eléctricos conformado por 8,5 kM de líneas en 132 kV, 60 MVA en Estaciones Transformadoras de 132/33/13,2 kV, 621 km de redes en Media Tensión con 49,5 MVA de potencia de transformación 33/13,2 kV, 862 km de líneas en Baja Tensión y 169 MVA de potencia de transformación MT/BT;

Que a continuación el Ing. Pedro ROSENFELD, realizó la descripción de los trabajos que conformaron la propuesta presentada ante el EPRE;

Que comenzó expresando que, de acuerdo a la Resolución Nº 92/15 del EPRE el estudio tarifario debía hacerse sobre la red técnica económicamente adaptada a la demanda, o sea calcular los costos de inversión requeridos por dicha red mas los costos de operación y mantenimiento correspondientes a la misma;

Que como primera tarea consideraron analizar el mercado y su caracterización, para luego determinar zonas homogéneas de demanda, que arrojan densidades comprendidas entre 01 y 5,6 MW/km2 para el casco urbano de Concordia, entre 1 y 1,33 MW/km2 en localidades periféricas y entre 0.15 y 0.43 MW/km2 para otras localidades;

Que el segundo paso evaluado es la calidad de servicio y producto requerida en el Contrato, esto es cantidades y duraciones de interrupciones permitidas y valores de tensiones admitidas, las que estarán determinadas por la conformación de la red en sus distintas etapas de distribución y transformación;

Que posteriormente se definieron las tecnologías de red más convenientes, que partiendo de las reales, se optimizaron dentro de las prácticas nacionales;

Que para la determinación de los costos unitarios, sobre los costos directos de materiales, mano de obra de montaje y obras civiles, se agregaron los costos indirectos que incluyen planeamiento, proyecto, gestión de compra de materiales, contratación, stock, supervisión de obra, gastos administrativos e intereses intercalarios;

Que como resultado de esta determinación, los costos directos se debían incrementar en un 15% para las obras de Alta Tensión y en un 12% para las de Media y Baja Tensión;

Que para Proceso de Optimización de las Redes e Instalaciones, se consideraron fundamentalmente las tecnologías de construcción adoptadas en función a la densidad de carga, costos unitarios de pérdidas de energía, costos unitarios de mantenimiento, tiempo de utilización y equivalente de pérdidas y los límites de tensión admisibles para cada etapa de la red;

Que se analizó también la situación de falla n-1 para el nivel de 132 kV, debido a que casi media ciudad está abastecida radialmente a partir de la Estación Transformadora Rio Uruguay;

Que luego se analizó la red considerando la calidad requerida por el Contrato de Concesión, que si bien la red adaptada considera tasas de fallas estándar que pueden ser menores a las reales de una red existente, de todas formas es necesario poner equipamiento y protección para que la cantidad de interrupciones que reciben los clientes se reduzcan;

Que no se consideró la incorporación de telecontrol ni de telesupervisión u otro automatismo que elevaría el nivel de calidad del servicio, pero que no estaba requerido por parte del EPRE;

Que las acometidas no fueron consideraras como un activo de las redes sino en cambio asignadas al costo fijo por usuario, conjuntamente con los gastos de mantenimiento y el resto de los costos comerciales asignados directamente a los mismos;

La desadaptación de la red real con respecto a la adaptada por modelación arroja un porcentaje -2.2% en valores monetarios, aun incluyendo la construcción de 8,5 km de línea en 132 kV y una adecuación en la ET Río Uruguay;

Que con respecto a las pérdidas técnicas, se asume que las de la red adaptada son menores a las reales, debido fundamentalmente que están optimizadas las secciones de los conductores y equilibrada en distribución de cargas por fase;

Que adicionalmente, el EPRE debería reconocer cierto nivel de pérdidas no técnicas, actualmente entre el 6-7% para la Cooperativa, debido a que en la práctica no es posible disminuirlas totalmente aunque se lleven adelante todas las acciones razonables posibles;

Que se agruparon los activos no eléctricos en cuatro rubros principales: inmuebles, sistemas informáticos, vehículos y herramientas;

Que los gastos de explotación se dividieron en Costos del Personal, Costos de Contratación, Otros gastos, Tasas y Gastos Funcionales;

Que en los gastos de personal se consideraron a través de una estructura ideal que no coincide con la estructura que tiene la Cooperativa, sino que fue racionalizada y solamente dejando el personal que es necesario y asignable a explotación;

Que los gastos comercial y de administración, son los necesarios para todas las actividades que la Cooperativa realiza internamente y contratable para hacer comercialización y atención del cliente;

Que la tasa al EPRE se consideró a valores reales del año 2014;

Que el rubro Otros Gastos adicionales de comercialización y en distribución comprende principalmente los costos vinculados a la contratación de personal externo para realizar las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo de las redes e instalaciones, considerando tasas de avería de la red adaptada;

Que los restantes Gastos Funcionales representan aquellos necesarios para el funcionamiento de personal y vinculado con los servicios, sistemas, mobiliario, etc., y fue considerado como una alícuota del personal;

Que en función a lo requerido por la Resolución Nº 92/15 se confeccionaron las tablas de asignación de Costos de Explotación Técnica para los distintos niveles de tensión y la correspondiente a los Costos Comerciales;

Que con respecto a la Tasa de Actualización, la pretendida por la Cooperativa se resume en adoptar la de prácticas habituales dentro del sector y, considerando que la Distribuidora es de escala mas bien pequeña, toma el valor mayor dentro del rango de tasas posibles y propone el 12%;

Que a partir de la descripción de la metodología, se calcula el Valor Agregado de Distribución que corresponde a la alícuota del Valor Nuevo de Reemplazo de la red adaptada a la tasa del 12%;

Que la propuesta significa un incremento de ingreso neto de 144% respecto al existente a Diciembre de 2014;

Que a continuación el Dr. Pablo URBEY, planteó la posición de la Cooperativa Concordia como usuaria de ENERSA en la Tarifa de Peaje;

Que manifestó que en reiteradas ocasiones y por distintas vías, inclusive en la Audiencia Pública Tarifaria del año 2014, ha requerido que se revean los procedimientos para la determinación de la Tarifa de Peaje;

Que hasta la fecha no ha tenido respuesta alguna de ninguno de los organismos provinciales, particularmente del EPRE, razón por la cual ha planteado la cuestión a nivel nacional ante el ENRE, en carácter de agente del Mercado Mayorista;

Que considera que es el EPRE el único ente público en la provincia de Entre Ríos con potestades legales suficientes para resolver la solicitud de cambio de criterio de cálculo, y solicita en tal sentido que, al momento de resolver el presente procedimiento administrativo de Revisión Tarifaria establezca un mecanismo de determinación de cargos para fijar la Tarifa de Peaje que aplica ENERSA;

