{"id":2897,"date":"2016-10-31T12:31:05","date_gmt":"2016-10-31T12:31:05","guid":{"rendered":"http:\/\/epre.gov.ar\/web\/?p=2897"},"modified":"2018-11-29T15:38:21","modified_gmt":"2018-11-29T15:38:21","slug":"resolucion-no-16816","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/resolucion-no-16816\/","title":{"rendered":"Resoluci\u00f3n N\u00ba 168\/16"},"content":{"rendered":"<p style=\"text-align: right;\"><strong>PARAN\u00c1, 31 de Octubre de 2016<\/strong><\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\"><strong>VISTO:<\/strong><\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">La Ley de Marco Regulatorio N\u00ba 8916, su Decreto Reglamentario N\u00ba 1300\/96, el Decreto N\u00ba 734\/12 GOB, el Decreto N\u00ba 1859\/13 MPIYS, las Resoluciones EPRE Nros. 67\/14, 92\/15, 147\/15, 15\/16 y 70\/16; y<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\"><!--more--><strong>CONSIDERANDO:<\/strong><\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que de acuerdo a lo previsto por el Art\u00edculo 32\u00b0 de la Ley de Marco Regulatorio N\u00ba 8916, el Contrato de Concesi\u00f3n firmado por el Poder Concedente con ENERSA mediante Decreto N\u00ba 7341\/12 y con el resto de las Distribuidoras Cooperativas mediante Decreto N\u00ba 1859\/13 prev\u00e9n Revisiones Tarifarias Quinquenales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la \u00faltima Revisi\u00f3n Quinquenal realizada en el a\u00f1o 2014 y resuelta mediante Resoluci\u00f3n EPRE N\u00ba 67\/14 aprob\u00f3 los par\u00e1metros a utilizar en los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n de Cuadro Tarifario para el per\u00edodo Julio 2014-Junio 2016, difiriendo su aplicaci\u00f3n hasta el cese del Acuerdo Marco \u00abPrograma de Convergencia de Tarifas El\u00e9ctricas y Reafirmaci\u00f3n del Federalismo El\u00e9ctrico en la Rep\u00fablica Argentina y del Convenio Instrumental para Obras de Distribuci\u00f3n El\u00e9ctrica en la Provincia de Entre R\u00edos\u00bb;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que dentro del marco del citado Programa de Convergencia, la Secretar\u00eda de Energ\u00eda de la Naci\u00f3n llevar\u00eda adelante estudios sobre Valores Agregados de Distribuci\u00f3n de Referencia Regionales (VADRR), para lo cual result\u00f3 de inter\u00e9s del EPRE contar con valores representativos de la prestaci\u00f3n del servicio en el \u00e1mbito provincial, hecho que qued\u00f3 plasmado en la Resoluci\u00f3n EPRE N\u00ba 92\/15;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que finalizando el Programa de Convergencia, era necesario convocar a la Revisi\u00f3n Tarifaria Quinquenal para el per\u00edodo Julio 2016- Junio 2021, para lo cual el Ente Provincial Regulador de la Energ\u00eda -EPRE- dict\u00f3 la Resoluci\u00f3n N\u00ba 147\/15;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que conforme al impacto del nuevo escenario generado por la reducci\u00f3n de subsidios en los precios mayoristas dispuesto por el Gobierno Nacional a partir de Febrero del corriente, el EPRE decidi\u00f3 prorrogar la fecha prevista en la Resoluci\u00f3n N\u00ba 147\/15 por 120 d\u00edas mediante el dictado de la Resoluci\u00f3n N\u00ba 15\/16 para las presentaci\u00f3n de propuestas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que mediante Resoluci\u00f3n N\u00ba 70\/16, se convoc\u00f3 a las Distribuidoras Provinciales para que antes del d\u00eda 19 de Julio de 2016, efect\u00faen sus propuestas de c\u00e1lculo de tarifas para el Segundo Per\u00edodo Tarifario de los Contratos de Concesi\u00f3n vigentes, respetando los principios tarifarios b\u00e1sicos establecidos en el Marco Regulatorio y su reglamentaci\u00f3n, as\u00ed como los lineamientos y par\u00e1metros establecidos en la Resoluci\u00f3n EPRE N\u00ba 92\/15;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en la misma Resoluci\u00f3n N\u00ba 70\/16 EPRE, se convoc\u00f3 a Audiencia P\u00fablica para el d\u00eda 31 de Agosto de 2016 en la ciudad de Villaguay con el objeto de tratar las propuestas de c\u00e1lculo tarifario para el Per\u00edodo Tarifario Julio 2016-Junio 2021, acto que se llev\u00f3 a cabo conforme al procedimiento establecido por el Reglamento de Audiencias P\u00fablicas EPRE, aprobado por Resoluci\u00f3n N\u00ba 110\/13;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que por la propia Resoluci\u00f3n N\u00ba 70\/16 EPRE, se invit\u00f3 al Colegio de Abogados de Entre R\u00edos y al Colegio de Ingenieros Especialistas de Entre R\u00edos, para que propongan profesionales del Derecho y de la Ingenier\u00eda, respectivamente, para que act\u00faen como Defensores de los Usuarios;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que se design\u00f3, por la misma norma, a la Direcci\u00f3n de Defensa al Consumidor y Lealtad Comercial de la Provincia de Entre R\u00edos a efectos de que en forma conjunta, alternada o separada con las Oficinas Municipales de Informaci\u00f3n al Consumidor (OMIC) y el Defensor del Pueblo de Paran\u00e1, efect\u00faen la Defensa de los Usuarios en conjunto o separadamente de los Defensores designados por los Colegios de Profesionales citados;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Ley N\u00ba 8916 en los aspectos tarifarios establece en Art\u00edculo N\u00ba 30, que \u201cLos servicios prestados por los distribuidores ser\u00e1n ofrecidos a tarifas justas y razonables, las que se ajustar\u00e1n a los siguientes principios:<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">a) Proveer\u00e1n a los distribuidores que operen en forma econ\u00f3mica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes, por la prestaci\u00f3n 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 art\u00edculo 31 de esta ley.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">b) Deber\u00e1 tenerse en cuenta las diferencias de costos que existan entre los distintos tipos de servicios considerando la forma de prestaci\u00f3n, modalidad de consumo y cualquier otra caracter\u00edstica que el Ente Provincial Regulador de la Energ\u00eda califique como relevante.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">c) El precio de venta de electricidad a los usuarios finales, incluir\u00e1 un t\u00e9rmino representativo de los costos de adquisici\u00f3n de la electricidad, ya sea a otro distribuidor o directamente del Mercado El\u00e9ctrico Mayorista creado por Ley N\u00ba 24065.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurar\u00e1n el m\u00ednimo costo razonable para los usuarios; compatible con la seguridad del abastecimiento\u201d.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la referida Ley 8916 puntualiza en su Art\u00edculo N\u00ba 31: \u201cLas tarifas que apliquen los distribuidores deber\u00e1n posibilitar una razonable tasa de rentabilidad en la medida que operen con eficiencia. Asimismo, la tasa deber\u00e1 ser similar a la de otras actividades de riesgo, comparables nacional e internacionalmente\u201d;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la citada Ley de Marco Regulatorio, en su Art\u00edculo N\u00ba 32 inciso d) prev\u00e9 que \u201cLas tarifas estar\u00e1n sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio en los costos del concesionario, que \u00e9ste no pueda controlar.\u201d;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 EPRE estableci\u00f3 las pautas para las presentaciones de las propuestas que, conceptualmente consideran que la tarifa remunera los costos econ\u00f3micos de una distribuidora modelo con una red adaptada a la demanda;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que dichos costos econ\u00f3micos est\u00e1n conformados por los de capital asociado a las redes econ\u00f3micas, los costos eficientes y prudentes de operaci\u00f3n y mantenimiento de las mismas y los cargos de comercializaci\u00f3n asociados con la atenci\u00f3n a los usuarios;<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Que para el an\u00e1lisis de dichas presentaciones, las propuestas deb\u00edan incluir como m\u00ednimo:Informaci\u00f3n sistematizada t\u00e9cnica, comercial y financiera reciente para utilizarla como antecedente para el actual estudio del Valor Agregado de Distribuci\u00f3n.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Estudios del Mercado El\u00e9ctrico<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Dise\u00f1o de la Empresa Modelo<\/li>\n<li>Tecnolog\u00edas de Redes<\/li>\n<li>Costos Unitarios para la valorizaci\u00f3n del Valor Nuevo de Reemplazo<\/li>\n<li>Optimizaci\u00f3n T\u00e9cnica-Econ\u00f3mica del Sistema El\u00e9ctrico Modelo<\/li>\n<li>C\u00e1lculo de las p\u00e9rdidas Infraestructura y Equipamiento para el cumplimiento de la Calidad de Servicio establecida<\/li>\n<li>Optimizaci\u00f3n de los Costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento<\/li>\n<li>Optimizaci\u00f3n de los Costos Comerciales y de P\u00e9rdidas<\/li>\n<li>Optimizaci\u00f3n de los Costos Indirectos<\/li>\n<li>C\u00e1lculo de la Tasa de Actualizaci\u00f3n<\/li>\n<li>Categor\u00edas Tarifarias y asignaci\u00f3n de costos<\/li>\n<li>Procedimientos de Ajuste de Costos de Distribuci\u00f3n<\/li>\n<li>Que para la caracterizaci\u00f3n de la carga, se consideraron v\u00e1lidas para la elaboraci\u00f3n de la propuesta aquellas Campa\u00f1as de Medici\u00f3n que las Distribuidoras hubieran llevado a cabo dentro de los 5 (cinco) a\u00f1os anteriores al dictado de la Resoluci\u00f3n EPRE 92\/15;<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el d\u00eda 19 de Julio de 2016 la Empresa Energ\u00eda de Entre R\u00edos -ENERSA- present\u00f3, en el marco del Expediente N\u00ba 239\/15, el Estudio Tarifario elaborado para el 2\u00ba Per\u00edodo Tarifario que comprende el per\u00edodo 1\u00ba de Julio de 2016 al 20 de Junio de 2021, conforme a los Criterios para el Estudio de los Costos de Distribuci\u00f3n establecidos en la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en la misma presentaci\u00f3n, adjunt\u00f3 el Plan de Inversiones Necesarias consideradas en el Estudio Tarifario en L\u00edneas de 132 kV y Estaciones Transformadores de 132\/33\/13,2 kV;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que presenta un Informe de Proyecci\u00f3n de Demanda donde describe en forma detallada la metodolog\u00eda de proyecci\u00f3n de clientes y energ\u00eda utilizada;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que las proyecciones parten del a\u00f1o 2016 pero se analizaron series hist\u00f3ricas de clientes y energ\u00eda desde el a\u00f1o 2004;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que las proyecciones de la demanda global se obtuvieron agregando las proyecciones de las distintas categor\u00edas como ser Residencial, Comercial, Industrial, Institucional, Rural, Alumbrado P\u00fablico, etc., utilizando distintas variables ex\u00f3genas explicativas como ser: PBI Nacional, Producto Bruto Geogr\u00e1fico (PBG), Poblaci\u00f3n, Viviendas, etc.;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como resultado de estas proyecciones, se obtuvo para el Quinquenio una tasa de crecimiento de la demanda de energ\u00eda del 4,5% y del 2,84% en la cantidad de usuarios, observ\u00e1ndose en el largo plazo una desaceleraci\u00f3n tanto en las ventas como en la cantidad de usuarios producto de una tasa de crecimiento m\u00e1s moderada del PBI como una eliminaci\u00f3n progresiva de los subsidios al consumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que ENERSA recurri\u00f3 a los resultados del estudio de caracterizaci\u00f3n de la carga ejecutado en el a\u00f1o 2011, a efectos de relevar curvas que permitan identificar los h\u00e1bitos de consumos de los distintos grupos de usuarios que hacen uso de la red como ser: Peque\u00f1as Demandas-urbanos y rurales, Medianas Demandas, Grandes Demandas-en sus distintos niveles de tensi\u00f3n, Alumbrado P\u00fablico, etc.;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que dichas campa\u00f1as de medici\u00f3n arrojan m\u00faltiples par\u00e1metros utilizados en el dise\u00f1o tarifario como ser: movimientos de energ\u00eda y potencia, estudios de p\u00e9rdidas, planificaci\u00f3n de las redes, factores de responsabilidad en la compra de potencia y energ\u00eda, etc.;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que se llev\u00f3 adelante un estudio de p\u00e9rdidas tomando como base el a\u00f1o 2014, que considerando las ventas de energ\u00eda y sus p\u00e9rdidas en los distintos niveles de tensi\u00f3n hasta llegar a la compra por parte de ENERSA, arroja un valor de 10,08%, conformada por un 6,77% de p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y otro 3,31 % de p\u00e9rdidas no t\u00e9cnicas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a efectos de determinar las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas \u00f3ptimas se calcularon para cada hora de un perfil diario promedio del sistema te\u00f3rico de transmisi\u00f3n-distribuci\u00f3n de ENERSA para instalaciones t\u00e9cnica y econ\u00f3micamente adaptadas a la demanda, considerando ca\u00eddas de tensi\u00f3n admisibles en sus extremos determinados por la calidad requerida por el Contrato de Concesi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los niveles de p\u00e9rdidas \u00f3ptimos sobre la red adaptada arrojan como resultado que partiendo de un 8,79% para el a\u00f1o 2014 arriban al a\u00f1o horizonte a un 9,64%, incluyendo las p\u00e9rdidas no t\u00e9cnicas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el estudio considera que desde el punto de vista econ\u00f3mico no resulta\u00f3ptimo