{"id":487,"date":"2006-02-02T18:20:59","date_gmt":"2006-02-02T18:20:59","guid":{"rendered":"http:\/\/epre.gov.ar\/web\/?p=487"},"modified":"2018-10-31T13:01:34","modified_gmt":"2018-10-31T13:01:34","slug":"resolucion-no-155","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/resolucion-no-155\/","title":{"rendered":"Resoluci\u00f3n N\u00ba 155\/06"},"content":{"rendered":"

02 de Febrero de 2006<\/strong><\/p>\n

VISTO:<\/strong><\/p>\n

La Resoluci\u00f3n N\u00b0 25\/05 EPRE que dispuso convocar a Audiencia P\u00fablica con el objeto de considerar la solicitud de Modificaci\u00f3n de Tarifas El\u00e9ctricas a Usuarios Urbanos de Peque\u00f1as, Medianas y Grandes Demandas, del Cuadro Tarifario vigente formulada por la Cooperativa El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda.; y<\/p>\n

CONSIDERANDO:<\/strong><\/p>\n

Que el d\u00eda 22 de Diciembre de 2004 la Cooperativa realiz\u00f3 una presentaci\u00f3n sometiendo a consideraci\u00f3n de este Ente la solicitud de Modificaci\u00f3n de Tarifas a Usuarios Urbanos de Peque\u00f1as, Medianas y Grandes Demandas;<\/p>\n

Que en dicha presentaci\u00f3n y luego de rese\u00f1ar sint\u00e9ticamente su historia, la Cooperativa indica que el servicio el\u00e9ctrico en el Area de Concesi\u00f3n se hallar\u00eda hoy en un serio riesgo de colapsar por carecer de recursos genuinos para la adecuada explotaci\u00f3n, debido fundamentalmente a:<\/p>\n

Que la tarifa ha dejado de ser justa y razonable, ya que operando en forma econ\u00f3mica y prudente no satisface los costos operativos.<\/p>\n

Que la tasa de rentabilidad ser\u00eda hoy inexistente.<\/p>\n

Que no se reflejaron los dr\u00e1sticos cambios desde que la Argentina abandon\u00f3 la convertibilidad.<\/p>\n

Que los indicadores no se han ajustado para estimular la eficiencia y las inversiones.<\/p>\n

Que por tales motivos y en raz\u00f3n del flagrante incumplimiento de la Ley de Marco Regulatorio N\u00b0 8916, y amparados en el Art\u00edculo 36 de dicha Ley, se present\u00f3 ante el EPRE requiriendo una modificaci\u00f3n de la tarifa aplicable a los usuarios urbanos finales, en todas las categor\u00edas;<\/p>\n

Que la Distribuidora indica enmarcar dicha propuesta dentro de las siguientes consideraciones, a saber:<\/p>\n

El m\u00e9todo empleado es el del Valor Nuevo de Reposici\u00f3n de los bienes puestos al servicio, y que, utilizado el a\u00f1o 2003 como base, reconoce los siguientes costos:<\/p>\n

a)La Compra Mayorista: La Cooperativa compra la mayor parte de la potencia y energ\u00eda directamente al MEM y una \u00ednfima cantidad (2,5%) a ENERSA, por lo que se ha decidido solo utilizar la compra en el MEM para determinar el costo unitario de energ\u00eda y potencia. Los costos fijos y variables se determinan con id\u00e9ntico criterio, considerando solo los cargos por peaje que se abonan a ENERSA.<\/p>\n

b)Los gastos de comercializaci\u00f3n: Para los recursos materiales se ha determinado su anualidad por el m\u00e9todo del VNR y el factor de recuperaci\u00f3n de capital. A ello se le adicionan los gastos de mantenimiento como un porcentaje del valor nuevo de los activos descriptos, as\u00ed como tambi\u00e9n un porcentaje sobre la mencionada anualidad destinada a cubrir los gastos debidos a la administraci\u00f3n de todos estos recursos. Tambi\u00e9n se han incluido los recursos humanos destinados a conexiones, lectura de medidores, facturaci\u00f3n cobranza, env\u00edo de facturas y atenci\u00f3n al p\u00fablico. Todos estos costos se han prorrateado entre las distintas categor\u00edas tarifarias en funci\u00f3n del n\u00famero de clientes de cada una de ellas, m\u00e1s el agregado de los costos propios comerciales de los que es responsable cada categor\u00eda.<\/p>\n

c)Los costos de redes: A partir de los recursos materiales puestos a disposici\u00f3n de los usuarios se ha determinado su anualidad por el m\u00e9todo del VNR y el factor de recuperaci\u00f3n de capital. Los recursos as\u00ed incluidos son l\u00edneas de distribuci\u00f3n de energ\u00eda, centros de transformaci\u00f3n, inmuebles, veh\u00edculos, y bienes destinados al control de la calidad de servicio.
\nLuego la anualidad ha sido prorrateada entre las distintas categor\u00edas tarifarias que hacen uso de los activos empleados para cada nivel de tensi\u00f3n de la red y dentro de \u00e9l en funci\u00f3n de la demanda de potencia agregada de cada una de dichas categor\u00edas y el grado de dispersi\u00f3n de su demanda de potencia en la red.<\/p>\n

d)Los costos de conexi\u00f3n y rehabilitaci\u00f3n: Atento a que los recursos de que dispone esta DISTRIBUIDORA COOPERATIVA en estos servicios tiene una composici\u00f3n de costos similar al conjunto de la Distribuci\u00f3n se propone que la actualizaci\u00f3n de precios de estos cargos se realice en la misma proporci\u00f3n en que se incrementa el precio promedio del resto de los cargos del cuadro tarifario.<\/p>\n

e)Adecuaci\u00f3n de clasificaci\u00f3n de clientes por demanda de Potencia:
\nCon el fin de aunar criterios de agrupamiento de clientes por categor\u00edas conforme a su m\u00e1xima demanda de potencia vigentes en el resto del pa\u00eds que permiten la determinaci\u00f3n precios mayoristas segmentados, en el c\u00e1lculo tarifario se ha considerado:
\nQue los clientes de peque\u00f1as demandas T1 son todos aquellos usuarios cuya demanda m\u00e1xima de Potencia sea igual o menor a 10 kW.
\nEn cambio que quienes en la actualidad est\u00e9n clasificados como clientes de peque\u00f1as demandas T1 pero superen los 10 kW sean considerados como clientes de medianas demandas T2, hasta los 50 kW.<\/p>\n

Que tambi\u00e9n la Cooperativa describe el proceso de c\u00e1lculo que permiti\u00f3 determinar el Cuadro Tarifario que satisface la necesidad de cubrir los costos de prestaci\u00f3n del Servicio de Distribuci\u00f3n de Electricidad. Asimismo el c\u00e1lculo seguido permitir\u00e1 realizar las habituales actualizaciones trimestrales conforme a la evoluci\u00f3n de los precios en el Mercado Mayorista;<\/p>\n