Que la Dra. Marta BRISEÑO, en carácter de asociada de la Cooperativa Concordia, felicitó por las gestiones jurídicas realizadas, las que mantiene vigentes ante las autoridades provinciales y que no ha tenido respuesta requerida;

Que dando comienzo a la exposición de ENERSA, el Ing. BEBER se explayó sobre la primera de las tres partes preparadas, que consistía en una introducción general sobre los principales conceptos que hacen a la Revisión en cuestión;

Que describió a la Distribuidora como una Empresa de Transporte y Distribución con 23.600 km de línea que atienden a 354.000 usuarios en un área de 56.300 km2, que constituyen el 70% de la superficie de la Provincia;

Que como primer concepto, describió a las redes eléctricas de la Distribuidora en sus distintos niveles de tensión, puntualizando la importancia de las mismas en la transmisión de la energía desde las fuentes hasta la llegada al usuario final;

Que como segundo concepto, precisó didácticamente las nociones de potencia y energía y las relacionó con las redes que la Distribuidora debe prever para atender a los usuarios;

Que el tercer concepto que desarrolló, se refirió a la necesidad de prever el sistema eléctrico a futuro para atender el crecimiento permanente de la demanda y los tiempos involucrados para concluir las obras cuando éstas son necesarias;

Que finalmente, puntualizó que la presentación tarifaria sometida en la Audiencia Pública cumple con toda la normativa vigente y que, debido a la importancia de la cuestión, ENERSA decidió contratar a la consultora Quantum, de prestigio internacional para la elaboración de la misma;

Que a continuación, Fernando DAMONTE integrante de la citada consultora Quantum comenzó su exposición, explicando detalladamente la propuesta presentada oportunamente;

Que manifestó que el estudio técnico fue realizado en cumplimiento de los Términos de Referencia emitidos mediante Resolución Nº 92/15 EPRE, teniendo como objetivo determinar los costos con criterios de eficiencia;

Que en tal sentido, puntualizó que los costos de eficiencia no son los costos mínimos posibles para atender el servicio actual, sino los costos razonables para atender tanto la demanda actual como la futura;

Que para la Revisión Tarifaria se consideró que los costos sean suficientes para cubrir la expectativa de crecimiento de la demanda manteniendo los niveles de calidad exigidos;

Que en forma sintética expuso lo Trabajos Realizados en el contexto de la Revisión, a saber:

• Estudio de proyección de demanda global por categoría estadística
• Actualización resultados estudio de caracterización de cargas
• Estudio de pérdidas óptimas
• Base de activos: Enfoque de capital físico (VNR óptimo)
• Construcción del movimiento de energía y potencia
• Estudio de tasa de reinversión
• Estudio de Costos de Explotación: Enfoque Empresa Modelo
• Cálculo del requerimiento de ingresos
• Asignación de costos por categoría tarifaria y diseño de la estructura tarifaria

Que antes de abordar el desarrollo de los distintos estudios llevados a cabo, referenció las bases del mismo, como ser:

• Resolución EPRE Nº 92/2015
• Enfoque dinámico (2016–2021)
• Base de capital (VNR) y pérdidas según: Redes en 132 kV, Transformación 132 kV/33/13,2 kV y Transformación 33/13,2 kV valores reales. Redes en 33 kV, 13,2 kV y Baja Tensión y Transformación 13,2/BT Red Adaptada. Para la Evolución se consideró el plan real considerando calidad, seguridad y pérdidas más la expansión horizontal de la demanda.
• Costos de Explotación: Empresa Modelo
• Evolución: Impulsores de costos con ganancia de productividad por economía de escala

Que consideró que el Valor Agregado de Distribución, objeto del estudio, constituye en promedio el 40% de lo que abona el usuario en su factura y que está constituido por el agregado de: costo de capacidad en la red inferior más el costo de capacidad de la red superior más los costos de servicios al usuario y por último los costos de garantía de calidad de servicio;

Que posteriormente, el expositor detalló los principales estudios realizados, comenzando por el de demanda;

Que para ello expuso que, es preciso determinar la manera en que está compuesto el mercado, localización y tipo de clientes, magnitud del consumo y su distribución a lo largo del día y finalmente determinar la demanda máxima del sistema;

Que manifestó que la presencia del aire acondicionado ha modificado la tradicional curva de carga de un pico nocturno, a considerar la presencia del pico máximo en horas de la siesta en verano, fenómeno que se visualiza en toda América Latina;

Que a partir de las campañas de caracterización de la carga y otros estudios estadísticos se pudo determinar la proyección de la demanda, fundamental para establecer los niveles de inversión, costos operativos, dotación de personal, etc. para continuar atendiendo el servicio;

Que para la proyección de la demanda es necesario analizar la situación actual de la demanda, validando las series a proyectar identificando los determinantes que afectan a la misma;

Que posteriormente es necesario elegir el método de proyección adecuado a cada categoría de usuarios, los cuales pueden ser modelos tendenciales, analíticos, encuestas y modelos econométricos;

Que para la proyección del estudio se consideraron datos de clientes y energía a partir del año 2004, Censos de Población y Vivienda de los años 1991, 2001 y 2010, series de Producto Bruto Interno de Argentina del 2004 y 2014 y series de Producto Bruto Geográfico de Entre Ríos del 2004 y 2013;

Que como resultado de la combinación de las distintas metodologías para las distintas situaciones, surgen claramente dos tasas que representan sendos períodos: el 2004 al 2014 un crecimiento del 5,5 % anual acumulativo y posteriormente hasta el año 2021 se reduce al 4,9 % anual;

Que una vez determinada la demanda, es necesario realizar el balance de energía y potencia, para determinar los volúmenes de energía que van a fluir por las redes en sus distintos niveles de tensión, considerando asimismo a la potencia máxima como parámetro de diseño de las mismas;

Que luego de establecer la energía y potencia necesaria para abastecer la demanda, se realizó un estudio de pérdidas, fruto del calentamiento de los conductores denominadas técnicas y adicionalmente las llamadas no técnicas producto del fraude;

Que con referencia a las pérdidas no técnicas, detalló que si bien la Distribuidora efectúa permanentemente acciones de combate intentando su reducción, es inevitable que exista siempre algún nivel de las mismas;

Que determinada la demanda futura, es posible considerar el plan de inversiones necesarias para atender la demanda actual y futura, incluyendo elementos de maniobra y protección para mantener la calidad de servicio requerida;

Que este plan de inversiones, se adiciona a la red existente -base tarifaria inicial- que es necesario mantener, conformando la suma de ello la base de capital a remunerar con la tarifa;

Que dicha remuneración de la base de capital, -costo de capital- está conformada por la actualización a una tasa de interés determinada de la red existente y futura;

Que una vez determinada la red necesaria para operar en el quinquenio, es posible considerar los costos de explotación de la misma, que surgen de una revisión de los costos históricos para la prestación adecuada del servicio;