reducir las p\u00e9rdidas no t\u00e9cnicas a cero, debido al incremento exponencial del costo operativo de lograrlo, considerando adem\u00e1s que desde el punto de vista social y legal es, en muchos casos, inviable la eliminaci\u00f3n total de las mismas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que por tal raz\u00f3n, 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 a\u00f1o base;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que refiri\u00e9ndose a los Costos Est\u00e1ndares de Inversi\u00f3n, la propuesta los diferencia como un agregado de los Costos de Oportunidad y los Costos de Mantenimiento del Capital;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que considera a los Costos de Oportunidad de Capital como la retribuci\u00f3n a los poseedores del capital puesto al servicio de la empresa, ya sean acreedores y\/o accionistas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los Costos de Mantenimiento del Capital est\u00e1n conformados por la suma anual requerida para sustituir los bienes de capital amortizados con el transcurso del tiempo;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con respecto a la Tasa de Actualizaci\u00f3n, ENERSA propone la metodolog\u00eda usualmente conocida como Costo Promedio Ponderado del Capital (WACC-acr\u00f3nimo en ingl\u00e9s) que pondera el costo financiero promedio por fuente de financiamiento, capital propio y deuda;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que aplicando la metodolog\u00eda indicada, el valor obtenido para la Tasa de Rentabilidad Regulada en t\u00e9rminos reales despu\u00e9s de impuestos es de 8,01%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para determinar la Base de Capital a ser remunerada, se determin\u00f3 a partir de los activos necesarios para la operaci\u00f3n eficiente y prudente de los servicios;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los activos se valorizaron, de acuerdo a los tipos constructivos que los conforman para los distintos niveles de tensi\u00f3n, considerando el valor de mercado al 31 de Diciembre de 2014, seg\u00fan lo establecido en la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 EPRE;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en particular, para el nivel de Vinculaci\u00f3n 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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para determinar la red ideal adaptada al servicio, se consider\u00f3 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 transformaci\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la determinaci\u00f3n de la red adaptada surgi\u00f3 a partir de la b\u00fasqueda de un costo total m\u00ednimo a partir de la suma de los de inversi\u00f3n en capital, los de mantenimiento y los de p\u00e9rdidas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 desadaptaci\u00f3n sobre la red real ENERSA de alrededor de un 7%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia a los Costos de Explotaci\u00f3n, los costos calculados en una primera instancia se corresponden con el a\u00f1o base 2014;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los costos modelados para la Empresa Modelo fueron desagregados en: Costos de las actividades y procesos de operaci\u00f3n y mantenimiento de las redes, Costos de las actividades y procesos comerciales y Costos de administraci\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que se identificaron todos los procesos inherentes a la gesti\u00f3n que debe realizar la Distribuidora para el cumplimiento de sus responsabilidades;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la determinaci\u00f3n de los costos eficientes de cada uno de los procesos y actividades, se calcul\u00f3 la mano de obra, materiales y servicios necesarios en cada proceso, tomando del mercado los precios de cada componente;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los costos integrantes de los de explotaci\u00f3n fueron organizados en los siguientes rubros: personal, materiales, servicios y otros;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para determinar los costos de personal, rubro de mayor representaci\u00f3n en los costos de explotaci\u00f3n, se consider\u00f3 tomar como base las categor\u00edas establecidas a trav\u00e9s de los Convenios Colectivos de Trabajo y una estructura jer\u00e1rquica adecuada para aquellos empleados fuera de Convenio;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para los salarios de los \u201cCargos Base\u201d se consideraron en funci\u00f3n al Convenio Colectivo de Trabajo de la Federaci\u00f3n Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLyF);<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que de la misma manera, el salario de los \u201cCargos Profesionales\u201d se adopt\u00f3 en funci\u00f3n al Convenio Colectivo de Trabajo de la Asociaci\u00f3n de Profesionales Universitarios del Agua y la Energ\u00eda El\u00e9ctrica (APUAyE);<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para los \u201cCargos Gerenciales\u201d se tom\u00f3 como referencia para las variaciones entre categor\u00edas jer\u00e1rquicas la de Agencia Nacional de Energ\u00eda El\u00e9ctrica de Brasil (ANEEL);<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que continuando con los costos de explotaci\u00f3n y refiri\u00e9ndonos a los de Materiales, Servicios y Otros, se consideraron los que ENERSA realmente incurri\u00f3 en el a\u00f1o 2014, determinando a partir de ellos par\u00e1metros unitarios por n\u00famero de empleados o metros cuadrados de oficinas, a fin de extrapolar y determinar las necesidades futuras;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia a los Costos Indirectos \u2013 Estructura Central- son los t\u00edpicos de las empresas de distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica y no dependen del tama\u00f1o de la empresa;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que posteriormente se realiz\u00f3 una Optimizaci\u00f3n de los Costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento que, a partir de un relevamiento de todas las actividades, se focaliz\u00f3 en: Mano de Obra, Transporte, Materiales y Cantidades de Activos operados;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la optimizaci\u00f3n de los Costos Comerciales para la Distribuidora Modelo, los mismos fueron desagregados en: Call Center, Atenci\u00f3n en dependencias comerciales, Lectura, Facturaci\u00f3n y distribuci\u00f3n de facturas, Cobranza y Servicio T\u00e9cnico Comercial;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como consecuencia de las optimizaciones de todos los costos que conforman el de Explotaci\u00f3n, la Distribuidora modelo arroja una reducci\u00f3n de los costos reales incurridos en el 2014 del 3%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como resultado de la integraci\u00f3n de los costos de explotaci\u00f3n, de capital y sin considerar los costos de compra de energ\u00eda y potencia, la Distribuidora requiere un ingreso en concepto de VAD de 1.973 $\/a\u00f1o para el per\u00edodo 2016-2021;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que estos aumentos se reflejan en t\u00e9rminos de tarifa media a usuario final en un 89% y un 23%, respectivamente;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que expresa no obstante, que los Costos de Distribuci\u00f3n utilizados para determinar el Cuadro Tarifario que genera el incremento del 52% de VAD, est\u00e1n expresados a Agosto de 2015;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la propuesta considera que el Fondo Especial para Infraestructura y Mantenimiento del Sistema El\u00e9ctrico de la Provincia de Entre R\u00edos (FEIyMSE), creado por Decreto N\u00ba 1626\/13 MPIyS se discontin\u00faa y dejar\u00e1 de formar parte de la tarifa;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en lo que respecta a la asignaci\u00f3n de costos entre las distintas categor\u00edas tarifarias, se desarrollaron tres criterios:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Ajuste equiproporcional: que responde a mantener la estructura y procedimiento actual para la determinaci\u00f3n de los cargos tarifarios, factores de participaci\u00f3n del consumo en los tramos horarios, factores de p\u00e9rdidas de energ\u00eda y potencia, etc.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Ajuste regulatorio: en el cual la asignaci\u00f3n de costos sigue los lineamientos de la Ley Marco, donde las categor\u00edas de usuarios respeta la responsabilidad que tienen con respecto a la red. Para ello se utilizaron los par\u00e1metros obtenidos de los estudios de caracterizaci\u00f3n de cargas.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Ajuste propuesto donde resulta de una variante intermedia que distribuye los costos medios de la prestaci\u00f3n en funci\u00f3n a los factores de responsabilidad, pero atendiendo a no provocar variaciones abruptas a ciertas categor\u00edas.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el dise\u00f1o de asignaci\u00f3n definido como \u201cPropuesta Tarifaria\u201d 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 desconexi\u00f3n de los usuarios;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que las principales modificaciones respecto al Procedimiento para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario vigente se pueden resumir en:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Parte de los costos de Potencia Mayorista y Transporte extra-jurisdiccional son trasladados a los cargos variables en Peque\u00f1as Demandas<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Para las Medianas Demandas, se propone reducir el rango de potencias a los usuarios comprendidos entre 10 a 29 kW.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Los usuarios de Grandes Demandas y Peaje a Grandes Demandas ser\u00e1n para potencias mayores o iguales a 30 kW.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Los usuarios de Grandes Demandas conectados en MT y AT pasar\u00e1n a tener igual tarifa, debido a que la brecha actual ha generado se\u00f1ales distorsivas, que no favorecen el \u00f3ptimo desarrollo de la red.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Los Otros Distribuidores \u2013Tarifa 5 y Peaje- conectados en bornes de 13,2 o 33 kV de las Estaciones Transformadoras de 132\/33\/13,2 kV acceder\u00e1n a una reducci\u00f3n tarifaria consistente en multiplicar por el factor 0,63 los cargos de potencia.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en la propuesta ENERSA no present\u00f3 ninguna propuesta sobre el punto 10 del Anexo I de la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 -optativo- referente al Fondo Compensador entre Distribuidoras;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el d\u00eda 19 de Julio de 2016 la Cooperativa El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. present\u00f3 parcialmente su Propuesta Tarifaria, la que fue complementada el d\u00eda 29 del mismo mes, conforme a los Criterios para el Estudio de los Costos de Distribuci\u00f3n, establecidos en la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en cumplimiento con las pautas requeridas, la Cooperativa presenta una Evaluaci\u00f3n de Desempe\u00f1o de la misma en el per\u00edodo en que se ha aplicado el Cuadro Tarifario vigente, utilizando como moneda de referencia pesos argentinos a Diciembre de 2014, aportando como informaci\u00f3n lo siguiente:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Antecedentes Generales: Inventarios de las instalaciones de distribuci\u00f3n, de inversiones no el\u00e9ctricas afectadas al servicio, Demandas registradas, Balances de p\u00e9rdidas reales, Usuarios y ventas de energ\u00eda y potencia, Estructura y costos de operaci\u00f3n y mantenimiento t\u00e9cnico y comercial, Costos indirectos de Administraci\u00f3n, Organizaci\u00f3n del personal y su estructura salarial, etc.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Antecedentes de costos de personal propio y de terceros: Mantenimiento de Redes en sus distintos niveles de tensi\u00f3n, Mantenimiento Alumbrado P\u00fablico, Transporte, Atenci\u00f3n Telef\u00f3nica a Usuarios, Lectura de Medidores, Procesamiento Facturaci\u00f3n, Distribuci\u00f3n de Facturas, Cobranzas, Seguridad, Asesor\u00eda Legal, Servicios de Higiene y Seguridad, Servicios de Control de Calidad T\u00e9cnica, etc.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Antecedentes de las instalaciones del Sistema El\u00e9ctrico: Diagramas Unifilares de los Sistemas El\u00e9ctricos en los distintos niveles de tensi\u00f3n, informaci\u00f3n de los Costos Est\u00e1ndares para la fijaci\u00f3n del Valor Nuevo de Reposici\u00f3n, detalle de las instalaciones no el\u00e9ctricas afectadas al servicio, etc.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Antecedentes de performance de la red y de calidad: Estad\u00edsticas de Fallas en los distintos nieles de tensi\u00f3n de la red, \u00cdndices de calidad de suministro por semestre e \u00edndices de calidad de producto \u2013nivel de tensi\u00f3n y perturbaciones- de los \u00faltimos dos a\u00f1os.