Que la presentaci\u00f3n contiene exclusivamente categor\u00edas tarifarias para las que actualmente tiene la Cooperativa;<\/p>\n

Que en cuanto al resto de las categor\u00edas propone asimilar los valores definidos con los correspondientes a las tarifas equivalentes;<\/p>\n

Que tambi\u00e9n ha presentado planillas conteniendo la informaci\u00f3n b\u00e1sica utilizada, y los resultados arrojados, a saber:
\na.Resultados de los c\u00e1lculos
\nb.Compra mayorista
\nc.Res\u00famenes de par\u00e1metros
\nd.Informaci\u00f3n Comercial.
\ne.Activos puestos al servicio
\nf.Asignaci\u00f3n del VADP
\ng.Impacto y producido.
\nh.An\u00e1lisis de sensibilidad
\ni.Curvas de carga.<\/p>\n

Que el d\u00eda 06 de Enero de 2005, este EPRE requiri\u00f3 a la Cooperativa una serie de aclaraciones y ampliaciones sobre la propuesta original (fs. 233-234), fundamentalmente en lo que refer\u00eda a estudio de demandas, valorizaci\u00f3n de los activos, personal, e impacto tarifario;<\/p>\n

Que con fecha 13 y 16 de Enero de 2005 ingresan notas de la Cooperativa dando respuesta a los requerimientos del EPRE;<\/p>\n

Que habi\u00e9ndose cumplido con los requisitos establecidos en el Art\u00edculo 36 de la Ley N\u00ba 8916, el EPRE mediante Resoluci\u00f3n N\u00b0 25\/05 convoc\u00f3 a Audiencia Publica a realizarse el d\u00eda 14 de Marzo 2005 en la ciudad de Paran\u00e1, designando a los Instructores y disponiendo solicitar al Colegio de Abogados la designaci\u00f3n de un Defensor del Usuario;<\/p>\n

Que el d\u00eda 23 de Febrero de 2005, el Colegio de Abogados comunica la designaci\u00f3n de los Dres. Jorge Antonio Cuesta de la ciudad de Paran\u00e1, Arturo Andr\u00e9s Mc Loughlin de la ciudad de Concordia y Juan Eugenio Mar\u00eda Giacominio de la ciudad de Villaguay como Defensores del Usuario;<\/p>\n

Que mediante Resoluci\u00f3n N\u00b0 41\/05 EPRE, y a pedido de la Honorable C\u00e1mara de Diputados de Entre R\u00edos se prorroga la realizaci\u00f3n de la Audiencia P\u00fablica para el 14 de Junio de 2005;<\/p>\n

Que por Resoluci\u00f3n N\u00b0 130\/05 EPRE, se produce una nueva prorroga, esta vez a solicitud de la Cooperativa Concordia, fij\u00e1ndose la Audiencia P\u00fablica para el d\u00eda 20 de Diciembre de 2005;<\/p>\n

Que finalmente, la Resoluci\u00f3n N\u00ba 225\/05 EPRE, haciendo lugar a la petici\u00f3n del Consejo Regional Entre R\u00edos de la Federaci\u00f3n Argentina de Cooperativas El\u00e9ctricas (FACE), fija que la Audiencia se celebrar\u00e1 en la ciudad de Villaguay el d\u00eda 19 de Diciembre de 2005 a las 09:00 hs.;<\/p>\n

Que el texto de la citada Resoluci\u00f3n fue debidamente notificado a a la Cooperativa Concordia, y a todas las Distribuidoras del Servicio El\u00e9ctrico de la Provincia, como asimismo se efectuaron las publicaciones conforme a los t\u00e9rminos de los Art\u00edculos 11\u00b0, 12\u00b0 y 13\u00b0 de la Resoluci\u00f3n N\u00b0 55 EPRE, mediante edictos en el Bolet\u00edn Oficial y en diarios de circulaci\u00f3n Nacional y Provincial;<\/p>\n

Que conforme a los t\u00e9rminos del Art\u00edculo 4\u00b0 del Reglamento de Audiencias P\u00fablicas (Res. N\u00b0 55 EPRE) y dentro de los plazos fijados por la Resoluci\u00f3n N\u00b0 225\/05 EPRE, se presentaron como partes: Cooperativa de Consumo de Electricidad y Afines de Gualeguaych\u00fa Ltda.; Cooperativa Victoria Electrificaci\u00f3n Rural Ltda.; Cooperativa de Electricidad y Otros Servicios La Paz Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos General Urquiza Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos Ruta \u201cJ\u201d Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos El Tala Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos Villaguay Ltda.; La Agr\u00edcola Regional Cooperativa Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos Gral. San Mart\u00edn Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos La Esperanza Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos Quebracho Ltda.; Cooperativa de Servicios P\u00fablicos \u201c25 de Mayo\u201d Ltda.; Cooperativa El\u00e9ctrica de Chajar\u00ed Ltda.; Cooperativa de Provisi\u00f3n de Servicios P\u00fablicos San Antonio Ltda.; La empresa Energ\u00eda de Entre R\u00edos SA; El Consejo Regional de la Provincia de Entre R\u00edos de FACE; La Federaci\u00f3n Argentina de Cooperativas de Electricidad y Otros Servicios P\u00fablicos Ltda.; La Defensor\u00eda del Pueblo de la Municipalidad de Paran\u00e1; El Colegio de Ingenieros Especialistas de Entre R\u00edos -CIEER-;<\/p>\n

Que cumplidos los recaudos formales se realiz\u00f3 la Audiencia P\u00fablica en la cual las partes expusieron sus respectivos fundamentos;<\/p>\n

Que de la desgrabaci\u00f3n fonomagn\u00e9tica de dicha Audiencia puede extraerse los aspectos m\u00e1s importantes se\u00f1alados por cada una de las partes;<\/p>\n

Que los representantes de la Cooperativa Concordia realizaron una pormenorizada presentaci\u00f3n de la necesidad del aumento solicitado y de la cual se puede resaltar lo siguiente:<\/p>\n

Presidente Contador Cesar GOTTFRIED: Realiza una introducci\u00f3n de la situaci\u00f3n general del suministro el\u00e9ctrico en la ciudad de Concordia, de la realidad social de la ciudad y de las condiciones econ\u00f3micas y financieras de la Cooperativa.<\/p>\n