Que a continuación para determinar los activos -que conforman la base de capital- que tienen que ser necesarios y prudentes para la prestación del servicio, se utilizó el modelo requerido por la Resolución Nº 92/15 EPRE, cual es la de determinar los costos que responden a la operación de una empresa modelo eficiente, operando con una red adaptada a la demanda;

Que para determinar la red adaptada, existen un par de criterios de optimización, entre los cuales se pueden destacar el enfoque constructivo que consiste en construir una red nueva teórica a partir de la distribución de la demanda y un enfoque adaptativo que consiste en optimizar la red real existente;

Que para el estudio, se consideró el modelo adaptativo, que considera la red real existente que en un proceso de optimización va modificando líneas, transformadores, etc. en función a la demanda determinada, elaborando una base de capital donde cada activo es exactamente el necesario;

Que en el proceso de optimización, se comienza con el nivel de 132 kV, el cual no se modifica, porque al ser obras que requieren de la aprobación del EPRE, en su oportunidad ya fueron analizadas en detalle y aprobadas con el necesario certificado de Conveniencia y Necesidad Pública;

Que aguas abajo del nivel de 132 kV, se optimizan todos los niveles de tensión, considerando secciones de conductores, potencias de transformación, acometidas de los usuarios a la red, etc.;

Que para la valuación de los activos optimizados, se consideraron los costos típicos de los tipos constructivos utilizados actualmente por ENERSA, desagregando el despiece en materiales y los tiempos de ejecución de la mano de obra;

Que para los precios de los materiales se consideraron los remitidos oportunamente por ENERSA al EPRE a Diciembre de 2014;

Que el costo-hora de la mano de obra estuvo representado por los perfiles: Capataz oficial, Operario y Peón, cuyas definiciones satisfacen las necesidades de los puestos requeridos en obra;

Que existen activos no eléctricos que no son sujetos de optimización y que para su cuantificación se tomaron valores reales;

Que para valuar estos activos no eléctricos, se consideró el trabajo realizado oportunamente la consultora Levin en el año 2010, actualizando dichos valores a la fecha del estudio con índices INDEC;

Que para la optimización de las pérdidas técnicas se utilizó una metodología que trata de minimizar los costos, que resulta de una solución de compromiso entre mayor sección de conductor -mayor costo y menor pérdida- , versus menor sección –menor costo y mayor pérdida-;

Que para la optimización de la red real adaptada, se consideraron 54 distribuidores de 33 kV y 269 Distribuidores de 13,2 kV con sus redes dependientes, realizándose los siguientes estudios:

• Determinación de la energía anual y potencia media para un perfil de 24 horas (día típico), por alimentador en su salida;
• Determinación del perfil de 24 horas de demanda de potencia de SET, cliente de AT, cliente de MT y cliente de BT;
• Armado de la librería de Conductores según los distintos tipos constructivos;
• Depuración de la Base de Datos, resolviendo situaciones puntuales;
• Balanceo de cargas;
• Flujo de potencia;
• Cálculo de la Pérdida de Potencia por tramo y por hora
• Cálculo de la pérdida de Energía por tramo

Que manifestó, que también se optimizaron 982 Subestaciones de Distribución de 33/0,38 kV y 10.955 de 13,2 a Baja Tensión adicionalmente a 6853 km de redes de Baja Tensión;

Que como resultado de la optimización de la red las pérdidas óptimas calculadas resultaron del 9,3% contra las pérdidas reales de ENERSA para el año 2014 del 10,1%;

Que se consideró la inclusión de los reconectadores, seccionadores fusibles y fusibles necesarios para lograr la Calidad de Servicio técnico que exige la normativa;

Que manifestó que la base de capital de la red adaptada resultó valorizada un 7% menor a la red real de ENERSA, lo cual considera que es razonable ya que la última no está perfectamente adaptada, ni sus niveles de pérdidas son los ideales;

Que para determinar la evolución de la Base de Capital, se consideró el Plan de Inversiones de ENERSA para los niveles de 132 y 33 kV:

Que por debajo de esos niveles se consideraron el crecimiento del área servida y para las acometidas y medidores el crecimiento vegetativo de los clientes;

Que puntualizó que el 80% de las inversiones necesarias en los próximos cinco años, está conformado por obras en 132 kV;

Que con referencia a la Tasa de Actualización, que el expositor prefiere nominarla como de reinversión, la metodología propuesta es la de CAPM (acrónimo de su denominación en inglés  Capital Asset Pricing Model) que pondera el costo del capital propio y el de la deuda;

Que el valor presentado en la propuesta es del 8,01% después de impuestos, muy cera del promedio de América Latina que es de 8,1%;

Que con referencia a los costos operativos, la metodología utilizada fue la prevista en la Resolución Nº 92/15, para lo cual se tipificaron todas las tareas necesarias en la prestación del servicio;

Que en tal sentido se identificaron los procesos de Operación y Mantenimiento en las redes de alta tensión, en las redes de media y baja, tareas en la red de transformación, etc. determinando los parámetros de precios y cantidades de todas las actividades que se realizan;

Que de la misma manera se consideraron las tareas para los Procesos Comerciales, como ser lectura, facturación y cobranza, atención y reclamos, etc.;

Que el valor del costo de operación de la empresa modelo arrojó un monto promedio de 601 millones de pesos contra los 617 millones que resultan de la operación real de ENERSA para el año base 2014;

Que como criterios de evolución de los Costos Operativos se consideraron:

• Costos de Operación y Mantenimiento: en función del VNR por nivel de tensión
• Costos Comerciales: en función al número de clientes previsto
• Costos de Administración: constantes.
• Incobrables: en función a los Ingresos

Que como requerimiento de ingresos, ENERSA ha presentado en su propuesta para la prestación del servicio durante el próximo quinquenio, tres alternativas de diseño tarifario modeladas, previendo la adecuación de los resultados según lo establecido en el Contrato de Concesión;

Que referido al Cuadro Tarifario vigente y en la misma moneda de actualización que el cuadro vigente, cualquiera de ellas representa un incremento del 23% en la Tarifa Media;

Que presenta un mecanismo de Actualización del Cuadro Tarifario aplicable, conjuntamente con la adecuación de los precios estacionales mayoristas, que considera 3 indicadores del INDEC que son: Índice de Salarios Nivel General, de Precios Internos al por Mayor D “Productos Manufacturados” y al por Mayor número 31 “Máquinas y aparatos eléctricos” de “Productos Nacionales”;

Que a continuación el Ing. Daniel BEBER completó en una tercera parte la exposición de ENERSA, describiendo la importancia del servicio eléctrico y de los esfuerzos que se realizan cotidianamente para restablecer el mismo ante contingencias de cualquier magnitud;

Que destacó la capacitación permanente que se lleva adelante en la Distribuidora, así como también la incorporación de nuevas tecnologías, dentro de las que se da la ejecución de Trabajos con Tensión (TCT);