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia al Estudio del Mercado El\u00e9ctrico solicitado, las proyecciones se efectuaron tomando como referencia el a\u00f1o 2008, a excepci\u00f3n de los \u201cMedidores Comunitarios\u201d \u2013 caso ciudad de Concordia- en que se tom\u00f3 como referencia el a\u00f1o 2011;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Cooperativa prev\u00e9 en tal sentido un crecimiento de las ventas de energ\u00eda del 4,0 % para un incremento de usuarios del 2,6% en el per\u00edodo 2016-2021,donde los usuarios residenciales representan casi el 90% de los usuarios y la mitad de la demanda;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Distribuidora contrat\u00f3 la misma consultor\u00eda que ENERSA para el procesamiento de una campa\u00f1a de caracterizaci\u00f3n de cargas sobre los resultados obtenidos a partir de mediciones de campo realizadas entre Agosto de 2010 y Diciembre de 2011;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como ya se expresara anteriormente para el caso de ENERSA, estas caracterizaciones de las demandas, permiten parametrizar a las distintas categor\u00edas tarifarias en cuando al uso que realizan de la red de distribuci\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la determinaci\u00f3n de la red t\u00e9cnica-econ\u00f3micamente optima y adaptada al mercado el\u00e9ctrico, se desarrollaron las siguientes fases:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Evaluaci\u00f3n del Mercado El\u00e9ctrico<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Evaluaci\u00f3n del Marco Regulatorio \u2013calidad de servicio y producto t\u00e9cnico-<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Determinaci\u00f3n de las opciones tecnol\u00f3gicas y de arquitectura de la red por zona caracter\u00edstica<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Determinaci\u00f3n de costos est\u00e1ndar de instalaci\u00f3n<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Procesamiento de alternativas y determinaci\u00f3n de las redes adaptadas<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Calculo del Valor Nuevo de Reposici\u00f3n adaptado<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Valor Nuevo de Reposici\u00f3n 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 el\u00e9ctricos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el an\u00e1lisis de las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas para la red adaptada arroja como resultados 6,66% en potencia y 5,85% en energ\u00eda;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con respecto a las p\u00e9rdidas inevitables o no t\u00e9cnicas, en la propuesta se considera del orden del 2%,menor a las actuales del orden del 6-7%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con respecto a la Tasa de Actualizaci\u00f3n, la propuesta considera no razonable realizar c\u00e1lculos te\u00f3ricos, proponiendo un rango del 10-12% y puntualizando que por la dimensi\u00f3n de la Cooperativa la misma deber\u00eda adoptar un valor del 12%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la propuesta considera como no oportuno efectuar an\u00e1lisis de reasignaci\u00f3n de costos entre distintos segmentos tarifarios, consignando no obstante que otorgando el tratamiento igualitario mediante la aplicaci\u00f3n de costos medios subsidiar\u00e1 de manera natural los servicios que demandan mayores costos, como por ejemplo los servicios rurales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en tal sentido, los usuarios subsidiantes surgir\u00e1n entre aquellos cuya demanda en punta no coincida con la del sistema, subutilizando \u00e9stos la red puesta a su disposici\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la propuesta incluye un Procedimiento de Ajuste de los Costos de Distribuci\u00f3n que considera: \u00cdndices de Precios Mayoristas, de Salarios de la Uni\u00f3n Obrera de la Construcci\u00f3n y de Salarios de Luz y Fuerza, con distintos porcentajes dependiendo si el ajuste es para el VAD en Baja o Media Tensi\u00f3n y\/o Costos Fijos asociados al usuario;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Cooperativa no present\u00f3 los Procedimientos de C\u00e1lculo para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario requerido;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el d\u00eda 31 de Agosto pr\u00f3ximo pasado se llev\u00f3 a cabo la Audiencia P\u00fablica con el objeto de considerar la solicitud de Modificaci\u00f3n de Tarifas El\u00e9ctricas que regir\u00e1n para el pr\u00f3ximo per\u00edodo Quinquenal;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que de las Distintas exposiciones, se toman y resaltan los aspectos m\u00e1s importantes a tener en cuenta en la evaluaci\u00f3n de las solicitudes presentadas, en funci\u00f3n de su relaci\u00f3n con el objeto propio de la Audiencia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Contador C\u00e9sar GOTTFRIED, en representaci\u00f3n del Consejo de Administraci\u00f3n de la Cooperativa El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. expuso el marco general de la presentaci\u00f3n ante la Audiencia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que expres\u00f3 que el valor agregado de distribuci\u00f3n son los ingresos que se reconocen a las Distribuidoras destinadas a cubrir los costos en los se incurre para prestar el servicio, personal, estructura, operaci\u00f3n, mantenimiento y adem\u00e1s realizar las inversiones necesarias para prestar un servicio de calidad, d\u00e1ndole confiabilidad al sistema;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que destaca que diferentes pol\u00edticas energ\u00e9ticas de las \u00faltimos a\u00f1os que han excedido el marco del \u00e1mbito de nuestra provincia, han generado un importante retraso tarifario inclusive desde antes del primero de Enero del 2014, en que entr\u00f3 en vigencia el Acuerdo de Convergencia congelando las tarifas por m\u00e1s de dos a\u00f1os;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la situaci\u00f3n de los sistemas de distribuci\u00f3n donde es necesario realizar inversiones urgentes en los pr\u00f3ximos meses y la evoluci\u00f3n de los costos de prestaci\u00f3n crecientes, no se vieron reflejados en los Cuadros Tarifarios que se aplican actualmente en la provincia de Entre R\u00edos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que consider\u00f3 que una tarifa es razonable cuando lo es para qui\u00e9n presta el servicio y para qui\u00e9n 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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que por otra parte una tarifa es justa cuando adem\u00e1s de ser razonable en su monto toma en cuenta la trascendencia social del servicio p\u00fablico, de modo tal que permita ser prestado en condiciones de igualdad uniformidad, continuidad y regularidad;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que entiende que es inalienable la autoridad p\u00fablica para adaptar las tarifas a las necesidades del servicio p\u00fablico y que el EPRE tiene la potestad de garantizar la equivalencia de las prestaciones y que estas se mantengan a lo largo de la Concesi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que posteriormente, el Ing. Federico SCHATENOFFER, como Director Comercial de la Cooperativa El\u00e9ctrica de Concordia Ltda., realiz\u00f3 una introducci\u00f3n sobre el contexto en el cual se desempe\u00f1a la Distribuidora;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que expres\u00f3 que la Cooperativa de Concordia es Agente Mayorista en su car\u00e1cter de Distribuidor Nacional y en ese mercado adquiere la energ\u00eda y potencia para distribuir su zona de Concesi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a nivel provincial, la Cooperativa suscribi\u00f3 un Contrato de Concesi\u00f3n para la prestaci\u00f3n del servicio de comercializaci\u00f3n y distribuci\u00f3n de energ\u00eda en la ciudad de Concordia y localidades aleda\u00f1as del Departamento;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la energ\u00eda y potencia que adquiere en el Mercado Mayorista es abastecida por ENERSA, motivo por el cual utiliza y abona los servicios de transporte;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el contexto bajo el cual fue realizada la propuesta fue la de actualizaci\u00f3n de los conceptos incluidos en la tarifa el\u00e9ctrica de distribuci\u00f3n, a saber: Valor Agregado de Distribuci\u00f3n en los distintos niveles de tensi\u00f3n, Puestos Fijos de Clientes para las distintas categor\u00edas y P\u00e9rdidas de Est\u00e1ndares de Potencia y Energ\u00eda, todo ello seg\u00fan la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 EPRE;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a continuaci\u00f3n realiz\u00f3 un breve an\u00e1lisis comparativo entre la densidad de los clientes en el \u00c1rea de Concesi\u00f3n de la Cooperativa con los de otras jurisdicciones nacionales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en tal sentido la densidad de clientes\/km2 para la Cooperativa arroja un valor de 84,27, mientras que para una zona t\u00edpica de EDENOR en Capital Federal presenta 4.569,70 clientes\/km2, hecho que genera que los servicios sean notoriamente m\u00e1s caros en su atenci\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con respecto al mercado el\u00e9ctrico atendido, expres\u00f3 que presenta un constante y significativo crecimiento, detect\u00e1ndose adem\u00e1s a partir del a\u00f1o 2010 cambios de conductas en el uso de la electricidad, ya que el pico nocturno hist\u00f3rico en la demanda se ha desplazado a las primeras horas de la tarde por efecto de la incorporaci\u00f3n de equipamiento de acondicionamiento del ambiente;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la estructura del mercado manifiesta una fuerte composici\u00f3n de la peque\u00f1a demanda residencial que alcanza el 52%, representando el 88% de los usuarios de la Cooperativa;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la proyecci\u00f3n del Mercado les resulta un crecimiento en la demanda de energ\u00eda del 4,5% anual acumulativo, con un incremento de los usuarios del 3%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que luego present\u00f3 una breve rese\u00f1a de los principales activos el\u00e9ctricos conformado por 8,5 kM de l\u00edneas en 132 kV, 60 MVA en Estaciones Transformadoras de 132\/33\/13,2 kV, 621 km de redes en Media Tensi\u00f3n con 49,5 MVA de potencia de transformaci\u00f3n 33\/13,2 kV, 862 km de l\u00edneas en Baja Tensi\u00f3n y 169 MVA de potencia de transformaci\u00f3n MT\/BT;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a continuaci\u00f3n el Ing. Pedro ROSENFELD, realiz\u00f3 la descripci\u00f3n de los trabajos que conformaron la propuesta presentada ante el EPRE;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que comenz\u00f3 expresando que, de acuerdo a la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 del EPRE el estudio tarifario deb\u00eda hacerse sobre la red t\u00e9cnica econ\u00f3micamente adaptada a la demanda, o sea calcular los costos de inversi\u00f3n requeridos por dicha red mas los costos de operaci\u00f3n y mantenimiento correspondientes a la misma;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como primera tarea consideraron analizar el mercado y su caracterizaci\u00f3n, para luego determinar zonas homog\u00e9neas 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 perif\u00e9ricas y entre 0.15 y 0.43 MW\/km2 para otras localidades;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 estar\u00e1n determinadas por la conformaci\u00f3n de la red en sus distintas etapas de distribuci\u00f3n y transformaci\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que posteriormente se definieron las tecnolog\u00edas de red m\u00e1s convenientes, que partiendo de las reales, se optimizaron dentro de las pr\u00e1cticas nacionales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la determinaci\u00f3n 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, gesti\u00f3n de compra de materiales, contrataci\u00f3n, stock, supervisi\u00f3n de obra, gastos administrativos e intereses intercalarios;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como resultado de esta determinaci\u00f3n, los costos directos se deb\u00edan incrementar en un 15% para las obras de Alta Tensi\u00f3n y en un 12% para las de Media y Baja Tensi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para Proceso de Optimizaci\u00f3n de las Redes e Instalaciones, se consideraron fundamentalmente las tecnolog\u00edas de construcci\u00f3n adoptadas en funci\u00f3n a la densidad de carga, costos unitarios de p\u00e9rdidas de energ\u00eda, costos unitarios de mantenimiento, tiempo de utilizaci\u00f3n y equivalente de p\u00e9rdidas y los l\u00edmites de tensi\u00f3n admisibles para cada etapa de la red;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que se analiz\u00f3 tambi\u00e9n la situaci\u00f3n de falla n-1 para el nivel de 132 kV, debido a que casi media ciudad est\u00e1 abastecida radialmente a partir de la Estaci\u00f3n Transformadora Rio Uruguay;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que luego se analiz\u00f3 la red considerando la calidad requerida por el Contrato de Concesi\u00f3n, que si bien la red adaptada considera tasas de fallas est\u00e1ndar que pueden ser menores a las reales de una red existente, de todas formas es necesario poner equipamiento y protecci\u00f3n para que la cantidad de interrupciones que reciben los clientes se reduzcan;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que no se consider\u00f3 la incorporaci\u00f3n de telecontrol ni de telesupervisi\u00f3n u otro automatismo que elevar\u00eda el nivel de calidad del servicio, pero que no estaba requerido por parte del EPRE;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">La desadaptaci\u00f3n de la red real con respecto a la adaptada por modelaci\u00f3n arroja un porcentaje -2.2% en valores