Se\u00f1ala que existen m\u00e1s de 15.000 familias con importantes porcentajes de necesidades b\u00e1sicas insatisfechas, muchas de las cuales, unas 5.000, se abastecen con medidores comunitarios, mientras que el resto acrecienta la lista de los que consumen los kWh conocidos como p\u00e9rdidas no t\u00e9cnicas.
\nLa Cooperativa realiza importantes esfuerzos para incorporar esas familias, pero la tarifa social necesita el apoyo estatal tanto para la incorporaci\u00f3n como para la permanencia.
\nPara las familias que tienen ingresos medios y altos, la incidencia de la energ\u00eda el\u00e9ctrica en la canasta familiar, es del 3% seg\u00fan el INDEC. Los ingresos de estos sectores han recuperado desde el 2002 a la fecha entre el 4 y el 40%.
\nPara las familias de bajos ingresos se debe pensar en la aplicaci\u00f3n de incrementos que no afecten sus condiciones de vida.
\nEl Sector comercial e industrial, ya ha sido afectado por incrementos provenientes del MEM.
\nPara los peque\u00f1os usuarios de este sector la energ\u00eda representa un 25 % de sus costos, en tanto para los usuarios m\u00e1s importantes entre el 2 y el 7%.
\nDe las 38000 conexiones activas, la mitad pagan por la energ\u00eda el\u00e9ctrica un monto entre $10 y $30 y otros 10000 no supera los $50, lo que comparado con otros servicios resulta muy inferior.
\nLas tarifas de nuestra provincia, son sustancialmente menores que las de Santa Fe y C\u00f3rdoba, en algunos casos un 34%.
\nPara atenuar el impacto, la presentaci\u00f3n de la Cooperativa consider\u00f3 una tasa de retorno menor que el techo establecido por el EPRE, y adem\u00e1s disminuy\u00f3 el capital de la Estaci\u00f3n Transformadora R\u00edo Uruguay, en funci\u00f3n del aporte realizado por CTM.<\/p>\n

Ing. Alfredo SCHATENOFER: Realiza una descripci\u00f3n del Mercado El\u00e9ctrico.<\/p>\n

El mercado nacional est\u00e1 compuesto por 3 agentes, los generadores, los transportistas, y los distribuidores. En los dos primeros se han tomado una serie de medidas para paliar la incomoda situaci\u00f3n econ\u00f3mica producida a partir de comienzos del 2002. En el \u00fanico que no se han tomado medidas es en Distribuci\u00f3n.
\nLa tarifa se compone por la compra mayorista de potencia y energ\u00eda y el valor agregado de Distribuci\u00f3n (VAD), que incluye costos operativos, costos comerciales, costos de capital y rentabilidad.
\nEn el 2001 se realizo la primera revisi\u00f3n del VAD, las Distribuidoras presentaron incrementos entre el 10 y el 50%, y el EPRE dispuso una disminuci\u00f3n de la tarifa media del 8,6%, motivo por el cual las prestatarias perdieron el equilibrio econ\u00f3mico financiero y comenzaron a trabajar con d\u00e9ficit operativo.
\nDespu\u00e9s de diciembre de 2001, se sali\u00f3 de la convertibilidad, y en el sector se produjo la pesificaci\u00f3n y congelamiento de tarifas, en tanto se presentaban notables incrementos de costos en todos los rubros. Como ejemplo, los transformadores aumentaron a la fecha un 278%, los cables un 193%, los medidores un 148%.
\nPara paliar esta dif\u00edcil situaci\u00f3n, existen dos tipos de soluciones
\nSi la energ\u00eda el\u00e9ctrica es considerada como un bien de mercado, la soluci\u00f3n es la actualizaci\u00f3n tarifaria, bajo los t\u00e9rminos del Contrato de Concesi\u00f3n.
\nSi la energ\u00eda el\u00e9ctrica se considera un bien social, la soluci\u00f3n pasa por subsidiar los consumos. Esta alternativa, ha sido en parte utilizada durante el 2005, donde el Poder Concedente reconociendo las inadecuadas tarifas, mediante dos decretos estableci\u00f3 subsidios a las Cooperativas, que si bien no fueron suficientes si fueron importantes.<\/p>\n

Ing. Carlos PADULA: Comenta el entorno jur\u00eddico sobre el cual est\u00e1 sustentada la presentaci\u00f3n de la Cooperativa.<\/p>\n

En tal sentido se\u00f1ala los Art\u00edculos 30, 31 y 32 de la Ley Provincial N\u00ba 8916 de Marco Regulatorio. Fundamentalmente el inciso que expresa que las tarifas estar\u00e1n sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio de costos del concesionario que este no pueda controlar.
\nEl Decreto N\u00ba 1300\/96 reglamentario de la mencionada Ley indica que el costo se compone de:
\na.Un costo econ\u00f3mico de redes puestas a disposici\u00f3n de los usuarios, afectado por coeficientes representen las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas.
\nb.Los costos de operaci\u00f3n y mantenimiento de las redes puestas a disposici\u00f3n del usuario.
\nc.Los gastos de comercializaci\u00f3n incluyendo los gastos de medici\u00f3n y administrativos relacionados con la atenci\u00f3n a los usuarios.
\nPor otra parte el Art\u00edculo 36 indica que los Distribuidores aplicar\u00e1n estrictamente las tarifas aprobadas por el EPRE, pero tambi\u00e9n establece que las Distribuidoras podr\u00e1n solicitar las modificaciones que considere necesarias, si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas.
\nEste \u00faltimo art\u00edculo de la Ley, es finalmente el sustento jur\u00eddico de la presentaci\u00f3n. Anteriormente se ha mostrado los incrementos de los principales insumos de la distribuci\u00f3n el\u00e9ctrica a lo que hay que agregarle el incremento salarial que se ha producido desde el 2002 a la fecha que para el INDEC es del 74% y para la Cooperativa algo menos del 62%.
\nMientras las tarifas el\u00e9ctricas se han mantenido invariables, quitando las se\u00f1ales y el aliento a las inversiones, otras actividades de riesgos similares y que se prestan a trav\u00e9s de redes en las calles, como las de televisi\u00f3n por cable, han incrementado sus tarifas m\u00e1s de un 55%.<\/p>\n

Ing. DACOSTA: Desarrolla el m\u00e9todo de c\u00e1lculo tarifario utilizado.<\/p>\n