Que resaltó la importancia de contar con equipamiento y personal preparado para operar ante contingencias graves, tal es el caso de la caída de tramos importantes de líneas de transmisión en 132 kV en Febrero próximo pasado;

Que enfatizó sobre los tiempos involucrados en la solución a los problemas del servicio, citando como ejemplo la concreción de la ET 500 kV Gran Paraná, solución definitiva al abastecimiento a la Provincia por el Oeste, obra que fue pensada hace más de 20 años;

Que en ese orden de exposición, ilustró sobre lo que representa un crecimiento continuo de la demanda a una tasa, que a priori puede parecer baja, en una década puede significar incorporar al sistema 20 veces una ciudad mediana;

Que ante la falta de la inversión necesaria en el pasado, se ha debido recurrir a la generación (más onerosa) local para atender la demanda como ser las centrales de Paraná, Viale, La Paz, Concepción del Uruguay y San Salvador;

Que expuso las soluciones previstas por la Distribuidora para atender el crecimiento en áreas de intenso crecimiento de diez años a esta parte, como ser las localidades de Colón, Paraná, Oro Verde, San Benito, corredor productivo Seguí-Viale, etc;

Que desagregó dentro del Plan de Inversiones de ENERSA, las principales obras en transmisión previstas a llevar adelante en el corto-mediano plazo, varias de las cuales ya cuentan con el necesario Certificado de Necesidad y Conveniencia Pública;

Que remarcó el impacto de la incorporación de varios sistemas rurales llevados adelante por la Secretaría de Energía, habida cuenta de que el usuario rural por estos días incorpora el requerimiento de energía para procesos productivos;

Que a modo de cierre de la presentación de ENERSA, el Cr. Alfredo MUZACHIODI, destacó lo que representa el trabajo del sector eléctrico, considerando que es un trabajo conjunto de las Distribuidoras, incluyendo las Cooperativas, con Secretaría de Energía y el Ente Regulador;

Que resaltó la importancia del trabajo realizado por la Consultora conjuntamente con el personal propio de la Empresa, en cuanto a la jerarquía y profesionalidad puesta en juego;

Que en representación de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), el Ing. Claudio BULACIO efectuó una presentación institucional de la Organización, explicando sintéticamente cómo funciona el sistema eléctrico y en particular la cuestión tarifaria a partir de la regulación del año 1992;

Que realizó una comparación de lo que abonan usuarios con consumos de 400 kWh-bimestre a valor dólar, en distintas localizaciones de Latino América, resultando:

ENERSA 50
San Pablo 180
Mina Gerais 200
Río de Janeiro 230
Chile 200
Uruguay 250

Que a modo de resumen concluyó sobre la necesidad de recomponer el Valor Agregado de Distribución, en línea a lo solicitado por ENERSA y mantener el esquema del traslado de los Precios Mayoristas en la tarifa sin la necesidad de convocar a Audiencias Públicas;

Que el Sr. Pedro KOZAK, representando a Servicios Energéticos del Chaco (SECHEP), Empresa del Estado Provincial con similares características a ENERSA, apoyó la propuesta objeto de la Audiencia, manifestando que para mantener el funcionamiento sustentable del sistema, el EPRE debería reconocer solicitud de incremento;

Que la Defensa del Consumidor de la Provincia, el Defensor del Pueblo de Paraná y la Oficina Municipal de Información al Consumidor de Diamante efectuaron una presentación conjunta;

Que el Dr. Hernán POIDOMANI, en representación de la Dirección General de Defensa del Consumidor y Lealtad Comercial de Entre Ríos, manifestó inconvenientes en el acceso al contacto con personal técnico, tanto del EPRE como de la ENERSA;

Que manifestó que la legislación sobre los derechos del consumidor han tenido un crecimiento exponencial y particularmente a partir de la reforma de la Constitución Provincial del año 2008;

Que la Ley Nº 24240 establece la posibilidad de integración normativa aplicando la ley más favorable al consumidor;

Que resalta la importancia que tienen empresas de informar a los usuarios en tiempo y forma, particularmente sobre temas tarifarios;

Que sobre los incrementos tarifarios, se debería avanzar hacia una tarifa de equilibrio en que los usuarios puedan pagarla;

Que solicitó que no se autorice el aumento y si se considera que es necesario hacerlo, sea en forma escalonada, en la medida en que los trabajadores vayan recomponiendo su salario;

Que en representación de la Defensoría del Pueblo de Paraná, el Cr. Juan PATAT efectuó un análisis a partir de los últimos cinco ejercicios contables de la ENERSA, según: Egresos, Ingresos, Compra de Energía, Impuestos-Tasas y Contribuciones, Gastos de Personal y Contratos y Servicios de Terceros;

Que a partir de dicha información realizó distintos cruzamientos con interpretaciones varias, destacándose la de Ingresos versus Egresos, donde señala que, los egresos han superado los ingresos, es decir que no se llega a cubrir los gastos con lo recaudado;

Que con respecto a los gastos en la planta de personal, exhibe lo presentado por la consultora en cuanto a que la empresa modelo, que es la que se remunera con la tarifa en discusión, presenta una estructura de 1037 empleados, o sea 129 menos que la empresa real;

Que como resultado de sus distintos análisis, el Defensor plantea dudas sobre si el incremento solicitado es para financiar el desarrollo de la Distribuidora o para cubrir gastos corrientes de la misma;

Que el Defensor del Pueblo de la ciudad de Paraná, Dr. Luis GARAY expresó que se opone al pedido de aumento del 23% para el corriente año y que, si eventualmente el EPRE considera algún incremento que este sea progresivo y que no sean de porcentajes tan altos de una sola vez;

Que el Sr Carlos DREHER, como responsable de la Oficina Municipal de Información al Consumidor de Diamante, referido al tema de la Audiencia, manifestó su rechazo pleno al incremento de la tarifa;

Que el Director General de Defensa del Consumidor y Lealtad Comercial de la Provincia, Sr. Juan Carlos ALBORNOZ se manifestó refiriendo que todos somos consumidores y usuarios, por lo tanto se debe tener presente a la hora de tomar una decisión, que nos encuentre justamente teniendo una tarifa justa y razonable;

Que el Defensor del Usuario, Dr. Alejandro CANAVESIO, dando marco a su exposición, realizó un repaso de la evolución del sector energético a partir de la salida de la convertibilidad del año 2002;

Que consideró que en los años noventa el Estado abandonó el rol empresario perdiendo el control de la política energética, al quedarse con muy pocos instrumentos para conducir el rumbo de la política energética;

Que al no haber un plan para abordar la demanda creciente de energía, se limitó a aplicar una política de subsidios en estos últimos diez años en un intento de compensar la inflación y la falta de inversión;

Que a nivel provincial, si bien se llevó a cabo la Revisión Tarifaria prevista en la normativa para el período 2014-2016, el Poder Ejecutivo Provincial firmó con la Nación el Programa de Convergencia que congeló las tarifas durante los años 2014 y 2015;