monetarios, aun incluyendo la construcci\u00f3n de 8,5 km de l\u00ednea en 132 kV y una adecuaci\u00f3n en la ET R\u00edo Uruguay;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con respecto a las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas, se asume que las de la red adaptada son menores a las reales, debido fundamentalmente que est\u00e1n optimizadas las secciones de los conductores y equilibrada en distribuci\u00f3n de cargas por fase;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que adicionalmente, el EPRE deber\u00eda reconocer cierto nivel de p\u00e9rdidas no t\u00e9cnicas, actualmente entre el 6-7% para la Cooperativa, debido a que en la pr\u00e1ctica no es posible disminuirlas totalmente aunque se lleven adelante todas las acciones razonables posibles;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que se agruparon los activos no el\u00e9ctricos en cuatro rubros principales: inmuebles, sistemas inform\u00e1ticos, veh\u00edculos y herramientas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los gastos de explotaci\u00f3n se dividieron en Costos del Personal, Costos de Contrataci\u00f3n, Otros gastos, Tasas y Gastos Funcionales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en los gastos de personal se consideraron a trav\u00e9s 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 explotaci\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los gastos comercial y de administraci\u00f3n, son los necesarios para todas las actividades que la Cooperativa realiza internamente y contratable para hacer comercializaci\u00f3n y atenci\u00f3n del cliente;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la tasa al EPRE se consider\u00f3 a valores reales del a\u00f1o 2014;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el rubro Otros Gastos adicionales de comercializaci\u00f3n y en distribuci\u00f3n comprende principalmente los costos vinculados a la contrataci\u00f3n de personal externo para realizar las actividades de mantenimiento preventivo y correctivo de las redes e instalaciones, considerando tasas de aver\u00eda de la red adaptada;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 al\u00edcuota del personal;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en funci\u00f3n a lo requerido por la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 se confeccionaron las tablas de asignaci\u00f3n de Costos de Explotaci\u00f3n T\u00e9cnica para los distintos niveles de tensi\u00f3n y la correspondiente a los Costos Comerciales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con respecto a la Tasa de Actualizaci\u00f3n, la pretendida por la Cooperativa se resume en adoptar la de pr\u00e1cticas habituales dentro del sector y, considerando que la Distribuidora es de escala mas bien peque\u00f1a, toma el valor mayor dentro del rango de tasas posibles y propone el 12%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a partir de la descripci\u00f3n de la metodolog\u00eda, se calcula el Valor Agregado de Distribuci\u00f3n que corresponde a la al\u00edcuota del Valor Nuevo de Reemplazo de la red adaptada a la tasa del 12%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la propuesta significa un incremento de ingreso neto de 144% respecto al existente a Diciembre de 2014;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a continuaci\u00f3n el Dr. Pablo URBEY, plante\u00f3 la posici\u00f3n de la Cooperativa Concordia como usuaria de ENERSA en la Tarifa de Peaje;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3 que en reiteradas ocasiones y por distintas v\u00edas, inclusive en la Audiencia P\u00fablica Tarifaria del a\u00f1o 2014, ha requerido que se revean los procedimientos para la determinaci\u00f3n de la Tarifa de Peaje;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que hasta la fecha no ha tenido respuesta alguna de ninguno de los organismos provinciales, particularmente del EPRE, raz\u00f3n por la cual ha planteado la cuesti\u00f3n a nivel nacional ante el ENRE, en car\u00e1cter de agente del Mercado Mayorista;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que considera que es el EPRE el \u00fanico ente p\u00fablico en la provincia de Entre R\u00edos con potestades legales suficientes para resolver la solicitud de cambio de criterio de c\u00e1lculo, y solicita en tal sentido que, al momento de resolver el presente procedimiento administrativo de Revisi\u00f3n Tarifaria establezca un mecanismo de determinaci\u00f3n de cargos para fijar la Tarifa de Peaje que aplica ENERSA;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Dra. Marta BRISE\u00d1O, en car\u00e1cter de asociada de la Cooperativa Concordia, felicit\u00f3 por las gestiones jur\u00eddicas realizadas, las que mantiene vigentes ante las autoridades provinciales y que no ha tenido respuesta requerida;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que dando comienzo a la exposici\u00f3n de ENERSA, el Ing. BEBER se explay\u00f3 sobre la primera de las tres partes preparadas, que consist\u00eda en una introducci\u00f3n general sobre los principales conceptos que hacen a la Revisi\u00f3n en cuesti\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que describi\u00f3 a la Distribuidora como una Empresa de Transporte y Distribuci\u00f3n con 23.600 km de l\u00ednea que atienden a 354.000 usuarios en un \u00e1rea de 56.300 km2, que constituyen el 70% de la superficie de la Provincia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como primer concepto, describi\u00f3 a las redes el\u00e9ctricas de la Distribuidora en sus distintos niveles de tensi\u00f3n, puntualizando la importancia de las mismas en la transmisi\u00f3n de la energ\u00eda desde las fuentes hasta la llegada al usuario final;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como segundo concepto, precis\u00f3 did\u00e1cticamente las nociones de potencia y energ\u00eda y las relacion\u00f3 con las redes que la Distribuidora debe prever para atender a los usuarios;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el tercer concepto que desarroll\u00f3, se refiri\u00f3 a la necesidad de prever el sistema el\u00e9ctrico a futuro para atender el crecimiento permanente de la demanda y los tiempos involucrados para concluir las obras cuando \u00e9stas son necesarias;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que finalmente, puntualiz\u00f3 que la presentaci\u00f3n tarifaria sometida en la Audiencia P\u00fablica cumple con toda la normativa vigente y que, debido a la importancia de la cuesti\u00f3n, ENERSA decidi\u00f3 contratar a la consultora Quantum, de prestigio internacional para la elaboraci\u00f3n de la misma;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a continuaci\u00f3n, Fernando DAMONTE integrante de la citada consultora Quantum comenz\u00f3 su exposici\u00f3n, explicando detalladamente la propuesta presentada oportunamente;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3 que el estudio t\u00e9cnico fue realizado en cumplimiento de los T\u00e9rminos de Referencia emitidos mediante Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 EPRE, teniendo como objetivo determinar los costos con criterios de eficiencia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en tal sentido, puntualiz\u00f3 que los costos de eficiencia no son los costos m\u00ednimos posibles para atender el servicio actual, sino los costos razonables para atender tanto la demanda actual como la futura;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la Revisi\u00f3n Tarifaria se consider\u00f3 que los costos sean suficientes para cubrir la expectativa de crecimiento de la demanda manteniendo los niveles de calidad exigidos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en forma sint\u00e9tica expuso lo Trabajos Realizados en el contexto de la Revisi\u00f3n, a saber:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Estudio de proyecci\u00f3n de demanda global por categor\u00eda estad\u00edstica<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Actualizaci\u00f3n resultados estudio de caracterizaci\u00f3n de cargas<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Estudio de p\u00e9rdidas \u00f3ptimas<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Base de activos: Enfoque de capital f\u00edsico (VNR \u00f3ptimo)<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Construcci\u00f3n del movimiento de energ\u00eda y potencia<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Estudio de tasa de reinversi\u00f3n<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Estudio de Costos de Explotaci\u00f3n: Enfoque Empresa Modelo<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">C\u00e1lculo del requerimiento de ingresos<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Asignaci\u00f3n de costos por categor\u00eda tarifaria y dise\u00f1o de la estructura tarifaria<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que antes de abordar el desarrollo de los distintos estudios llevados a cabo, referenci\u00f3 las bases del mismo, como ser:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Resoluci\u00f3n EPRE N\u00ba 92\/2015<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Enfoque din\u00e1mico (2016\u20132021)<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Base de capital (VNR) y p\u00e9rdidas seg\u00fan: Redes en 132 kV, Transformaci\u00f3n 132 kV\/33\/13,2 kV y Transformaci\u00f3n 33\/13,2 kV valores reales. Redes en 33 kV, 13,2 kV y Baja Tensi\u00f3n y Transformaci\u00f3n 13,2\/BT Red Adaptada. Para la Evoluci\u00f3n se consider\u00f3 el plan real considerando calidad, seguridad y p\u00e9rdidas m\u00e1s la expansi\u00f3n horizontal de la demanda.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Costos de Explotaci\u00f3n: Empresa Modelo<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Evoluci\u00f3n: Impulsores de costos con ganancia de productividad por econom\u00eda de escala<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que consider\u00f3 que el Valor Agregado de Distribuci\u00f3n, objeto del estudio, constituye en promedio el 40% de lo que abona el usuario en su factura y que est\u00e1 constituido por el agregado de: costo de capacidad en la red inferior m\u00e1s el costo de capacidad de la red superior m\u00e1s los costos de servicios al usuario y por \u00faltimo los costos de garant\u00eda de calidad de servicio;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que posteriormente, el expositor detall\u00f3 los principales estudios realizados, comenzando por el de demanda;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para ello expuso que, es preciso determinar la manera en que est\u00e1 compuesto el mercado, localizaci\u00f3n y tipo de clientes, magnitud del consumo y su distribuci\u00f3n a lo largo del d\u00eda y finalmente determinar la demanda m\u00e1xima del sistema;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3 que la presencia del aire acondicionado ha modificado la tradicional curva de carga de un pico nocturno, a considerar la presencia del pico m\u00e1ximo en horas de la siesta en verano, fen\u00f3meno que se visualiza en toda Am\u00e9rica Latina;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a partir de las campa\u00f1as de caracterizaci\u00f3n de la carga y otros estudios estad\u00edsticos se pudo determinar la proyecci\u00f3n de la demanda, fundamental para establecer los niveles de inversi\u00f3n, costos operativos, dotaci\u00f3n de personal, etc. para continuar atendiendo el servicio;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la proyecci\u00f3n de la demanda es necesario analizar la situaci\u00f3n actual de la demanda, validando las series a proyectar identificando los determinantes que afectan a la misma;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que posteriormente es necesario elegir el m\u00e9todo de proyecci\u00f3n adecuado a cada categor\u00eda de usuarios, los cuales pueden ser modelos tendenciales, anal\u00edticos, encuestas y modelos econom\u00e9tricos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la proyecci\u00f3n del estudio se consideraron datos de clientes y energ\u00eda a partir del a\u00f1o 2004, Censos de Poblaci\u00f3n y Vivienda de los a\u00f1os 1991, 2001 y 2010, series de Producto Bruto Interno de Argentina del 2004 y 2014 y series de Producto Bruto Geogr\u00e1fico de Entre R\u00edos del 2004 y 2013;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como resultado de la combinaci\u00f3n de las distintas metodolog\u00edas para las distintas situaciones, surgen claramente dos tasas que representan sendos per\u00edodos: el 2004 al 2014 un crecimiento del 5,5 % anual acumulativo y posteriormente hasta el a\u00f1o 2021 se reduce al 4,9 % anual;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que una vez determinada la demanda, es necesario realizar el balance de energ\u00eda y potencia, para determinar los vol\u00famenes de energ\u00eda que van a fluir por las redes en sus distintos niveles de tensi\u00f3n, considerando asimismo a la potencia m\u00e1xima como par\u00e1metro de dise\u00f1o de las mismas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que luego de establecer la energ\u00eda y potencia necesaria para abastecer la demanda, se realiz\u00f3 un estudio de p\u00e9rdidas, fruto del calentamiento de los conductores denominadas t\u00e9cnicas y adicionalmente las llamadas no t\u00e9cnicas producto del fraude;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia a las p\u00e9rdidas no t\u00e9cnicas, detall\u00f3 que si bien la Distribuidora efect\u00faa permanentemente acciones de combate