Para el c\u00e1lculo se utiliz\u00f3 el m\u00e9todo del valor nuevo de reposici\u00f3n de las redes existentes que debido a lo ajustado a la demanda que actualmente se encuentran tales redes, se puede asegurar que no hay riesgo de sobreinversiones, suponiendo adem\u00e1s de que no existen subinversiones que puedan atentar contra la calidad de servicio.
\nLa estructura de costos es la que ya anticipara el Ing. Schatenofer.
\na.Los costos comerciales se ver\u00e1n reflejado en el cargo fijo de cada factura.
\nb.La compra de potencia y el transporte asociado, se trasladan al cargo de potencia para los usuarios en que se mide la misma, y para el resto de los usuarios se coloca en el cargo fijo, o en el cargo por energ\u00eda para el alumbrado p\u00fablico.
\nc.La compra de energ\u00eda con las p\u00e9rdidas incluidas y los cargos variables del transporte, se ve en los respectivos cargos por energ\u00eda.
\nd.Al costo de redes, el usuario los ve reflejado en los cargos por capacidad para el caso de usuarios que tienen tal discriminaci\u00f3n, y para el resto en los cargos variables o fijos.
\nLa presentaci\u00f3n tarifaria efectuada prev\u00e9 y de tal forma propone que la Tarifa T1 Peque\u00f1as Demandas, llegue solo hasta los 10 kW., para alinear la segmentaci\u00f3n de usuarios con la jurisdicci\u00f3n nacional y la mayor\u00eda de las provinciales.
\nDe tal forma, la tarifa T2 Medianas Demandas abarcar\u00e1 entre los 10 y 50 kW.
\nEste es el \u00fanico cambio solicitado en el r\u00e9gimen tarifario, manteni\u00e9ndose el resto de las categor\u00edas de la manera que hasta ahora se encuentran previstas.
\nUn cargo tarifario gen\u00e9rico se compone por:
\na.La compra de potencia incluyendo el factor de p\u00e9rdidas de la misma, adem\u00e1s del cargo fijo de transporte.
\nb.La compra mayorista de energ\u00eda, las p\u00e9rdidas de energ\u00eda en las redes propias, m\u00e1s los cargos variables del transporte y tambi\u00e9n el impuesto al Fondo Nacional de la Energ\u00eda El\u00e9ctrica.
\nc.Los gastos comerciales.
\nd.El costo de redes, que incluye el valor nuevo de reposici\u00f3n de los bienes afectados al servicio, afectado del factor de recuperaci\u00f3n de capital y la tasa de retribuci\u00f3n del mismo.
\nAplicando los mencionados rubros en las formulas previstas para el pass through en los procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario del Contrato de Concesi\u00f3n, se obtiene la tarifa buscada.
\nDentro de los costos comerciales se incluyen la medici\u00f3n, la lectura de medidores, la facturaci\u00f3n, los costos de cobranzas, el control de la medici\u00f3n, y la atenci\u00f3n al p\u00fablico.
\nPara el costo de redes, se releva por cada nivel de tensi\u00f3n, la red existente, el grado de utilizaci\u00f3n, el valor total puesto a nuevo, la vida \u00fatil, se le agrega el costo de mantenimiento y operaci\u00f3n de la misma y los costos de administraci\u00f3n relacionados, y se obtiene el valor a recuperar a trav\u00e9s de las tarifas, el que se asigna a los distintos usuarios de acuerdo a la dispersi\u00f3n y a las curvas de carga obtenidas.
\nAplicando el cuadro tarifario propuesto al mercado 2003 de la Cooperativa resulta que la recaudaci\u00f3n anual crece un 27%.<\/p>\n

Cerrando la exposici\u00f3n de la Cooperativa, el Contador GOTTFRIED se\u00f1ala:<\/p>\n

Que cada nueva conexi\u00f3n de usuarios demanda una inversi\u00f3n de entre $90 y $104 y que solo pueden cobrar $ 28.
\nUn usuario que hoy paga $ 10 incluidos los impuestos pasar\u00eda a pagar con el aumento $13, y as\u00ed el que paga $ 20 pagar\u00eda $ 26, el de $30 pasar\u00eda a $ 39, el de $50 a $65.
\nDe todas maneras esta ser\u00e1 una tarifa de transici\u00f3n dado que el a\u00f1o pr\u00f3ximo est\u00e1 establecido la necesidad de la reconsideraci\u00f3n general de los Contratos de Concesi\u00f3n, que primero estaba prevista para mayo, luego se va a ampliar seguramente porque no hay tiempo para hacerla, quedando para el segundo semestre del 2006.<\/p>\n

Que finalizada la exposici\u00f3n de la Cooperativa Concordia toma la palabra el Presidente de la Cooperativa Gualeguaych\u00fa, a partir de la cual se resaltan los puntos mas salientes;<\/p>\n

Presidente Prof. ALCAL\u00c1: Adhiere en todos sus t\u00e9rminos a la presentaci\u00f3n de adecuaci\u00f3n tarifaria solicitada por la Cooperativa de Concordia.
\nReclama el cumplimiento del Decreto N\u00ba 1951\/98 y solicita se contemple en la adecuaci\u00f3n tarifaria la tarifa de media tensi\u00f3n en barras de Estaci\u00f3n Transformadora de 132 kV, que debi\u00f3 ser resuelta en el a\u00f1o 2001.
\nQue en estos momentos deben abonar una tarifa de peaje de 0,0073 en 33 kV y de 0,0182 en 13,2 kV o sea una diferencia de 149%.<\/p>\n

Que tambi\u00e9n tomaron la palabra sucesivamente las Cooperativas:
\nVictoria; La Paz; General Urquiza; Villaguay; La Agr\u00edcola Regional; San Mart\u00edn; La Esperanza; Quebracho; 25 de Mayo; Chajar\u00ed y San Antonio expresando su adhesi\u00f3n total a la solicitud presentada por la Cooperativa Concordia;<\/p>\n

Que luego realizaron su exposici\u00f3n los representantes de ENERSA, de donde se extraen los aspectos m\u00e1s salientes de sus expositores a saber:<\/p>\n

Ing. Silvio EKKERT: ENERSA es la Distribuidora m\u00e1s importante de la provincia, la que tiene mayor \u00e1rea de Concesi\u00f3n y mayor cantidad de usuarios, por eso consider\u00f3 que deb\u00eda dar su punto de vista del contexto energ\u00e9tico, y de la situaci\u00f3n econ\u00f3mica de la empresa, teniendo en cuenta que la situaci\u00f3n institucional le impiden formular una propuesta tarifaria firme.<\/p>\n

Ing. Daniel BEBER: Presenta una visi\u00f3n general de la situaci\u00f3n energ\u00e9tica de la provincia, del crecimiento de la demanda y de las obras que deben realizar para acompa\u00f1ar dicho crecimiento.
\nEl plan de inversiones m\u00ednimas para el a\u00f1o 2006 es $ 56.000.000, siendo la propuesta de m\u00e1xima de $ 75.000.000. Y todas estas inversiones deben salir del valor agregado de distribuci\u00f3n que se incluye en la factura.
\nTambi\u00e9n se encuentran abocados a concientizar a los usuarios sobre el cuidado de la energ\u00eda, promulgando una conciencia de estado sobre el cuidado de la Distribuidora.<\/p>\n