Que con el cambio de Gobierno, la progresiva quita de subsidios en los costos de energía y potencia a nivel Nacional y la aplicación de la Revisión Tarifaria Provincial suspendida en el 2014, generó un efecto combinado que motivó el inicio de la judicialización del tema tarifario;

Que compartió con la exposición de ENERSA en que, la tarifa no debe ser la mínima posible sino justa y razonable, que asegure la prestación con la calidad pactada en condiciones de eficiencia;

Que manifiesta en ese sentido, que la Empresa pretende una reinversión del 8% a partir de una comparación en Sudamérica que según pudo averiguar, la misma estaría como máximo en el orden del 6%;

Que la propuesta empresaria conforma un incremento del VAD del 52%, que al no haberse completado la actualización inflacionaria prevista en los Contratos de Concesión, el incremento final sería superior;

Que propuso realizar una Revisión Tarifaria Integral, focalizando el nivel socio económico de cada uno de los usuarios para hacer una recategorización justa y equitativa, donde paguen más quienes deban hacerlo;

Que consideró que la Defensoría no puede acompañar un incremento en la tarifa eléctrica, pues el sinceramiento de la tarifa debe ser progresivo, sin marchas y contramarchas en las decisiones del poder político;

Que el restante Defensor del Usuario designado, Ing. Elvio WOEFFRAY, describió la composición de lo que paga el usuario por el servicio, desarrollando la evolución a nivel nacional de los costos a partir de los años 2001-2002;

Que con referencia de no trasladar a los usuarios el precio real de la generación de energía, ha ocasionado al menos tres problemas: que los usuarios consideren que es un recurso barato e ilimitado, creando un concepto en los mismos y en particular en los jóvenes que nos merece ser cuidada y por último generando a partir de combustibles que ya no disponemos;

Que, sin ser objeto de la audiencia, desarrolló la problemática de la generación cuantitativa y cualitativamente, expectativas de energías alternativas, políticas de subsidios y cuestiones impositivas;

Que manifestó que existen razones válidas para el aumento de la tarifa, habida cuenta de que se viene de un congelamiento tarifario y debido a que hay una necesidad real de efectuar inversiones;

Que puntualmente, sobre la unificación de las tarifas en 33 kV y 13,2 kV constituye un acto de estricta justicia, debido a que prácticamente era aleatorio que un industrial accediera a tarifas significativamente distintas según las redes disponibles en la zona;

Que con respecto a la reducción de las Grandes Demandas a partir de los 30 kW de potencia, no manifestó objeciones, puntualizando que se avance regulatoriamente en la unificación de los pilares exigidos en Medianas y Grandes Demandas;

Que si bien se manifestó a favor de la readecuación tarifaria, solicitó diferir el cumplimiento de la propuesta hasta el año que viene;

Que en representación de la Unión Entrerriana de Entidades Vecinales y Comunitarias, Miguel Ángel LEON entendió que el ajuste de tarifa, en simultaneidad con la de gas no tiene previsibilidad ni razonabilidad en cuanto a su aplicación, agregado al hecho de la voracidad fiscal en los distintos estamentos;

Que manifestó, al igual que oportunidades anteriores, que no se ha tomado la realidad salarial del usuario, la cual es la más afectada, constituyendo el 40% los consumidores;

Que en el mismo sentido expresó que no se ha cumplido por parte del EPRE con lo establecido en la Ley 8915, Artículo 48, A) Normativas, Inc. 4) que expresa “someter anualmente al Poder Ejecutivo y a la Legislatura Provincial un informe para su aprobación sobre sus actividades y sugerencias sobre medidas a adoptar en beneficio del interés público incluyendo la protección de los usuarios y el desarrollo de la industria eléctrica”;

Que resumidamente cuestionó aspectos como dificultades para acceder a información, las capitalizaciones efectuadas por leyes a favor de ENERSA, los resultados económicos presentados en los balances, etc.;

Que consideró absurdo que ENERSA contrate una consultora para efectuar la presentación tarifaria;

Que la falta de información requerida a ENERSA, les hace suponer la carencia y falta de justificación documental en lo actuado en el período 2013-2015;

Que refiriéndose al motivo de la Audiencia, que se mantenga la tarifa actual por treinta días y que conjuntamente con el Tribunal de Cuentas y el Colegio de Ciencias Económicas se realice una profunda auditoria sobre el período 2013-2015, que permita determinar si hubo desfinanciamiento y, de haberlo habido financiar por alguna vía que permita diferirlo en el tiempo;

Que el Ing. Carlos MOGNA, en carácter de usuario expuso sobre conceptos como: monopolios naturales, usuarios del servicio público, constitucionalismos, evolución de la prestación del servicio eléctrico en Entre Ríos, de las características de los usuarios residenciales, etc.;

Que cuestionó asimismo la contratación de una consultora para la elaboración de la propuesta, y refiriéndose a la tarifa sugerida, la manera en que determinan la tarifa a efectos de evitar la exclusión;

Que con referencia a la Audiencia, propuso que se garantice la razonabilidad del incremento con respecto al salario, como así también se vea la situación de los jubilados;

Que como usuario de la Cooperativa Concordia, el Sr. Roberto MAIDANA cuestionó el modelo regulatorio de los años noventa, sin realizar precisiones sobre la propuesta tarifaria;

Que en representación de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba EPEC, el Sr Alfonso DIAZ efectuó una extensa presentación institucional de su Distribuidora y, luego de desarrollar la importancia de contar una adecuada tarifa, se manifestó en apoyo a los cálculos presentados por ENERSA;

Que el Presidente de la Federación de Cooperativas de Entre Ríos Rafael ZAMBIAZZO, cedió la palabra al Secretario de FACE Ing. Carlos RICCIARDI, quien planteó la importancia de contar con un Fondo Compensador de Tarifas entre Distribuidoras, habida cuenta de que el servicio eléctrico es prestado por 19 Distribuidoras de distinta magnitud y el Cuadro Tarifario que se aplica es único;

Que el Presidente de la Asociación de Defensa de Consumidores Entrerrianos Oscar VARGAS manifestó que, es inconveniente e inoportuno un nuevo aumento tarifario a los ya realizados en el corriente año, entendiendo que no se han seguido las normas de defensa del consumidor en los aumentos tarifarios precedentes;

Que a continuación, el asesor legal de la Asociación, el Dr. Raúl MUÑOZ manifestó que como el 85% de los usuarios están categorizados como residenciales, es coherente considerar el estatuto del consumidor;

Que advierten de las presentaciones de ambas Distribuidoras, una ausencia total de una política de consumo respecto de la tarifa, como así tampoco están analizadas las distintas capacidades económicas ni geográficas de los usuarios de la misma categoría, lo que ocasiona que no se pueda considerar a la planteada una tarifa justa;