intentando su reducci\u00f3n, es inevitable que exista siempre alg\u00fan nivel de las mismas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 protecci\u00f3n para mantener la calidad de servicio requerida;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que dicha remuneraci\u00f3n de la base de capital, -costo de capital- est\u00e1 conformada por la actualizaci\u00f3n a una tasa de inter\u00e9s determinada de la red existente y futura;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que una vez determinada la red necesaria para operar en el quinquenio, es posible considerar los costos de explotaci\u00f3n de la misma, que surgen de una revisi\u00f3n de los costos hist\u00f3ricos para la prestaci\u00f3n adecuada del servicio;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a continuaci\u00f3n para determinar los activos -que conforman la base de capital- que tienen que ser necesarios y prudentes para la prestaci\u00f3n del servicio, se utiliz\u00f3 el modelo requerido por la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15 EPRE, cual es la de determinar los costos que responden a la operaci\u00f3n de una empresa modelo eficiente, operando con una red adaptada a la demanda;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para determinar la red adaptada, existen un par de criterios de optimizaci\u00f3n, entre los cuales se pueden destacar el enfoque constructivo que consiste en construir una red nueva te\u00f3rica a partir de la distribuci\u00f3n de la demanda y un enfoque adaptativo que consiste en optimizar la red real existente;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para el estudio, se consider\u00f3 el modelo adaptativo, que considera la red real existente que en un proceso de optimizaci\u00f3n va modificando l\u00edneas, transformadores, etc. en funci\u00f3n a la demanda determinada, elaborando una base de capital donde cada activo es exactamente el necesario;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en el proceso de optimizaci\u00f3n, se comienza con el nivel de 132 kV, el cual no se modifica, porque al ser obras que requieren de la aprobaci\u00f3n del EPRE, en su oportunidad ya fueron analizadas en detalle y aprobadas con el necesario certificado de Conveniencia y Necesidad P\u00fablica;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que aguas abajo del nivel de 132 kV, se optimizan todos los niveles de tensi\u00f3n, considerando secciones de conductores, potencias de transformaci\u00f3n, acometidas de los usuarios a la red, etc.;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la valuaci\u00f3n de los activos optimizados, se consideraron los costos t\u00edpicos de los tipos constructivos utilizados actualmente por ENERSA, desagregando el despiece en materiales y los tiempos de ejecuci\u00f3n de la mano de obra;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para los precios de los materiales se consideraron los remitidos oportunamente por ENERSA al EPRE a Diciembre de 2014;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el costo-hora de la mano de obra estuvo representado por los perfiles: Capataz oficial, Operario y Pe\u00f3n, cuyas definiciones satisfacen las necesidades de los puestos requeridos en obra;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que existen activos no el\u00e9ctricos que no son sujetos de optimizaci\u00f3n y que para su cuantificaci\u00f3n se tomaron valores reales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para valuar estos activos no el\u00e9ctricos, se consider\u00f3 el trabajo realizado oportunamente la consultora Levin en el a\u00f1o 2010, actualizando dichos valores a la fecha del estudio con \u00edndices INDEC;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la optimizaci\u00f3n de las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas se utiliz\u00f3 una metodolog\u00eda que trata de minimizar los costos, que resulta de una soluci\u00f3n de compromiso entre mayor secci\u00f3n de conductor -mayor costo y menor p\u00e9rdida- , versus menor secci\u00f3n \u2013menor costo y mayor p\u00e9rdida-;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para la optimizaci\u00f3n de la red real adaptada, se consideraron 54 distribuidores de 33 kV y 269 Distribuidores de 13,2 kV con sus redes dependientes, realiz\u00e1ndose los siguientes estudios:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Determinaci\u00f3n de la energ\u00eda anual y potencia media para un perfil de 24 horas (d\u00eda t\u00edpico), por alimentador en su salida;<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Determinaci\u00f3n del perfil de 24 horas de demanda de potencia de SET, cliente de AT, cliente de MT y cliente de BT;<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Armado de la librer\u00eda de Conductores seg\u00fan los distintos tipos constructivos;<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Depuraci\u00f3n de la Base de Datos, resolviendo situaciones puntuales;<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Balanceo de cargas;<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Flujo de potencia;<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">C\u00e1lculo de la P\u00e9rdida de Potencia por tramo y por hora<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">C\u00e1lculo de la p\u00e9rdida de Energ\u00eda por tramo<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3, que tambi\u00e9n se optimizaron 982 Subestaciones de Distribuci\u00f3n de 33\/0,38 kV y 10.955 de 13,2 a Baja Tensi\u00f3n adicionalmente a 6853 km de redes de Baja Tensi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como resultado de la optimizaci\u00f3n de la red las p\u00e9rdidas \u00f3ptimas calculadas resultaron del 9,3% contra las p\u00e9rdidas reales de ENERSA para el a\u00f1o 2014 del 10,1%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que se consider\u00f3 la inclusi\u00f3n de los reconectadores, seccionadores fusibles y fusibles necesarios para lograr la Calidad de Servicio t\u00e9cnico que exige la normativa;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3 que la base de capital de la red adaptada result\u00f3 valorizada un 7% menor a la red real de ENERSA, lo cual considera que es razonable ya que la \u00faltima no est\u00e1 perfectamente adaptada, ni sus niveles de p\u00e9rdidas son los ideales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que para determinar la evoluci\u00f3n de la Base de Capital, se consider\u00f3 el Plan de Inversiones de ENERSA para los niveles de 132 y 33 kV:<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que por debajo de esos niveles se consideraron el crecimiento del \u00e1rea servida y para las acometidas y medidores el crecimiento vegetativo de los clientes;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que puntualiz\u00f3 que el 80% de las inversiones necesarias en los pr\u00f3ximos cinco a\u00f1os, est\u00e1 conformado por obras en 132 kV;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia a la Tasa de Actualizaci\u00f3n, que el expositor prefiere nominarla como de reinversi\u00f3n, la metodolog\u00eda propuesta es la de CAPM (acr\u00f3nimo de su denominaci\u00f3n en ingl\u00e9s \u00a0Capital Asset Pricing Model) que pondera el costo del capital propio y el de la deuda;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el valor presentado en la propuesta es del 8,01% despu\u00e9s de impuestos, muy cera del promedio de Am\u00e9rica Latina que es de 8,1%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia a los costos operativos, la metodolog\u00eda utilizada fue la prevista en la Resoluci\u00f3n N\u00ba 92\/15, para lo cual se tipificaron todas las tareas necesarias en la prestaci\u00f3n del servicio;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en tal sentido se identificaron los procesos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento en las redes de alta tensi\u00f3n, en las redes de media y baja, tareas en la red de transformaci\u00f3n, etc. determinando los par\u00e1metros de precios y cantidades de todas las actividades que se realizan;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que de la misma manera se consideraron las tareas para los Procesos Comerciales, como ser lectura, facturaci\u00f3n y cobranza, atenci\u00f3n y reclamos, etc.;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el valor del costo de operaci\u00f3n de la empresa modelo arroj\u00f3 un monto promedio de 601 millones de pesos contra los 617 millones que resultan de la operaci\u00f3n real de ENERSA para el a\u00f1o base 2014;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como criterios de evoluci\u00f3n de los Costos Operativos se consideraron:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento: en funci\u00f3n del VNR por nivel de tensi\u00f3n<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Costos Comerciales: en funci\u00f3n al n\u00famero de clientes previsto<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Costos de Administraci\u00f3n: constantes.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Incobrables: en funci\u00f3n a los Ingresos<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como requerimiento de ingresos, ENERSA ha presentado en su propuesta para la prestaci\u00f3n del servicio durante el pr\u00f3ximo quinquenio, tres alternativas de dise\u00f1o tarifario modeladas, previendo la adecuaci\u00f3n de los resultados seg\u00fan lo establecido en el Contrato de Concesi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que referido al Cuadro Tarifario vigente y en la misma moneda de actualizaci\u00f3n que el cuadro vigente, cualquiera de ellas representa un incremento del 23% en la Tarifa Media;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que presenta un mecanismo de Actualizaci\u00f3n del Cuadro Tarifario aplicable, conjuntamente con la adecuaci\u00f3n de los precios estacionales mayoristas, que considera 3 indicadores del INDEC que son: \u00cdndice de Salarios Nivel General, de Precios Internos al por Mayor D \u201cProductos Manufacturados\u201d y al por Mayor n\u00famero 31 \u201cM\u00e1quinas y aparatos el\u00e9ctricos\u201d de \u201cProductos Nacionales\u201d;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a continuaci\u00f3n el Ing. Daniel BEBER complet\u00f3 en una tercera parte la exposici\u00f3n de ENERSA, describiendo la importancia del servicio el\u00e9ctrico y de los esfuerzos que se realizan cotidianamente para restablecer el mismo ante contingencias de cualquier magnitud;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que destac\u00f3 la capacitaci\u00f3n permanente que se lleva adelante en la Distribuidora, as\u00ed como tambi\u00e9n la incorporaci\u00f3n de nuevas tecnolog\u00edas, dentro de las que se da la ejecuci\u00f3n de Trabajos con Tensi\u00f3n (TCT);<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que resalt\u00f3 la importancia de contar con equipamiento y personal preparado para operar ante contingencias graves, tal es el caso de la ca\u00edda de tramos importantes de l\u00edneas de transmisi\u00f3n en 132 kV en Febrero pr\u00f3ximo pasado;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que enfatiz\u00f3 sobre los tiempos involucrados en la soluci\u00f3n a los problemas del servicio, citando como ejemplo la concreci\u00f3n de la ET 500 kV Gran Paran\u00e1, soluci\u00f3n definitiva al abastecimiento a la Provincia por el Oeste, obra que fue pensada hace m\u00e1s de 20 a\u00f1os;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en ese orden de exposici\u00f3n, ilustr\u00f3 sobre lo que representa un crecimiento continuo de la demanda a una tasa, que a priori puede parecer baja, en una d\u00e9cada puede significar incorporar al sistema 20 veces una ciudad mediana;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que ante la falta de la inversi\u00f3n necesaria en el pasado, se ha debido recurrir a la generaci\u00f3n (m\u00e1s onerosa) local para atender la demanda como ser las centrales de Paran\u00e1, Viale, La Paz, Concepci\u00f3n del Uruguay y San Salvador;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que expuso las soluciones previstas por la Distribuidora para atender el crecimiento en \u00e1reas de intenso crecimiento de diez a\u00f1os a esta parte, como ser las localidades de Col\u00f3n, Paran\u00e1, Oro Verde, San Benito, corredor productivo Segu\u00ed-Viale, etc;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que desagreg\u00f3 dentro del Plan de Inversiones de ENERSA, las principales obras en transmisi\u00f3n previstas a llevar adelante en el corto-mediano plazo, varias de las cuales ya cuentan con el necesario Certificado de Necesidad y Conveniencia P\u00fablica;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que remarc\u00f3 el impacto de la incorporaci\u00f3n de varios sistemas rurales llevados adelante por la Secretar\u00eda de Energ\u00eda, habida cuenta de que el usuario rural por estos d\u00edas incorpora el requerimiento de energ\u00eda para procesos productivos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a modo de cierre de la presentaci\u00f3n de ENERSA, el Cr. Alfredo MUZACHIODI, destac\u00f3 lo que representa el trabajo del sector el\u00e9ctrico, considerando que es un trabajo conjunto de las Distribuidoras, incluyendo las Cooperativas, con Secretar\u00eda de Energ\u00eda y el Ente Regulador;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que resalt\u00f3 la importancia del trabajo realizado por la Consultora conjuntamente con el personal propio de la Empresa, en cuanto a la jerarqu\u00eda y profesionalidad puesta