Ing. Juan DE SALVO: La tarifa tiene tres componentes b\u00e1sicos: la compra mayorista de la energ\u00eda y potencia, el valor agregado de distribuci\u00f3n, y los impuestos.
\nPara un usuario residencial de 150 kWh de consumo la incidencia de estos tres componentes es de 30%, 30% y 40% respectivamente.
\nA su vez, el valor agregado de distribuci\u00f3n tiene tres componentes: el costo de operaci\u00f3n y mantenimiento de las redes el\u00e9ctricas, los costos comerciales y el costo de capital.
\nEn la revisi\u00f3n tarifaria del a\u00f1o 2001, se produjo una disminuci\u00f3n de la tarifa media global del 3,6%. Posteriormente se produjo la salida de la convertibilidad y el congelamiento de la tarifa. Paralelamente los costos que la empresa no puede controlar fueron increment\u00e1ndose notablemente como ya lo demostrara la Cooperativa Concordia, lo que produjo un desbalance econ\u00f3mico.
\nEn mayo de 2006 est\u00e1 prevista una revisi\u00f3n tarifaria, en la que entre otras cosas habr\u00e1 que considerar una correcci\u00f3n de la tarifa de peaje, y adecuar el r\u00e9gimen de calidad de servicio.
\nEDELAP, una empresa de jurisdicci\u00f3n nacional, con un mercado mucho m\u00e1s concentrado y favorable que el de ENERSA ha recibido un incremento tarifario de alrededor del 12%.
\nEn funci\u00f3n de que la falta de transferencia de los bienes a ENERSA, y la indefinici\u00f3n de las condiciones generales de prestaci\u00f3n de servicio, impiden desarrollar una presentaci\u00f3n tarifaria formal, se ha desarrollado una hip\u00f3tesis de incremento tarifario similar al de EDELAP.
\nComo ejemplo de esta hip\u00f3tesis, para un usuario residencial de 150 kWh por mes (m\u00e1s del 52% de los usuarios residenciales), el incremento b\u00e1sico ser\u00eda de $ 1,98, y con impuestos de $ 3,32. Para un usuario general de 500 kWh por mes los incrementos ser\u00edan de $ 10,11 y $ 17,48 sin y con impuestos.<\/p>\n

Contador Carlos MALMIERCA: El incremento en los costos de materiales, mano de obra y otros que ya se mencionaron tuvo su impacto en la econom\u00eda de la empresa y es as\u00ed que desde el congelamiento tarifario el costo de explotaci\u00f3n creci\u00f3 entre un 70 y un 80% en su mayor\u00eda por efecto precio, en tanto el costo de capital se increment\u00f3 en un 140%.
\nEl flujo de fondos del a\u00f1o 2005 no tuvo pr\u00e1cticamente necesidades financieras dado que las inversiones se realizaron con fondos acumulados en \u00e9poca anterior.
\nPero para el 2006, existe un flujo de necesidades financieras de orden de los $ 54.000.000, con lo cual de no haber incremento tarifario el 97 % de las inversiones ser\u00edan inejecutables.
\nA esto adem\u00e1s hay que agregarle el impacto financiero que producir\u00e1n las obras de expansi\u00f3n del sistema de transporte extraprovincial y las redes de abastecimiento de Secretaria de Energ\u00eda que si bien se recuperan con tarifa y fondos FEDER, provocan un costo financiero importante.
\nAnalizando ahora la hip\u00f3tesis de un incremento tarifario del 12%, se lograr\u00eda reducir las necesidades financieras en $ 20.000.000. O sea que con esta hip\u00f3tesis el 66% de las inversiones necesarias no se podr\u00edan ejecutar.
\nEs importante que el incremento se aplique desde enero, ya que por cada mes de demora, la empresa perder\u00eda $ 2.000.000. En tal sentido ENERSA propone que ahora salga una tarifa de transici\u00f3n y que inmediatamente en mayo salga la revisi\u00f3n integral.
\nConcretamente ENERSA propone un incremento tarifario a partir de enero de 2006 a cuenta del resultado de la revisi\u00f3n integral que deber\u00e1 tener vigencia indefectiblemente a partir de mayo del 2006.
\nENERSA previo a realizar un estudio de revisi\u00f3n tarifaria, tener certeza en la posesi\u00f3n de sus bienes que afectan al VNR, y un Contrato de Concesi\u00f3n que fije las condiciones de servicio y la Calidad de Servicio, aclarando que ENERSA quiere mantener y superar la Calidad de Servicio que hoy se tiene, porque esa es la funci\u00f3n de la Empresa.<\/p>\n

Que a continuaci\u00f3n expuso el representante del Consejo Regional de FACE Dr. F\u00e9lix LAWRIE, de la cual se destaca lo siguiente:<\/p>\n

Adhesi\u00f3n del Consejo Regional a la propuesta hecha por la Cooperativa Concordia,
\nPor otra parte reclama una mayor autonom\u00eda en la capacidad de los ciudadanos que se autoprestan el servicio (cooperativistas) para fijarse las tarifas que pagan. Hoy estas tarifas est\u00e1n muy por debajo de lo que deben ser, y se ha llegado hasta aqu\u00ed dejando de hacer inversiones, o sea hipotecando el futuro.
\nEl Gobierno de la Provincia ha advertido repetidamente esta situaci\u00f3n y ha otorgado subsidios con los cuales muchas Cooperativas est\u00e1n funcionando, pero ya no se quiere m\u00e1s subsidio, se necesita la tarifa adecuada porque es lo justo.
\nOtro tema cada vez m\u00e1s preocupante es la calidad de servicio, las Cooperativas tienen miles de kil\u00f3metros de l\u00edneas rurales que deben ser asistidas con la misma premura que las redes urbanas, sin embargo no se cuenta con los caminos adecuados, este servicio a cargo del estado se deteriora cada d\u00eda m\u00e1s.<\/p>\n

Que a continuaci\u00f3n hace su exposici\u00f3n el Representante de FACE, destac\u00e1ndose lo siguiente:<\/p>\n

Sr. Emilio CALVET por FACE: Por la tarea coordinada del EPRE, que a veces es muy exigente, se ha logrado brindar en toda la Provincia tanto en ciudades como en el \u00e1mbito rural un buen servicio el\u00e9ctrico, y desde la Federaci\u00f3n se pretende que esto no caiga. Por eso manifiestan que el pedido de la Cooperativa Concordia es justo y debe ser considerado como tal, avalando totalmente dicha solicitud;<\/p>\n

Que luego expusieron los Representantes de la Defensor\u00eda del Pueblo de la Ciudad de Paran\u00e1, que entre otras manifestaciones efect\u00faan las siguientes consideraciones:
\nAlgunas Distribuidoras se vieron netamente m\u00e1s afectadas durante la crisis, y esto se debe a una efectiva falta de adaptaci\u00f3n a las nuevas condiciones, y a elevados costos de administraci\u00f3n y gesti\u00f3n de algunas de ellas. Por lo tanto no se puede trasladar al usuario responsabilidades ajenas, producto de pol\u00edticas empresariales o macroecon\u00f3micas.
\nLos cargos fijos y los impuestos que se cargan en la factura son altamente regresivos. Estas imposiciones no distinguen entre las diferentes capacidades contributivas de los ciudadanos.<\/p>\n