Que entienden que desde el Estado se deben implementar, en materia de protección de los derechos del consumo, la promoción de modalidades responsables y sostenibles del consumo;

Que en las presentaciones efectuadas, las tarifas no están relacionadas con la capacidad del sector económico y social, ni se advierte la presencia del principio de gradualidad;

Que en principio consideran que el aumento del 23% no es viable y que, de aplicarse, proponen que sea durante el próximo año que viene y de manera gradual;

Que posteriormente el Secretario de Políticas Energéticas del Sindicato de Luz y Fuerza de Entre Ríos, Germán MILDEMBERGER consideró que, el aumento de tarifas propuesto es un inicio de un camino progresivo que permitirá seguir realizando las inversiones necesarias acorde al incremento de la demanda, permitiendo mantener la altísima excelencia del servicio prestado por ENERSA;

Que el Secretario General del Sindicato de Luz y Fuerza de Entre Ríos, Sergio MENENDEZ repasando el actual modelo regulatorio que en la Provincia comenzó en el año 1996, se manifestó en desacuerdo con lo cuestionado por el Defensor del Pueblo cuando señalizó la actual plantilla de empleados como excesivo;

Que recordando lo que el Defensor puntualizó oportunamente, que ENERSA contaba con 129 trabajadores mas que la Empresa modelo diseñada por la Consultora arribando a una fuerza laboral de 1037 personas, cuando antes de la privatización según expresó el Secretario Gremial, veinte años atrás EPEER contaba con 1435 empleados;

Que realizó un crónica de lo sucedido sobre el tema tarifario en los últimos tiempos, marcando las diferencias entre las realidades de las empresas de Capital Federal y las del interior del país;

Que defendió la postura de ENERSA de contratar una consultoría para la elaboración de la propuesta tarifaria, habida cuenta de la complejidad y los tiempos involucrados, considerando además que una firma de estas características cuenta con información de distintas empresas para utilizarla como referencia;

Que posteriormente en representación del Sindicato de Luz y Fuerza Mercedes, el Sr. Walter CORRADO que, compartiendo varios conceptos con el secretario MENENDEZ, resaltó el estricto sentido de responsabilidad del Sindicato en cuanto a la formación de los trabajadores;

Que en representación de la Federación Argentina de Luz y Fuerza, su Secretario de Política Energética Yamil CARAMAYA, efectuó una reseña de la importancia de esta organización sindical en el país;

Que se manifestó en contra de los congelamientos tarifarios que, conjuntamente con la devaluación de la moneda generó, en los últimos años, el desfasaje de los costos relativos;

Que puntualizó, a modo de reclamo, el cumplimiento de las condiciones de accesibilidad de la población al servicio eléctrico, tanto en el aspecto físico -disponibilidad de redes- como en el económico, o sea que pueda pagar el servicio;

Que también remarcó la importancia de efectuar un uso eficiente de la energía, que permita a la sociedad crecer en el aprovechamiento de un recurso que es escaso y caro;

Que finalmente el Sr. Secretario expresó que apoya el contenido de la propuesta presentada, en referencia al Valor Agregado de Distribución, único ítem sobre el que la Audiencia tiene competencia;

Que en representación de la Asociación de Profesionales Universitarios del Agua y la Energía, el Ing. Víctor FERNANDEZ manifestó que, APUAYE desarrolla una actividad institucional permanente en su carácter de entidad especializada en la prestación de los servicios eléctricos de país, haciendo llegar su opinión con respecto a los problemas que pueden afectar el adecuado funcionamiento de los mismos a Directivos y Funcionarios;

Que luego de efectuar una reseña sobre la evolución de la tarifa en los últimos tiempos, manifestó que la falta de aplicación de un precio razonable y realista de energía eléctrica generó en la demanda una inadecuada señal sobre la escasez del recurso y real costo de la infraestructura de transmisión y distribución, induciendo el uso deficiente y el derroche en el uso de la energía eléctrica;

Que APUAYE sostiene la necesidad de armonizar la oferta y la demanda de electricidad, mejorando la oferta por medio de mayores inversiones en infraestructura, y promoviendo el uso racional de la energía y la recomposición y actualización periódica de los niveles tarifarios del servicio de electricidad;

Que entiende resulta imprescindible, que en muy corto plazo se cree el Fondo Compensador de Tarifas, que viene siendo reclamado por varias Distribuidoras, de manera de subsanar las diferencias que se presentan en los costos propios de distribución y los de adquisición del producto;

Que APUAYE percibe que, si bien las Distribuidoras Provinciales han podido hacer frente a sus costos de explotación y a realizar algunas inversiones, continúan sin generar excedente suficientes para realizar planes de expansión que contemplen las obras relevantes necesarias para mantener en el futuro los niveles de calidad de servicio exigidos;

Que finalmente propicia que, el ajuste tarifario en trámite considere e incluya la apropiada actualización salarial del personal dependiente de las distribuidoras, a fin de preservar su altamente capacitada dotación de personal;

Que respeto a un Cuadro Tarifario Único, sobre este punto se mantiene el criterio expuesto en la Resolución N° 107/01 EPRE, la que concluyó el proceso de la primer Revisión Tarifaria Quinquenal, el cual fue considerado como válido y utilizado en las posteriores Revisiones Tarifarias;

Que este criterio sostiene básicamente que, frente a las presentaciones de modificación tarifaria, se debe mantener la vigencia de un sistema que garantice a los usuarios acceder al Servicio Público de Electricidad, en condiciones y precios similares, cualquiera sea su ubicación geográfica y la Distribuidora prestadora del mismo;

Que debe recordarse, que desde el primer período tarifario y conforme lo ordenado por el Artículo 79° del Decreto N° 1300/96, se aplicó para todas las Distribuidoras un mismo Cuadro Tarifario, con carácter de Cuadro Tarifario Provincial Único;

Que por tal motivo, corresponde analizar un nuevo Cuadro Tarifario que tendrá el carácter de Cuadro Tarifario Provincial Único, siendo de aplicación para todas las Distribuidoras de jurisdicción provincial;

Que las presentaciones elaboradas por las Distribuidoras, cumplen con los requisitos establecidos en la Resolución EPRE Nº 09/15;

Que la propuesta de la Cooperativa Concordia no adjunta los Procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario, en función al incremento de VAD solicitado;

Que las campañas de medición han sido fundamentales para la caracterización de las cargas y actualización de los hábitos de consumo de los distintos grupos de usuarios, determinando su responsabilidad sobre las redes;

Que el nivel de pérdidas previstas para el año horizonte por ENERSA, por debajo del 10% incluyendo las no técnicas, es altamente aceptable;

Que la Tasa de Actualización antes de impuestos presentada por las Distribuidoras de alrededor del 12%, es prácticamente coincidente y en sintonía con la determinada recientemente por el ENRE mediante Resolución Nº 494/16;

Que las Empresas de referencia sobre las cuales se determina la tarifa a abonar por los usuarios, han sido elaboradas con el necesario grado de detalle, no surgiendo observaciones que invaliden su determinación;