en juego;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en representaci\u00f3n de la Asociaci\u00f3n de Distribuidores de Energ\u00eda El\u00e9ctrica de la Rep\u00fablica Argentina (ADEERA), el Ing. Claudio BULACIO efectu\u00f3 una presentaci\u00f3n institucional de la Organizaci\u00f3n, explicando sint\u00e9ticamente c\u00f3mo funciona el sistema el\u00e9ctrico y en particular la cuesti\u00f3n tarifaria a partir de la regulaci\u00f3n del a\u00f1o 1992;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que realiz\u00f3 una comparaci\u00f3n de lo que abonan usuarios con consumos de 400 kWh-bimestre a valor d\u00f3lar, en distintas localizaciones de Latino Am\u00e9rica, resultando:<\/p>\n<p>ENERSA\u00a050<br \/>\nSan Pablo\u00a0180<br \/>\nMina Gerais\u00a0200<br \/>\nR\u00edo de Janeiro\u00a0230<br \/>\nChile\u00a0200<br \/>\nUruguay\u00a0250<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a modo de resumen concluy\u00f3 sobre la necesidad de recomponer el Valor Agregado de Distribuci\u00f3n, en l\u00ednea 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 P\u00fablicas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Sr. Pedro KOZAK, representando a Servicios Energ\u00e9ticos del Chaco (SECHEP), Empresa del Estado Provincial con similares caracter\u00edsticas a ENERSA, apoy\u00f3 la propuesta objeto de la Audiencia, manifestando que para mantener el funcionamiento sustentable del sistema, el EPRE deber\u00eda reconocer solicitud de incremento;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Defensa del Consumidor de la Provincia, el Defensor del Pueblo de Paran\u00e1 y la Oficina Municipal de Informaci\u00f3n al Consumidor de Diamante efectuaron una presentaci\u00f3n conjunta;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Dr. Hern\u00e1n POIDOMANI, en representaci\u00f3n de la Direcci\u00f3n General de Defensa del Consumidor y Lealtad Comercial de Entre R\u00edos, manifest\u00f3 inconvenientes en el acceso al contacto con personal t\u00e9cnico, tanto del EPRE como de la ENERSA;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3 que la legislaci\u00f3n sobre los derechos del consumidor han tenido un crecimiento exponencial y particularmente a partir de la reforma de la Constituci\u00f3n Provincial del a\u00f1o 2008;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Ley N\u00ba 24240 establece la posibilidad de integraci\u00f3n normativa aplicando la ley m\u00e1s favorable al consumidor;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que resalta la importancia que tienen empresas de informar a los usuarios en tiempo y forma, particularmente sobre temas tarifarios;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que sobre los incrementos tarifarios, se deber\u00eda avanzar hacia una tarifa de equilibrio en que los usuarios puedan pagarla;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que solicit\u00f3 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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en representaci\u00f3n de la Defensor\u00eda del Pueblo de Paran\u00e1, el Cr. Juan PATAT efectu\u00f3 un an\u00e1lisis a partir de los \u00faltimos cinco ejercicios contables de la ENERSA, seg\u00fan: Egresos, Ingresos, Compra de Energ\u00eda, Impuestos-Tasas y Contribuciones, Gastos de Personal y Contratos y Servicios de Terceros;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a partir de dicha informaci\u00f3n realiz\u00f3 distintos cruzamientos con interpretaciones varias, destac\u00e1ndose la de Ingresos versus Egresos, donde se\u00f1ala que, los egresos han superado los ingresos, es decir que no se llega a cubrir los gastos con lo recaudado;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 discusi\u00f3n, presenta una estructura de 1037 empleados, o sea 129 menos que la empresa real;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como resultado de sus distintos an\u00e1lisis, 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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Defensor del Pueblo de la ciudad de Paran\u00e1, Dr. Luis GARAY expres\u00f3 que se opone al pedido de aumento del 23% para el corriente a\u00f1o y que, si eventualmente el EPRE considera alg\u00fan incremento que este sea progresivo y que no sean de porcentajes tan altos de una sola vez;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Sr Carlos DREHER, como responsable de la Oficina Municipal de Informaci\u00f3n al Consumidor de Diamante, referido al tema de la Audiencia, manifest\u00f3 su rechazo pleno al incremento de la tarifa;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Director General de Defensa del Consumidor y Lealtad Comercial de la Provincia, Sr. Juan Carlos ALBORNOZ se manifest\u00f3 refiriendo que todos somos consumidores y usuarios, por lo tanto se debe tener presente a la hora de tomar una decisi\u00f3n, que nos encuentre justamente teniendo una tarifa justa y razonable;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Defensor del Usuario, Dr. Alejandro CANAVESIO, dando marco a su exposici\u00f3n, realiz\u00f3 un repaso de la evoluci\u00f3n del sector energ\u00e9tico a partir de la salida de la convertibilidad del a\u00f1o 2002;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que consider\u00f3 que en los a\u00f1os noventa el Estado abandon\u00f3 el rol empresario perdiendo el control de la pol\u00edtica energ\u00e9tica, al quedarse con muy pocos instrumentos para conducir el rumbo de la pol\u00edtica energ\u00e9tica;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que al no haber un plan para abordar la demanda creciente de energ\u00eda, se limit\u00f3 a aplicar una pol\u00edtica de subsidios en estos \u00faltimos diez a\u00f1os en un intento de compensar la inflaci\u00f3n y la falta de inversi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a nivel provincial, si bien se llev\u00f3 a cabo la Revisi\u00f3n Tarifaria prevista en la normativa para el per\u00edodo 2014-2016, el Poder Ejecutivo Provincial firm\u00f3 con la Naci\u00f3n el Programa de Convergencia que congel\u00f3 las tarifas durante los a\u00f1os 2014 y 2015;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con el cambio de Gobierno, la progresiva quita de subsidios en los costos de energ\u00eda y potencia a nivel Nacional y la aplicaci\u00f3n de la Revisi\u00f3n Tarifaria Provincial suspendida en el 2014, gener\u00f3 un efecto combinado que motiv\u00f3 el inicio de la judicializaci\u00f3n del tema tarifario;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que comparti\u00f3 con la exposici\u00f3n de ENERSA en que, la tarifa no debe ser la m\u00ednima posible sino justa y razonable, que asegure la prestaci\u00f3n con la calidad pactada en condiciones de eficiencia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifiesta en ese sentido, que la Empresa pretende una reinversi\u00f3n del 8% a partir de una comparaci\u00f3n en Sudam\u00e9rica que seg\u00fan pudo averiguar, la misma estar\u00eda como m\u00e1ximo en el orden del 6%;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la propuesta empresaria conforma un incremento del VAD del 52%, que al no haberse completado la actualizaci\u00f3n inflacionaria prevista en los Contratos de Concesi\u00f3n, el incremento final ser\u00eda superior;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que propuso realizar una Revisi\u00f3n Tarifaria Integral, focalizando el nivel socio econ\u00f3mico de cada uno de los usuarios para hacer una recategorizaci\u00f3n justa y equitativa, donde paguen m\u00e1s quienes deban hacerlo;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que consider\u00f3 que la Defensor\u00eda no puede acompa\u00f1ar un incremento en la tarifa el\u00e9ctrica, pues el sinceramiento de la tarifa debe ser progresivo, sin marchas y contramarchas en las decisiones del poder pol\u00edtico;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el restante Defensor del Usuario designado, Ing. Elvio WOEFFRAY, describi\u00f3 la composici\u00f3n de lo que paga el usuario por el servicio, desarrollando la evoluci\u00f3n a nivel nacional de los costos a partir de los a\u00f1os 2001-2002;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia de no trasladar a los usuarios el precio real de la generaci\u00f3n de energ\u00eda, 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 j\u00f3venes que nos merece ser cuidada y por \u00faltimo generando a partir de combustibles que ya no disponemos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que, sin ser objeto de la audiencia, desarroll\u00f3 la problem\u00e1tica de la generaci\u00f3n cuantitativa y cualitativamente, expectativas de energ\u00edas alternativas, pol\u00edticas de subsidios y cuestiones impositivas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3 que existen razones v\u00e1lidas 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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que puntualmente, sobre la unificaci\u00f3n de las tarifas en 33 kV y 13,2 kV constituye un acto de estricta justicia, debido a que pr\u00e1cticamente era aleatorio que un industrial accediera a tarifas significativamente distintas seg\u00fan las redes disponibles en la zona;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con respecto a la reducci\u00f3n de las Grandes Demandas a partir de los 30 kW de potencia, no manifest\u00f3 objeciones, puntualizando que se avance regulatoriamente en la unificaci\u00f3n de los pilares exigidos en Medianas y Grandes Demandas;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que si bien se manifest\u00f3 a favor de la readecuaci\u00f3n tarifaria, solicit\u00f3 diferir el cumplimiento de la propuesta hasta el a\u00f1o que viene;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en representaci\u00f3n de la Uni\u00f3n Entrerriana de Entidades Vecinales y Comunitarias, Miguel \u00c1ngel LEON entendi\u00f3 que el ajuste de tarifa, en simultaneidad con la de gas no tiene previsibilidad ni razonabilidad en cuanto a su aplicaci\u00f3n, agregado al hecho de la voracidad fiscal en los distintos estamentos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que manifest\u00f3, al igual que oportunidades anteriores, que no se ha tomado la realidad salarial del usuario, la cual es la m\u00e1s afectada, constituyendo el 40% los consumidores;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en el mismo sentido expres\u00f3 que no se ha cumplido por parte del EPRE con lo establecido en la Ley 8915, Art\u00edculo 48, A) Normativas, Inc. 4) que expresa \u201csometer anualmente al Poder Ejecutivo y a la Legislatura Provincial un informe para su aprobaci\u00f3n sobre sus actividades y sugerencias sobre medidas a adoptar en beneficio del inter\u00e9s p\u00fablico incluyendo la protecci\u00f3n de los usuarios y el desarrollo de la industria el\u00e9ctrica\u201d;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que resumidamente cuestion\u00f3 aspectos como dificultades para acceder a informaci\u00f3n, las capitalizaciones efectuadas por leyes a favor de ENERSA, los resultados econ\u00f3micos presentados en los balances, etc.;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que consider\u00f3 absurdo que ENERSA contrate una consultora para efectuar la presentaci\u00f3n tarifaria;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la falta de informaci\u00f3n requerida a ENERSA, les hace suponer la carencia y falta de justificaci\u00f3n documental en lo actuado en el per\u00edodo 2013-2015;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que refiri\u00e9ndose al motivo de la Audiencia, que se mantenga la tarifa actual por treinta d\u00edas y que conjuntamente con el Tribunal de Cuentas y el Colegio de Ciencias Econ\u00f3micas se realice una profunda auditoria sobre el per\u00edodo 2013-2015, que permita determinar si hubo desfinanciamiento y, de haberlo habido financiar por alguna v\u00eda que permita diferirlo en el tiempo;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Ing. Carlos MOGNA, en car\u00e1cter de usuario expuso sobre conceptos como: monopolios naturales, usuarios del servicio p\u00fablico, constitucionalismos, evoluci\u00f3n de la prestaci\u00f3n del servicio el\u00e9ctrico en Entre R\u00edos, de las caracter\u00edsticas de los usuarios residenciales, etc.;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que cuestion\u00f3 asimismo la contrataci\u00f3n de una consultora para la elaboraci\u00f3n de la propuesta, y refiri\u00e9ndose a la tarifa sugerida, la manera en que determinan la tarifa a efectos de evitar la exclusi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia a la Audiencia, propuso que se garantice la razonabilidad del incremento con respecto al salario, como as\u00ed tambi\u00e9n se vea la situaci\u00f3n de los jubilados;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que como usuario de la Cooperativa Concordia, el Sr. Roberto MAIDANA cuestion\u00f3 el modelo regulatorio de los a\u00f1os noventa, sin realizar precisiones sobre la propuesta tarifaria;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en representaci\u00f3n de la Empresa Provincial de Energ\u00eda de C\u00f3rdoba EPEC, el Sr Alfonso DIAZ efectu\u00f3 una extensa presentaci\u00f3n institucional de su Distribuidora y, luego de desarrollar la importancia de contar una adecuada tarifa, se manifest\u00f3 en apoyo a los c\u00e1lculos presentados por ENERSA;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Presidente de la Federaci\u00f3n de Cooperativas de Entre R\u00edos Rafael ZAMBIAZZO, cedi\u00f3 la palabra al Secretario de FACE Ing. Carlos