Los cargos fijos representan un pago a cambio de un consumo nulo, solventando parte de los gastos comerciales y administrativos aunque no se utilice la energ\u00eda.
\nEn cuanto a los impuestos, si bien ninguno de los tributos vistos, representa por si solo un exceso, la suma de ellos da un porcentaje que excede altamente lo aconsejable como carga no confiscatoria prevista en el art. 4 de la Constituci\u00f3n Nacional.
\nLa conclusi\u00f3n es que no puede resolverse la problem\u00e1tica tarifaria, sin antes reconsiderar la cuesti\u00f3n tributaria, ya que muchos ciudadanos podr\u00edan verse privados del este servicio esencial.
\nRever el concepto cargo fijo el cual podr\u00eda eliminarse o bien incluir con su pago un consumo m\u00ednimo.<\/p>\n

Que a continuaci\u00f3n expusieron los Defensores de los Usuarios, destac\u00e1ndose las siguientes consideraciones:
\nDr. MC LOUGHLIN: Considera que el incremento resulta razonable para la Distribuidora, aunque no en la magnitud requerida por la Cooperativa, pero esto no significa que tal aumento sea necesariamente justo para todos los usuarios.
\nEn tal sentido se inclina a conceder la posibilidad de que la Cooperativa obtenga un aumento en sus tarifas, siempre que el mismo este condicionado a una r\u00e1pida mejora en la calidad del servicio y a la eliminaci\u00f3n de p\u00e9rdidas.<\/p>\n

Dr. CUESTAS: Entiende que sin dudas la tarifa debe ser revisada, pero con una visi\u00f3n que comprenda tanto el lado de la Distribuidora como el del usuario, fundamentalmente del asalariado.
\nRechaza el pedido de modificaci\u00f3n, en la forma solicitada por las prestadoras.
\nConsidera que la doctrina del esfuerzo compartido, puede dar respuesta a la situaci\u00f3n que nos ocupa, realizando una distribuci\u00f3n de cargas y costos que solucione las necesidades imperiosas de la Cooperativa y tambi\u00e9n de la comunidad destinataria de los servicios.<\/p>\n

Que finalmente toma la palabra el Sr. Dardo Faciatto representando del Sindicato de Luz y fuerza de Mercedes adhiriendo al petitorio de la Cooperativa El\u00e9ctrica de Concordia, para que la misma pueda seguir cumpliendo con un servicio eficiente hacia la comunidad;<\/p>\n

Que concluidas las exposiciones, este EPRE antes de pasar al an\u00e1lisis de la propuesta efectuada por la Cooperativa Concordia efectuar\u00e1 algunos comentarios respecto a los dichos de las partes intervinientes en la Audiencia;<\/p>\n

Que respecto al planteo expuesto por la Cooperativa Gualeguaych\u00fa se efect\u00faan las siguientes consideraciones: La Cooperativa a trav\u00e9s de su Presidente reclam\u00f3 la creaci\u00f3n de una tarifa que contemple el no pago de la red impl\u00edcito en el dise\u00f1o actual para el caso de que el suministro se ubique en bornes de transformaci\u00f3n;<\/p>\n

Que el planteo de la Cooperativa est\u00e1 perfectamente identificado y ha sido reconocido por el Poder Concedente en distintas oportunidades mediante subsidios. No obstante, la Cooperativa no ha presentado ning\u00fan an\u00e1lisis que permita crear tal apertura tarifaria y los elementos aportados en la propuesta de la Cooperativa Concordia no permiten efectuar una correcta evaluaci\u00f3n a tal fin;<\/p>\n

Que este EPRE considera como mejor oportunidad para encarar definitivamente tal hecho la pr\u00f3xima revisi\u00f3n quinquenal a efectuarse durante el transcurso del corriente a\u00f1o;<\/p>\n

Que en lo que se refiere a la exposici\u00f3n y presentaci\u00f3n de la Empresa ENER SA, debe destacarse que la misma no puede considerarse como una solicitud a analizar ya que no cumple con los requisitos establecidos en la Ley de Marco Regulatorio (especialmente el Art. 36) y Decreto Reglamentario;<\/p>\n

Que a tal efecto y de acuerdo a lo indicado por el Presidente de la Audiencia P\u00fablica ser\u00e1 entonces tomada como una propuesta de adhesi\u00f3n parcial a la propuesta de la Cooperativa Concordia, en el mismo sentido pero con distinta intensidad y tiempos, y como tal se incorpora a la Audiencia;<\/p>\n

Que en cuanto a lo expuesto por el Defensor del Pueblo de la Ciudad de Paran\u00e1 puede analizarse el planteo en tres aspectos fundamentales:<\/p>\n

a) Impacto de la crisis. En su exposici\u00f3n manifest\u00f3 que la crisis afect\u00f3 de distinta manera a las distintas distribuidoras lleg\u00e1ndose a justificar en algunos casos. En esta instancia el an\u00e1lisis que efect\u00faa el EPRE se centra en trasladar la justa incidencia de los mayores costos que no son responsabilidad de la gesti\u00f3n de Cooperativa Concordia que es la que lanz\u00f3 el proceso de revisi\u00f3n tarifaria. Espec\u00edficamente se centra la atenci\u00f3n en todos aquellos costos que est\u00e1n fuera del control de la Cooperativa, presentan un alto grado de variabilidad y son una parte importante de los costos totales.<\/p>\n

b) Impuestos. La detallada exposici\u00f3n sobre la cuesti\u00f3n impositiva llevada a cabo en la Audiencia, no puede ser incorporada al \u00e1mbito del an\u00e1lisis presente, debido a que la cuesti\u00f3n tarifaria en estudio corresponde exclusivamente a la parte que conforma el manejo empresario de la distribuidora, siendo los impuestos tema de debate en otros \u00e1mbitos.<\/p>\n

c) Cargos Fijos. El Defensor plantea como regresiva la metodolog\u00eda de aplicar cargos fijos, lo que genera que el usuario abone un monto en su factura a\u00fan sin consumir energ\u00eda. La tarifaci\u00f3n en dos partes (cargos fijos y variables) aplicada en la Tarifa Residencial es ampliamente difundida en los servicios p\u00fablicos y sustentada por la teor\u00eda econ\u00f3mica cl\u00e1sica. El cargo fijo est\u00e1 destinado a generar los ingresos para cubrir parte de los altos costos fijos de este tipo de empresas y conforma una especie de costo de acceso al servicio.<\/p>\n

Que a continuaci\u00f3n y a efectos de resolver sobre la solicitud presentada, cabe se\u00f1alar que se mantiene el criterio ya expuesto en la Resoluci\u00f3n N\u00ba 107\/01 EPRE, con la cual se concluy\u00f3 el proceso de Revisi\u00f3n Tarifaria Quinquenal, que b\u00e1sicamente sostuvo 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 Concesionaria prestadora del mismo;<\/p>\n

Que debe recordarse tambi\u00e9n que durante el primer per\u00edodo tarifario y conforme lo ordenado por el Art\u00edculo 79\u00b0 del Decreto N\u00ba 1300\/96, se aplic\u00f3 para todas las Distribuidoras un mismo Cuadro Tarifario con car\u00e1cter de Cuadro Tarifario Provincial \u00danico;<\/p>\n