Que las desadaptaciones de la red de las Empresas Modelo respecto a las reales, no manifiestan importantes desajustes reflejando un 2,2% para la Cooperativa Concordia y un 7% para ENERSA;

Que los incrementos de VAD en $/MWh solicitados por ambas Distribuidoras representan, salvando las escalas empresarias y a las fechas de actualización, prácticamente los mismos incrementos en tarifa promedio final, a saber:

Que por iniciarse el Período Tarifario Quinquenal el 1º de Julio de 2016, los valores propuestos para el incremento tarifario deberán ser expresados en la moneda de inicio del período tarifario y a partir de allí ser actualizados mediante el procedimiento previsto en los Contratos de Concesión;

Que esto representa que, en la propuesta del 23% en Tarifa Media a valores de Febrero 2016, por la aplicación de los índices correspondientes, llevados a Julio 2016 se traduce en un incremento del 32%, a aplicar en Noviembre 2016;

Que en lo que refiere a la asignación de costos entre las distintas categorías tarifarias, ENERSA propone tres alternativas de cuadros tarifarios para la misma pretensión de VAD;

Que la primera propuesta denominada “ajuste equiproporcional”, propone obtener el incremento del ingreso necesario manteniendo exactamente la estructura actual del Cuadro Tarifario;

Que la segunda propuesta, introduce los resultados de la campaña de caracterización de cargas, adecuando el Cuadro Tarifario a los nuevos hábitos de consumo de los usuarios, pero aún sin modificar la estructura que cada categoría tarifaria presenta;

Que la tercera alternativa, denominada “propuesta” incorpora los nuevos parámetros obtenidos de la caracterización de cargas e introduce modificaciones adicionales que contemplan:

• Traslado en pequeñas demandas de los costos fijos a través del cargo variable por considerarlo como beneficioso para el usuario.
• Establecer mejores señales para los usuarios no residenciales que tienen capacidad para administrar su demanda.

Que en todos los casos, las modificaciones en las asignaciones de los costos respetan el principio establecido en el marco legal, cual es que ninguna categoría de usuarios puede subsidiar a otra;

Que la propuesta tarifaria de ENERSA, focaliza en la demanda y a su capacidad de pago, estableciendo un sistema de tarifas donde se mejore el bienestar social y a la vez se evite el riesgo de desconexión, lo cual es contraproducente para todo el conjunto;

Que la propuesta tarifaria presenta además, modificaciones en el Régimen Tarifario, a saber:

• Se reduce el rango de potencias para las Medianas Demandas al comprenderlas entre 10 y 29 kW.
• Se propone considerar las Grandes Demandas y Peaje Grandes Demandas a partir de los 30 kW.
• Los usuarios de Grandes Demandas conectados en 33 kV-AT y 13,2 kV-MT pasan a pagar los mismos cargos tarifarios.
• Para los Otros Distribuidores (Tarifa 5 y/o Peaje) conectadas a la salida de Barras d 13 ó 33 kV de Estaciones Transformadoras de 132/33/13,2 kV, se reducen los cargos por potencias máximas registradas en casi un 40%, al afectar a los mismos por el factor 0,63.

Que en ninguna de las presentaciones, tanto la de Cooperativa Concordia como la de ENERSA, presentan modificaciones a la Calidad del Servicio Eléctrico prestado, establecida en los actuales Contratos de Concesión;

Que de la misma manera, en ninguna de las propuestas se presentaron modificaciones al Reglamento de Suministro vigente, e incluido en los Contratos de Concesión.

Que ENERSA no considera en su propuesta tarifaria el Fondo Especial para Infraestructura y Mantenimiento del Sistema Eléctrico de la Provincia de Entre Ríos (FEIyMSE);

Que oportunamente el EPRE solicitó a Secretaría de Energía el análisis sobre la conveniencia de mantener vigente dicho Fondo, habida cuenta que el mismo se originó en el año 2011 para afrontar una política nacional, relacionado con subsidios en la tarifa que en la actualidad no está vigente;

Que con referencia a la pretensión de la Cooperativa Concordia de que se revea el procedimiento para la determinación de su Tarifa de Peaje, la resolución de la cuestión de fondo no está en el ámbito del EPRE, sino en el Poder Concedente, efectuando, no obstante, las siguientes consideraciones:

• Cuando se diseñó el esquema tarifario en el año 1996, se consideró al nivel de 132 kV (líneas y transformadores) como integrantes de la base de capital a remunerar por la tarifa, de la misma manera que la Cooperativa lo ha considerado en su Propuesta Tarifaria en esta oportunidad.
• Este esquema se ha mantenido vigente, aún en los nuevos Contratos de Concesión firmados en los años 2012-2013, entre el Poder Concedente y todas las Distribuidoras Provinciales.
• La principal diferencia al aplicar la normativa de jurisdicción nacional como pretende la Cooperativa, es que ENERSA no tendría la obligatoriedad de la ampliación del sistema para abastecer la demanda, principio liminar existente en todos los Contratos de Concesión en el ámbito de la Provincia, e incluido en el cálculo del Cuadro Tarifario Provincial aplicado por la Cooperativa Concordia a sus usuarios finales.
• De otorgar a una disminución en la Tarifa de Peaje a la Cooperativa Concordia como resultado del litigio planteado por la misma en el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), este beneficio debe trasladarse a los usuarios finales para evitar la apropiación de ingresos indebidos recaudados a partir del Cuadro Tarifario por parte de ésta, hecho éste reconocido por el expositor en nombre de la Cooperativa Concordia en ocasión de la Audiencia Pública de Villaguay del 05/02/2014, y que además se contrapone con la decisión del Poder Concedente de Tarifa Única Provincial.
• Ante esta situación, y a efectos de mantener un Cuadro Tarifario Único en la provincia, los ingresos obtenidos por la Cooperativa Concordia deberían pasar a formar parte del Fondo Compensador de Tarifas a crearse o bien al Fondo de Desarrollo Eléctrico de Entre Ríos, para que retornen al sistema eléctrico beneficiando a los usuarios finales de la Provincia.