RICCIARDI, quien plante\u00f3 la importancia de contar con un Fondo Compensador de Tarifas entre Distribuidoras, habida cuenta de que el servicio el\u00e9ctrico es prestado por 19 Distribuidoras de distinta magnitud y el Cuadro Tarifario que se aplica es \u00fanico;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Presidente de la Asociaci\u00f3n de Defensa de Consumidores Entrerrianos Oscar VARGAS manifest\u00f3 que, es inconveniente e inoportuno un nuevo aumento tarifario a los ya realizados en el corriente a\u00f1o, entendiendo que no se han seguido las normas de defensa del consumidor en los aumentos tarifarios precedentes;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que a continuaci\u00f3n, el asesor legal de la Asociaci\u00f3n, el Dr. Ra\u00fal MU\u00d1OZ manifest\u00f3 que como el 85% de los usuarios est\u00e1n categorizados como residenciales, es coherente considerar el estatuto del consumidor;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que advierten de las presentaciones de ambas Distribuidoras, una ausencia total de una pol\u00edtica de consumo respecto de la tarifa, como as\u00ed tampoco est\u00e1n analizadas las distintas capacidades econ\u00f3micas ni geogr\u00e1ficas de los usuarios de la misma categor\u00eda, lo que ocasiona que no se pueda considerar a la planteada una tarifa justa;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que entienden que desde el Estado se deben implementar, en materia de protecci\u00f3n de los derechos del consumo, la promoci\u00f3n de modalidades responsables y sostenibles del consumo;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en las presentaciones efectuadas, las tarifas no est\u00e1n relacionadas con la capacidad del sector econ\u00f3mico y social, ni se advierte la presencia del principio de gradualidad;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en principio consideran que el aumento del 23% no es viable y que, de aplicarse, proponen que sea durante el pr\u00f3ximo a\u00f1o que viene y de manera gradual;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que posteriormente el Secretario de Pol\u00edticas Energ\u00e9ticas del Sindicato de Luz y Fuerza de Entre R\u00edos, Germ\u00e1n MILDEMBERGER consider\u00f3 que, el aumento de tarifas propuesto es un inicio de un camino progresivo que permitir\u00e1 seguir realizando las inversiones necesarias acorde al incremento de la demanda, permitiendo mantener la alt\u00edsima excelencia del servicio prestado por ENERSA;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el Secretario General del Sindicato de Luz y Fuerza de Entre R\u00edos, Sergio MENENDEZ repasando el actual modelo regulatorio que en la Provincia comenz\u00f3 en el a\u00f1o 1996, se manifest\u00f3 en desacuerdo con lo cuestionado por el Defensor del Pueblo cuando se\u00f1aliz\u00f3 la actual plantilla de empleados como excesivo;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que recordando lo que el Defensor puntualiz\u00f3 oportunamente, que ENERSA contaba con 129 trabajadores mas que la Empresa modelo dise\u00f1ada por la Consultora arribando a una fuerza laboral de 1037 personas, cuando antes de la privatizaci\u00f3n seg\u00fan expres\u00f3 el Secretario Gremial, veinte a\u00f1os atr\u00e1s EPEER contaba con 1435 empleados;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que realiz\u00f3 un cr\u00f3nica de lo sucedido sobre el tema tarifario en los \u00faltimos tiempos, marcando las diferencias entre las realidades de las empresas de Capital Federal y las del interior del pa\u00eds;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que defendi\u00f3 la postura de ENERSA de contratar una consultor\u00eda para la elaboraci\u00f3n de la propuesta tarifaria, habida cuenta de la complejidad y los tiempos involucrados, considerando adem\u00e1s que una firma de estas caracter\u00edsticas cuenta con informaci\u00f3n de distintas empresas para utilizarla como referencia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que posteriormente en representaci\u00f3n del Sindicato de Luz y Fuerza Mercedes, el Sr. Walter CORRADO que, compartiendo varios conceptos con el secretario MENENDEZ, resalt\u00f3 el estricto sentido de responsabilidad del Sindicato en cuanto a la formaci\u00f3n de los trabajadores;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en representaci\u00f3n de la Federaci\u00f3n Argentina de Luz y Fuerza, su Secretario de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica Yamil CARAMAYA, efectu\u00f3 una rese\u00f1a de la importancia de esta organizaci\u00f3n sindical en el pa\u00eds;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que se manifest\u00f3 en contra de los congelamientos tarifarios que, conjuntamente con la devaluaci\u00f3n de la moneda gener\u00f3, en los \u00faltimos a\u00f1os, el desfasaje de los costos relativos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que puntualiz\u00f3, a modo de reclamo, el cumplimiento de las condiciones de accesibilidad de la poblaci\u00f3n al servicio el\u00e9ctrico, tanto en el aspecto f\u00edsico -disponibilidad de redes- como en el econ\u00f3mico, o sea que pueda pagar el servicio;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que tambi\u00e9n remarc\u00f3 la importancia de efectuar un uso eficiente de la energ\u00eda, que permita a la sociedad crecer en el aprovechamiento de un recurso que es escaso y caro;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que finalmente el Sr. Secretario expres\u00f3 que apoya el contenido de la propuesta presentada, en referencia al Valor Agregado de Distribuci\u00f3n, \u00fanico \u00edtem sobre el que la Audiencia tiene competencia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en representaci\u00f3n de la Asociaci\u00f3n de Profesionales Universitarios del Agua y la Energ\u00eda, el Ing. V\u00edctor FERNANDEZ manifest\u00f3 que, APUAYE desarrolla una actividad institucional permanente en su car\u00e1cter de entidad especializada en la prestaci\u00f3n de los servicios el\u00e9ctricos de pa\u00eds, haciendo llegar su opini\u00f3n con respecto a los problemas que pueden afectar el adecuado funcionamiento de los mismos a Directivos y Funcionarios;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que luego de efectuar una rese\u00f1a sobre la evoluci\u00f3n de la tarifa en los \u00faltimos tiempos, manifest\u00f3 que la falta de aplicaci\u00f3n de un precio razonable y realista de energ\u00eda el\u00e9ctrica gener\u00f3 en la demanda una inadecuada se\u00f1al sobre la escasez del recurso y real costo de la infraestructura de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n, induciendo el uso deficiente y el derroche en el uso de la energ\u00eda el\u00e9ctrica;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 energ\u00eda y la recomposici\u00f3n y actualizaci\u00f3n peri\u00f3dica de los niveles tarifarios del servicio de electricidad;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 distribuci\u00f3n y los de adquisici\u00f3n del producto;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que APUAYE percibe que, si bien las Distribuidoras Provinciales han podido hacer frente a sus costos de explotaci\u00f3n y a realizar algunas inversiones, contin\u00faan sin generar excedente suficientes para realizar planes de expansi\u00f3n que contemplen las obras relevantes necesarias para mantener en el futuro los niveles de calidad de servicio exigidos;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que finalmente propicia que, el ajuste tarifario en tr\u00e1mite considere e incluya la apropiada actualizaci\u00f3n salarial del personal dependiente de las distribuidoras, a fin de preservar su altamente capacitada dotaci\u00f3n de personal;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que respeto a un Cuadro Tarifario \u00danico, sobre este punto se mantiene el criterio expuesto en la Resoluci\u00f3n N\u00b0 107\/01 EPRE, la que concluy\u00f3 el proceso de la primer Revisi\u00f3n Tarifaria Quinquenal, el cual fue considerado como v\u00e1lido y utilizado en las posteriores Revisiones Tarifarias;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que este criterio sostiene b\u00e1sicamente que, frente a las presentaciones de modificaci\u00f3n tarifaria, se debe mantener la vigencia de un sistema que garantice a los usuarios acceder al Servicio P\u00fablico de Electricidad, en condiciones y precios similares, cualquiera sea su ubicaci\u00f3n geogr\u00e1fica y la Distribuidora prestadora del mismo;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que debe recordarse, que desde el primer per\u00edodo tarifario y conforme lo ordenado por el Art\u00edculo 79\u00b0 del Decreto N\u00b0 1300\/96, se aplic\u00f3 para todas las Distribuidoras un mismo Cuadro Tarifario, con car\u00e1cter de Cuadro Tarifario Provincial \u00danico;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que por tal motivo, corresponde analizar un nuevo Cuadro Tarifario que tendr\u00e1 el car\u00e1cter de Cuadro Tarifario Provincial \u00danico, siendo de aplicaci\u00f3n para todas las Distribuidoras de jurisdicci\u00f3n provincial;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que las presentaciones elaboradas por las Distribuidoras, cumplen con los requisitos establecidos en la Resoluci\u00f3n EPRE N\u00ba 09\/15;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la propuesta de la Cooperativa Concordia no adjunta los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario, en funci\u00f3n al incremento de VAD solicitado;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que las campa\u00f1as de medici\u00f3n han sido fundamentales para la caracterizaci\u00f3n de las cargas y actualizaci\u00f3n de los h\u00e1bitos de consumo de los distintos grupos de usuarios, determinando su responsabilidad sobre las redes;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el nivel de p\u00e9rdidas previstas para el a\u00f1o horizonte por ENERSA, por debajo del 10% incluyendo las no t\u00e9cnicas, es altamente aceptable;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la Tasa de Actualizaci\u00f3n antes de impuestos presentada por las Distribuidoras de alrededor del 12%, es pr\u00e1cticamente coincidente y en sinton\u00eda con la determinada recientemente por el ENRE mediante Resoluci\u00f3n N\u00ba 494\/16;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 determinaci\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los incrementos de VAD en $\/MWh solicitados por ambas Distribuidoras representan, salvando las escalas empresarias y a las fechas de actualizaci\u00f3n, pr\u00e1cticamente los mismos incrementos en tarifa promedio final, a saber:<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que por iniciarse el Per\u00edodo Tarifario Quinquenal el 1\u00ba de Julio de 2016, los valores propuestos para el incremento tarifario deber\u00e1n ser expresados en la moneda de inicio del per\u00edodo tarifario y a partir de all\u00ed ser actualizados mediante el procedimiento previsto en los Contratos de Concesi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que esto representa que, en la propuesta del 23% en Tarifa Media a valores de Febrero 2016, por la aplicaci\u00f3n de los \u00edndices correspondientes, llevados a Julio 2016 se traduce en un incremento del 32%, a aplicar en Noviembre 2016;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en lo que refiere a la asignaci\u00f3n de costos entre las distintas categor\u00edas tarifarias, ENERSA propone tres alternativas de cuadros tarifarios para la misma pretensi\u00f3n de VAD;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la primera propuesta denominada \u201cajuste equiproporcional\u201d, propone obtener el incremento del ingreso necesario manteniendo exactamente la estructura actual del Cuadro Tarifario;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la segunda propuesta, introduce los resultados de la campa\u00f1a de caracterizaci\u00f3n de cargas, adecuando el Cuadro Tarifario a los nuevos h\u00e1bitos de consumo de los usuarios, pero a\u00fan sin modificar la estructura que cada categor\u00eda tarifaria presenta;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la tercera alternativa, denominada \u201cpropuesta\u201d incorpora los nuevos par\u00e1metros obtenidos de la caracterizaci\u00f3n de cargas e introduce modificaciones adicionales que contemplan:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Traslado en peque\u00f1as demandas de los costos fijos a trav\u00e9s del cargo variable por considerarlo como beneficioso para el usuario.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Establecer mejores se\u00f1ales para los usuarios no residenciales que tienen capacidad para administrar su demanda.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 categor\u00eda de usuarios puede subsidiar a otra;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 desconexi\u00f3n, lo cual es contraproducente para todo el conjunto;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que la propuesta tarifaria presenta adem\u00e1s, modificaciones en el R\u00e9gimen Tarifario, a saber:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Se reduce el rango de potencias para las Medianas Demandas al comprenderlas entre 10 y 29 kW.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Se propone considerar las Grandes Demandas y Peaje Grandes Demandas a partir de los 30 kW.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Los usuarios de Grandes Demandas conectados en 33 kV-AT y 13,2 kV-MT pasan a pagar los mismos cargos tarifarios.