Que este criterio tambi\u00e9n sostuvo la Modificaci\u00f3n Tarifaria Rural que culmin\u00f3 con el dictado de la Resoluci\u00f3n N\u00ba 155\/04 EPRE;<\/p>\n

Que por lo tanto, corresponde analizar la propuesta de la Cooperativa El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda. de un nuevo Cuadro Tarifario para el sector Urbano, el que tendr\u00e1 el car\u00e1cter de Cuadro Tarifario Provincial \u00danico, y ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n para todas las Distribuidoras de jurisdicci\u00f3n Provincial;<\/p>\n

Que la Cooperativa El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Limitada efectu\u00f3 su presentaci\u00f3n amparados en el Art\u00edculo 36 de la Ley 8916, enmarcando el an\u00e1lisis de la propuesta en las pautas establecidas en los Art\u00edculos 30 y 31 de la Ley N\u00ba 8916;<\/p>\n

Que respecto a la situaci\u00f3n de la Tarifa Urbana, la Distribuidora en su presentaci\u00f3n se\u00f1ala que el servicio el\u00e9ctrico en su \u00e1rea de concesi\u00f3n se encuentra en un serio y seguro riesgo de colapsar en el futuro, por carecer de recursos genuinos para la adecuada explotaci\u00f3n, sin que se puedan iniciar las necesarias expansiones para atender los incrementos de la demanda;<\/p>\n

Que la Cooperativa durante la Audiencia P\u00fablica mantuvo esta postura mostrando importantes incrementos en sus costos, mientras las tarifas el\u00e9ctricas urbanas se han mantenido invariables, quitando las se\u00f1ales y el aliento a las inversiones, marcando que la Tarifa Urbana se encuentra retrasada, resultando urgente su recomposici\u00f3n;<\/p>\n

Que la propuesta de la Distribuidora intenta mantener:<\/p>\n

a)El R\u00e9gimen Tarifario: a excepci\u00f3n de una adecuaci\u00f3n de clasificaci\u00f3n de clientes por demanda de Potencia, con el fin de aunar criterios de agrupamiento de clientes por categor\u00edas conforme a su m\u00e1xima demanda de potencia vigentes en el resto del pa\u00eds que permiten la determinaci\u00f3n precios mayoristas segmentados, para lo que proponen que la tarifa T1 peque\u00f1as demandas alcance a todos aquellos usuarios cuya demanda m\u00e1xima de Potencia sea igual o menor a 10 kW, no hasta 20 kW como en la actualidad. Quedando los usuarios mayores a 10 kW y hasta 50 kW ubicados en la tarifa T2 medianas demandas.<\/p>\n

b)Los Procedimientos para la Actualizaci\u00f3n del Cuadro Tarifario que permiten determinar el Cuadro Tarifario que satisface la necesidad de cubrir los costos de prestaci\u00f3n del Servicio de Distribuci\u00f3n de Electricidad, posibilitando adem\u00e1s realizar las habituales actualizaciones trimestrales conforme a la evoluci\u00f3n de los precios en el mercado mayorista.<\/p>\n

Que adem\u00e1s, propone incrementar los derechos de conexi\u00f3n y rehabilitaci\u00f3n para usuarios urbanos, en la misma proporci\u00f3n en que se incremente el precio promedio del resto de los cargos del Cuadro Tarifario;<\/p>\n

Que en cuanto a la Metodolog\u00eda a aplicar se considera lo siguiente:<\/p>\n

a) Costo de Compra: Si bien la Cooperativa est\u00e1 servida a trav\u00e9s de las redes del Distribuidor Provincial, habiendo ejercido el derecho a abastecerse desde el Mercado El\u00e9ctrico Mayorista, existe una peque\u00f1a parte (2,5%), que compra directamente a ENERSA, en tarifa T5 Otros Distribuidores Provinciales.
\nPara la determinaci\u00f3n de la tarifa se ha utilizado la v\u00eda m\u00e1s econ\u00f3mica y de mayor flujo de compra cual es la compra de potencia y energ\u00eda a CAMMESA y peaje a ENERSA, sin considerar la peque\u00f1a parte de compra en tarifa 5 \u201cOtros Distribuidores Provinciales\u201d en consideraci\u00f3n que el costo unitario por energ\u00eda y potencia resultan en este \u00faltimo caso m\u00e1s elevados. Es decir que a \u00e9ste efecto se ha determinado que el<\/p>\n

usuario final no deber\u00e1 pagar los sobrecostos por peaje que la Cooperativa esta pagando hasta tanto culminen las obras que permitan que el 100% del costo de peaje se abone al menor precio unitario.
\nEn consecuencia para los costos de adquisici\u00f3n de la potencia y energ\u00eda a transferir a las f\u00f3rmulas que determinan los valores de los cargos de la tarifa a aplicar a sus clientes finales, se utiliz\u00f3 el precio medio anual de la potencia y de la energ\u00eda, esta \u00faltima en cada banda horaria, abonados a CAMMESA.
\nAsimismo para los cargos fijos y variables se utilizaron los valores unitarios medios de los montos pagados en ese entonces a EDEER SA.<\/p>\n

b) Costos de Capital: En el contexto de serias restricciones econ\u00f3mico-financieras en que el sistema el\u00e9ctrico se ha desarrollado en los \u00faltimos a\u00f1os, la absorci\u00f3n paulatina de reservas de capacidad por parte de la demanda ha contribuido a una adaptaci\u00f3n oferta demanda dentro de l\u00edmites que, fr\u00e1gilmente compatibles con la calidad exigida, permiten asegurar que en t\u00e9rminos generales el sistema el\u00e9ctrico de la Cooperativa carece de sobreinversiones en recursos puestos a disposici\u00f3n de su servicio de distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nEn tal contexto se utiliz\u00f3 el m\u00e9todo del Valor Nuevo de Reposici\u00f3n (VNR), por considerarse m\u00e1s adecuado que el modelo de Costos Marginales, calcul\u00e1ndose entonces la anualidad del VNR de los activos puestos en juego.<\/p>\n

c) Costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento: El Costo de Operaci\u00f3n y Mantenimiento, se calculo aplic\u00e1ndole al VNR de cada una de las etapas, esto es Red de Alta, Media y Baja Tensi\u00f3n y transformaci\u00f3n de AT\/MT MT\/MT y MT\/BT, los siguientes porcentajes:<\/p>\n