Que ante el planteo del Fondo Compensador de Tarifas realizado por FACE, la propuesta no es integral, en el sentido de que no prevé como se integraría dicho Fondo, razón por la cual no puede resolverse en esta instancia;

Que habiendo tomado intervención la Dirección Jurídica y la Dirección de Análisis Normativos y Estudios Especiales del Organismo, opinan que, existen en las peticiones de las Distribuidoras, cuestiones que exceden el marco de las atribuciones propias del EPRE, entre ellas, la reserva que efectuara la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. respecto a la Tarifa de Peaje y lo concerniente al fondo FEIyMSE, compartiendo lo expresado por la Dirección de Regulación y Control del Servicio Eléctrico -DRyCSE-;

Que respecto a la Tarifa de Peaje, la Cooperativa Concordia ha sometido este planteo a jurisdicción Nacional, habiéndose dictado una medida cautelar a favor de la Cooperativa Concordia que a la fecha se encuentra vigente y operativa;

Que otro punto es la propuesta parcial de FACE en torno al Fondo Compensador de Tarifas Eléctricas, no resultando posible resolver dado que no se ha formulado de la manera que se financiaría el mismo, compartiendo ambas Direcciones lo dictaminado por la DRyCSE;

Que respecto a la readecuación tarifaria, el informe de la DRYCSE concluye que la propuesta de la Empresa Energía de Entre Ríos -ENERSA- es del 23% en tarifa media a valores de Febrero 2016, que llevado a Julio 2016 -inicio del periodo tarifario-, por la aplicación de los índices correspondientes, se traduciría en un incremento del 32% a aplicar en Noviembre de 2016;

Que en este punto la Dirección Jurídica y la Dirección de Análisis Normativos y Estudios Especiales aclaran en su informe que la actualización de los costos de distribución, por la aplicación de los índices correspondientes -adecuaciones trimestrales,- fue planteado y solicitado por ENERSA tanto en su presentación por escrito como en la propia audiencia y percibido por el propio Defensor de los Derechos de los Usuarios Dr. Alejandro Canavesio, quien advirtió que si el EPRE aplica los índices de adecuación pendientes -conforme normativa regulatoria-, ello incidiría directamente en el precio final y ya no estaríamos hablando de un 23% de aumento sino de un porcentaje mayor, lo cual es cierto;

Que ambas Direcciones sugieren al Sr. Interventor de acuerdo a los antecedentes facticos y normativos la definición del esquema de aplicación de lo informado, a fin de que la DRyCSE confeccione el Anexo II de Procedimientos para la determinación del cuadro tarifario que integrara la presente Revisión Quinquenal;

Que en este sentido, no son ajenos a la realidad social imperante en el país. Contexto social difícil, donde la situación económica tanto de usuarios del servicio público eléctrico como de quienes deben garantizar el mismo, es compleja;

Que en este escenario, consideran que el EPRE tiene la difícil tarea de velar para que el usuario consumidor del servicio público eléctrico pague el menor costo posible -tarifas justas y razonables-, garantizando un servicio público eléctrico que sea transparente, adecuado, regular, constante y continuo. Esta es la ecuación que celosamente se debe mantener equilibrada, tanto para que los usuarios sientan de la menor manera posible las readecuaciones tarifarias y las Distribuidoras presten el servicio sin riesgos para sus empresas, siempre teniendo presente que se está ante la presencia de un servicio público que debe aspirar a que todo ser humano tenga una vida digna;

Que en este esquema, plantean que el rol de la Tarifa Social cumple una función primordial que se debe trabajar para que la realidad tarifaria sea un reflejo de la realidad social. Los beneficios especiales deben ser debidamente informados por las Distribuidoras y otorgados cuando se cumplan los extremos por ellos exigidos y ellos actuaran siempre como paliativos al impacto de la economía real de cada usuario;

Que en este sentido, los usuarios y todos aquéllos que desde sus roles defienden a los mismos, han sido unánimes en concluir en la Audiencia Pública que no es propicio otorgar un nuevo aumento en el Cuadro Tarifario, pero que si es estrictamente necesaria una readecuación tarifaria, que sea a partir del año 2017 y en forma gradual;

Que los Directores del EPRE coinciden en estos planteos, que no puede darse un nuevo aumento durante el año 2016, dado que la situación económica es apremiante y se debe contribuir con la sociedad desde la función pública. Pero tampoco se puede desconocer los problemas económicos que las Distribuidoras vienen padeciendo. Ello surge, no solo de las manifestaciones vertidas en la propia Audiencia Pública, sino también de las auditorias operacionales que desde el EPRE se han realizado. El VAD debe ser actualizado, pero de forma gradual y progresiva, garantizando un excelente servicio público eléctrico;

Que en esta creencia, se sugiere desde la Dirección Jurídica y la Dirección de Análisis Normativos y Estudios Especiales el siguiente esquema de aplicación de lo informado por la DRyCSE, a saber: 15% en Enero 2017, más 8% Marzo 2017, más 9% en Mayo 2017. Es decir, diferir la aplicación “plena” a Mayo 2017, para que su impacto final del 32% se produzca recién en el Segundo Semestre del año 2017;

Que de esta forma ambas pretensiones son satisfechas, por un lado, la de los usuarios, a quienes no se le aumentara la tarifa en lo que queda del año 2016, recién se hará en el año 2017 y en forma gradual y progresiva, y en la medida en que los trabajadores vayan recomponiendo sus salarios, garantizando de este modo que cada uno pueda hacer la previsión de consumo necesario, para lo cual deberán las Distribuidoras dar la debida publicidad con la antelación debida. Por otro lado, atender la pretensión de las Distribuidoras, a quienes se les reconocerá el impacto de la situación económica general, a fin que puedan afrontar el periodo estival más complicado, ya que una tarifa es razonable cuando lo es para quien presta el servicio como para quien lo recibe;

Que de fs. 1315 a 1376 y 1381 a 1465 se ha producido el correspondiente informe técnico, de fs. 1377 a 1379 y 1380 los correspondientes dictámenes legales;

Que el ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ENERGÍA está facultado para el dictado de la presente, en virtud de lo dispuesto en los Artículos 36°, 37°, 48º inciso b) y 56º inciso g) de la Ley Nº 8.916;

Que por Decreto Nº 2445/16 se ha designado Interventor del Ente, con las facultades y atribuciones exclusivas del Directorio, por ello;

EL INTERVENTOR DEL EPRE
RESUELVE :

ARTICULO 1°: Aprobar ad referéndum del Poder Concedente la no consideración del Fondo Especial para Infraestructura y Mantenimiento del Sistema Eléctrico de la Provincia de Entre Ríos (FEIyMSE) en la determinación de los parámetros tarifarios de la presente Revisión Tarifaria Integral para el presente período quinquenal.

ARTICULO 2°: Disponer que los planteos realizados en la Audiencia Pública y que exceden el objeto de la misma, sean trasladados a los Organismos pertinentes para su conocimiento y consideración.

ARTICULO 3°: Aprobar las modificaciones al Anexo III de los Contratos de Concesión de las Distribuidoras denominado “Régimen Tarifario” según lo establecido en el ANEXO I de la presente, a partir del 1º de enero de 2017.

ARTICULO 4°: Aprobar las modificaciones al Anexo IV de los Contratos de Concesión de las Distribuidoras denominado “Procedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario” según lo establecido en el ANEXO II de la presente, a partir del 1º de enero de 2017.

ARTICULO 5°: Registrar, notificar, publicar en el Boletín Oficial, en la Página Web del EPRE y archivar.

Dr. José Carlos Halle
Interventor EPRE

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