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Para los Otros Distribuidores (Tarifa 5 y\/o Peaje) conectadas a la salida de Barras d 13 \u00f3 33 kV de Estaciones Transformadoras de 132\/33\/13,2 kV, se reducen los cargos por potencias m\u00e1ximas registradas en casi un 40%, al afectar a los mismos por el factor 0,63.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en ninguna de las presentaciones, tanto la de Cooperativa Concordia como la de ENERSA, presentan modificaciones a la Calidad del Servicio El\u00e9ctrico prestado, establecida en los actuales Contratos de Concesi\u00f3n;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que de la misma manera, en ninguna de las propuestas se presentaron modificaciones al Reglamento de Suministro vigente, e incluido en los Contratos de Concesi\u00f3n.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que ENERSA no considera en su propuesta tarifaria el Fondo Especial para Infraestructura y Mantenimiento del Sistema El\u00e9ctrico de la Provincia de Entre R\u00edos (FEIyMSE);<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que oportunamente el EPRE solicit\u00f3 a Secretar\u00eda de Energ\u00eda el an\u00e1lisis sobre la conveniencia de mantener vigente dicho Fondo, habida cuenta que el mismo se origin\u00f3 en el a\u00f1o 2011 para afrontar una pol\u00edtica nacional, relacionado con subsidios en la tarifa que en la actualidad no est\u00e1 vigente;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que con referencia a la pretensi\u00f3n de la Cooperativa Concordia de que se revea el procedimiento para la determinaci\u00f3n de su Tarifa de Peaje, la resoluci\u00f3n de la cuesti\u00f3n de fondo no est\u00e1 en el \u00e1mbito del EPRE, sino en el Poder Concedente, efectuando, no obstante, las siguientes consideraciones:<\/p>\n<ul>\n<li style=\"text-align: justify;\">Cuando se dise\u00f1\u00f3 el esquema tarifario en el a\u00f1o 1996, se consider\u00f3 al nivel de 132 kV (l\u00edneas 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.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Este esquema se ha mantenido vigente, a\u00fan en los nuevos Contratos de Concesi\u00f3n firmados en los a\u00f1os 2012-2013, entre el Poder Concedente y todas las Distribuidoras Provinciales.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">La principal diferencia al aplicar la normativa de jurisdicci\u00f3n nacional como pretende la Cooperativa, es que ENERSA no tendr\u00eda la obligatoriedad de la ampliaci\u00f3n del sistema para abastecer la demanda, principio liminar existente en todos los Contratos de Concesi\u00f3n en el \u00e1mbito de la Provincia, e incluido en el c\u00e1lculo del Cuadro Tarifario Provincial aplicado por la Cooperativa Concordia a sus usuarios finales.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">De otorgar a una disminuci\u00f3n 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 apropiaci\u00f3n de ingresos indebidos recaudados a partir del Cuadro Tarifario por parte de \u00e9sta, hecho \u00e9ste reconocido por el expositor en nombre de la Cooperativa Concordia en ocasi\u00f3n de la Audiencia P\u00fablica de Villaguay del 05\/02\/2014, y que adem\u00e1s se contrapone con la decisi\u00f3n del Poder Concedente de Tarifa \u00danica Provincial.<\/li>\n<li style=\"text-align: justify;\">Ante esta situaci\u00f3n, y a efectos de mantener un Cuadro Tarifario \u00danico en la provincia, los ingresos obtenidos por la Cooperativa Concordia deber\u00edan pasar a formar parte del Fondo Compensador de Tarifas a crearse o bien al Fondo de Desarrollo El\u00e9ctrico de Entre R\u00edos, para que retornen al sistema el\u00e9ctrico beneficiando a los usuarios finales de la Provincia.<\/li>\n<\/ul>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que ante el planteo del Fondo Compensador de Tarifas realizado por FACE, la propuesta no es integral, en el sentido de que no prev\u00e9 como se integrar\u00eda dicho Fondo, raz\u00f3n por la cual no puede resolverse en esta instancia;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que habiendo tomado intervenci\u00f3n la Direcci\u00f3n Jur\u00eddica y la Direcci\u00f3n de An\u00e1lisis 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 El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. respecto a la Tarifa de Peaje y lo concerniente al fondo FEIyMSE, compartiendo lo expresado por la Direcci\u00f3n de Regulaci\u00f3n y Control del Servicio El\u00e9ctrico -DRyCSE-;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que respecto a la Tarifa de Peaje, la Cooperativa Concordia ha sometido este planteo a jurisdicci\u00f3n Nacional, habi\u00e9ndose dictado una medida cautelar a favor de la Cooperativa Concordia que a la fecha se encuentra vigente y operativa;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que otro punto es la propuesta parcial de FACE en torno al Fondo Compensador de Tarifas El\u00e9ctricas, no resultando posible resolver dado que no se ha formulado de la manera que se financiar\u00eda el mismo, compartiendo ambas Direcciones lo dictaminado por la DRyCSE;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que respecto a la readecuaci\u00f3n tarifaria, el informe de la DRYCSE concluye que la propuesta de la Empresa Energ\u00eda de Entre R\u00edos -ENERSA- es del 23% en tarifa media a valores de Febrero 2016, que llevado a Julio 2016 -inicio del periodo tarifario-, por la aplicaci\u00f3n de los \u00edndices correspondientes, se traducir\u00eda en un incremento del 32% a aplicar en Noviembre de 2016;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en este punto la Direcci\u00f3n Jur\u00eddica y la Direcci\u00f3n de An\u00e1lisis Normativos y Estudios Especiales aclaran en su informe que la actualizaci\u00f3n de los costos de distribuci\u00f3n, por la aplicaci\u00f3n de los \u00edndices correspondientes -adecuaciones trimestrales,- fue planteado y solicitado por ENERSA tanto en su presentaci\u00f3n por escrito como en la propia audiencia y percibido por el propio Defensor de los Derechos de los Usuarios Dr. Alejandro Canavesio, quien advirti\u00f3 que si el EPRE aplica los \u00edndices de adecuaci\u00f3n pendientes -conforme normativa regulatoria-, ello incidir\u00eda directamente en el precio final y ya no estar\u00edamos hablando de un 23% de aumento sino de un porcentaje mayor, lo cual es cierto;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que ambas Direcciones sugieren al Sr. Interventor de acuerdo a los antecedentes facticos y normativos la definici\u00f3n del esquema de aplicaci\u00f3n de lo informado, a fin de que la DRyCSE confeccione el Anexo II de Procedimientos para la determinaci\u00f3n del cuadro tarifario que integrara la presente Revisi\u00f3n Quinquenal;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en este sentido, no son ajenos a la realidad social imperante en el pa\u00eds. Contexto social dif\u00edcil, donde la situaci\u00f3n econ\u00f3mica tanto de usuarios del servicio p\u00fablico el\u00e9ctrico como de quienes deben garantizar el mismo, es compleja;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en este escenario, consideran que el EPRE tiene la dif\u00edcil tarea de velar para que el usuario consumidor del servicio p\u00fablico el\u00e9ctrico pague el menor costo posible -tarifas justas y razonables-, garantizando un servicio p\u00fablico el\u00e9ctrico que sea transparente, adecuado, regular, constante y continuo. Esta es la ecuaci\u00f3n 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 est\u00e1 ante la presencia de un servicio p\u00fablico que debe aspirar a que todo ser humano tenga una vida digna;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en este esquema, plantean que el rol de la Tarifa Social cumple una funci\u00f3n 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 econom\u00eda real de cada usuario;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en este sentido, los usuarios y todos aqu\u00e9llos que desde sus roles defienden a los mismos, han sido un\u00e1nimes en concluir en la Audiencia P\u00fablica que no es propicio otorgar un nuevo aumento en el Cuadro Tarifario, pero que si es estrictamente necesaria una readecuaci\u00f3n tarifaria, que sea a partir del a\u00f1o 2017 y en forma gradual;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que los Directores del EPRE coinciden en estos planteos, que no puede darse un nuevo aumento durante el a\u00f1o 2016, dado que la situaci\u00f3n econ\u00f3mica es apremiante y se debe contribuir con la sociedad desde la funci\u00f3n p\u00fablica. Pero tampoco se puede desconocer los problemas econ\u00f3micos que las Distribuidoras vienen padeciendo. Ello surge, no solo de las manifestaciones vertidas en la propia Audiencia P\u00fablica, sino tambi\u00e9n 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 p\u00fablico el\u00e9ctrico;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que en esta creencia, se sugiere desde la Direcci\u00f3n Jur\u00eddica y la Direcci\u00f3n de An\u00e1lisis Normativos y Estudios Especiales el siguiente esquema de aplicaci\u00f3n de lo informado por la DRyCSE, a saber: 15% en Enero 2017, m\u00e1s 8% Marzo 2017, m\u00e1s 9% en Mayo 2017. Es decir, diferir la aplicaci\u00f3n \u201cplena\u201d a Mayo 2017, para que su impacto final del 32% se produzca reci\u00e9n en el Segundo Semestre del a\u00f1o 2017;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">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 a\u00f1o 2016, reci\u00e9n se har\u00e1 en el a\u00f1o 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 previsi\u00f3n de consumo necesario, para lo cual deber\u00e1n las Distribuidoras dar la debida publicidad con la antelaci\u00f3n debida. Por otro lado, atender la pretensi\u00f3n de las Distribuidoras, a quienes se les reconocer\u00e1 el impacto de la situaci\u00f3n econ\u00f3mica general, a fin que puedan afrontar el periodo estival m\u00e1s complicado, ya que una tarifa es razonable cuando lo es para quien presta el servicio como para quien lo recibe;<\/p>\n<p>Que de fs. 1315 a 1376 y 1381 a 1465 se ha producido el correspondiente informe t\u00e9cnico, de fs. 1377 a 1379 y 1380 los correspondientes dict\u00e1menes legales;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que el ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ENERG\u00cdA est\u00e1 facultado para el dictado de la presente, en virtud de lo dispuesto en los Art\u00edculos 36\u00b0, 37\u00b0, 48\u00ba inciso b) y 56\u00ba inciso g) de la Ley N\u00ba 8.916;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\">Que por Decreto N\u00ba 2445\/16 se ha designado Interventor del Ente, con las facultades y atribuciones exclusivas del Directorio, por ello;<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\"><strong>EL INTERVENTOR DEL EPRE<br \/>\n<\/strong><strong>RESUELVE :<\/strong><\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\"><strong>ARTICULO 1\u00b0:<\/strong> Aprobar ad refer\u00e9ndum del Poder Concedente la no consideraci\u00f3n del Fondo Especial para Infraestructura y Mantenimiento del Sistema El\u00e9ctrico de la Provincia de Entre R\u00edos (FEIyMSE) en la determinaci\u00f3n de los par\u00e1metros tarifarios de la presente Revisi\u00f3n Tarifaria Integral para el presente per\u00edodo quinquenal.<\/p>\n<p><strong>ARTICULO 2\u00b0:<\/strong> Disponer que los planteos realizados en la Audiencia P\u00fablica y que exceden el objeto de la misma, sean trasladados a los Organismos pertinentes para su conocimiento y consideraci\u00f3n.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\"><strong>ARTICULO 3\u00b0:<\/strong> Aprobar las modificaciones al Anexo III de los Contratos de Concesi\u00f3n de las Distribuidoras denominado \u201cR\u00e9gimen Tarifario\u201d seg\u00fan lo establecido en el ANEXO I de la presente, a partir del 1\u00ba de enero de 2017.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\"><strong>ARTICULO 4\u00b0:<\/strong> Aprobar las modificaciones al Anexo IV de los Contratos de Concesi\u00f3n de las Distribuidoras denominado \u201cProcedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario\u201d seg\u00fan lo establecido en el ANEXO II de la presente, a partir del 1\u00ba de enero de 2017.<\/p>\n<p style=\"text-align: justify;\"><strong>ARTICULO 5\u00b0:<\/strong> Registrar, notificar, publicar en el Bolet\u00edn Oficial, en la P\u00e1gina Web del EPRE y archivar.<\/p>\n<p style=\"text-align: center;\"><strong>Dr. Jos\u00e9 Carlos Halle<\/strong><br \/>\n<strong>Interventor EPRE<\/strong><\/p>\n<p style=\"text-align: left;\">Haga click <a href=\"http:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2016\/11\/Resolucion-168-16_A-_I.pdf\">Resolucion 168-16_A _I<\/a>\u00a0para descargar el archivo completo del <strong>ANEXO I<\/strong> RES 168\/16 , en formato PDF (Requiere Acrobat Reader o similar para visualizarlo correctamente)<\/p>\n<p style=\"text-align: left;\">Haga click\u00a0<a href=\"http:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2016\/11\/Resolucion-168-16_A-_II.pdf\">Resolucion 168-16_A _II<\/a> \u00a0para descargar el archivo completo del <strong>ANEXO II<\/strong> RES 168\/16\u00a0, en formato PDF (Requiere Acrobat Reader o similar para visualizarlo correctamente)<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>PARAN\u00c1, 31 de Octubre de 2016 VISTO: La Ley de Marco Regulatorio N\u00ba 8916, su Decreto Reglamentario N\u00ba 1300\/96, el Decreto N\u00ba 734\/12 GOB, el Decreto N\u00ba 1859\/13 MPIYS, las Resoluciones EPRE Nros. 67\/14, 92\/15, 147\/15, 15\/16 y 70\/16; 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