Infraestructura puesta
\nPorcentaje de
\nal Servicio
\nOperac.y Manten
\nRed BT
\n6%
\nTransf 13,2\/BT
\n5%
\nTransf 33\/BT
\n3%
\nRed 13,2 KV
\n4%
\nRed 33 KV
\n4%
\nTransf. 33\/13,2 KV
\n5%
\nTransf. 132\/33\/13,2MT
\n2%
\nRed 132 KV
\n2%<\/p>\n

d) Costos Comerciales: Se tomaron los correspondientes costos de comercializaci\u00f3n registrados en el a\u00f1o 2003, esto es personal, mantenimiento y anualidad de bienes, asociados a las actividades de Conexi\u00f3n, Medici\u00f3n, Lectura de medidores, Facturaci\u00f3n, Env\u00edo de facturas, Cobranza, y Atenci\u00f3n al P\u00fablico.<\/p>\n

e) Costos de Administraci\u00f3n: Se adopt\u00f3 un porcentaje del 15% aplicado sobre todo la anualidad de bienes de la Cooperativa, o sea a los afectados a las redes y tambi\u00e9n a Comercializaci\u00f3n.<\/p>\n

Que en el an\u00e1lisis concreto de la solicitud presentada, se utilizaran, en la medida de lo posible, los criterios definidos en oportunidad de la determinaci\u00f3n de la tarifa quinquenal en el a\u00f1o 2001, y de la tarifa rural 2004;<\/p>\n

Que respecto a la Compra Mayorista, en este aspecto es fundamental resaltar que la propuesta efectuada por la Cooperativa Concordia presenta dos elementos que han sido considerados en forma err\u00f3nea e incorrecta dentro del c\u00e1lculo de las tarifas a usuarios finales;<\/p>\n

Que el primero de ellos es el IVA. Por una parte este impuesto resulta para la Distribuidora un balance de cr\u00e9ditos y d\u00e9bitos que tienden a su compensaci\u00f3n, debi\u00e9ndose luego abonar o acreditar solo la diferencia. Por otro lado el Cuadro Tarifario Provincial no tiene incluido este impuesto, sino que luego la Distribuidora lo adiciona al facturar, y seg\u00fan la situaci\u00f3n tributaria de cada cliente. Por lo tanto la inclusi\u00f3n del mismo en la compra mayorista tanto de potencia y energ\u00eda como de peaje, produce una incorrecta elevaci\u00f3n de tarifa. Esta situaci\u00f3n ha sido corregida en el an\u00e1lisis del Ente;<\/p>\n

Que el segundo es la forma de considerar el Fondo Nacional de Energ\u00eda El\u00e9ctrica. La Cooperativa ha incluido el mismo dentro del abastecimiento o Compra Mayorista. Los procedimientos actuales para actualizaci\u00f3n del Cuadro Tarifario, prev\u00e9n su inclusi\u00f3n dentro de la f\u00f3rmula de determinaci\u00f3n de la energ\u00eda a transferir a los par\u00e1metros de las tarifas a usuarios finales, como un t\u00e9rmino Pf. Si bien esta situaci\u00f3n no provocar\u00eda variaci\u00f3n en las tarifas, igualmente ha sido analizada y adecuada por el EPRE;<\/p>\n

Que respecto al traslado a tarifas de los costos de compra la Cooperativa no tuvo en cuenta lo establecido por Resoluci\u00f3n de Secretaria de Energ\u00eda N\u00ba326\/94. En efecto al ser consultada la Distribuidora en la Audiencia, la misma manifest\u00f3 que no se la tuvo en cuenta por considerar que lo justo es que se trasladen los<\/p>\n

costos reales incurridos por el Distribuidor, siendo esta la propuesta de la Cooperativa Concordia;<\/p>\n

Que la Resoluci\u00f3n N\u00ba 326\/94 de la Secretar\u00eda de Energ\u00eda de la Naci\u00f3n entre sus considerandos se\u00f1ala que es conveniente y oportuno establecer una metodolog\u00eda para el pasaje del precio estacional, pagado por los Distribuidores, a los usuarios finales fijando los correspondientes Precios de Referencia;<\/p>\n

Que habiendo la Provincia adherido oportunamente a los principios tarifarios contenidos en la Legislaci\u00f3n Nacional, la aplicaci\u00f3n de la Resoluci\u00f3n N\u00ba 326\/94 result\u00f3 obligatoria desde el inicio de las Concesiones de los Servicios de Distribuci\u00f3n y Comercializaci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica, y de tal forma qued\u00f3 plasmado en los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario;<\/p>\n

Que de este an\u00e1lisis surge que debe rechazarse la propuesta de la Distribuidora solicitante, e incorporar la aplicaci\u00f3n de la Resoluci\u00f3n de Secretaria de Energ\u00eda N\u00ba 326\/94 en los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario;<\/p>\n

Que en cuanto a los Costos de Capital debe destacarse que por la adaptaci\u00f3n natural entre la oferta y la demanda, producida por la absorci\u00f3n paulatina de reservas de capacidad, fruto de la falta de inversi\u00f3n de los \u00faltimos a\u00f1os, determina que en t\u00e9rminos generales el sistema el\u00e9ctrico de esta Cooperativa carece de sobreinversiones en recursos puestos a disposici\u00f3n de su servicio;<\/p>\n

Que esta situaci\u00f3n posibilita establecer los costos de capital a partir de la red existente, considerando que la misma se aproxima suficientemente a lo que se podr\u00eda denominarse la red ideal;<\/p>\n

Que este EPRE analiz\u00f3 m\u00e1s profundamente aquellos \u00edtems m\u00e1s influyentes, en cuanto a su incidencia tarifaria de los costos de capital. Las verificaciones fueron efectuadas en funci\u00f3n valores de mercado que maneja y de las unidades f\u00edsicas, dadas por longitudes de l\u00ednea por tipo constructivo y cantidades de subestaciones de transformaci\u00f3n por potencia, a su vez, las unidades f\u00edsicas fueron verificadas con los antecedentes obrantes en este Organismo;<\/p>\n

Que si bien existen algunas diferencias de orden menor entre los valores considerados por la Distribuidora y los estimados por este Ente, en forma general, se considera que el capital adoptado por la solicitante se ajusta lo suficiente para ser considerado razonable;<\/p>\n

Que el resto de los \u00edtems de Costos de Capital, de incidencia menor en la estructura tarifaria, fueron analizados t\u00e9cnicamente en forma general consider\u00e1ndose como aceptables los valores adoptados por la Cooperativa;<\/p>\n

Que una especial consideraci\u00f3n merece la inclusi\u00f3n, por parte de la Distribuidora, del capital en infraestructura de 132 kV. Como expresara la Cooperativa durante la Audiencia, en el a\u00f1o 2003 no estaba puesta en servicio, en realidad reci\u00e9n se habilitaron a mediados del 2005, por lo que aquellas instalaciones que no se encuentran puestas al servicio del usuario, no deben formar parte del capital a ser remunerado por la tarifa;<\/p>\n

Que adem\u00e1s a partir de la efectiva habilitaci\u00f3n de la Estaci\u00f3n Transformadora R\u00edo Uruguay, la Cooperativa comenz\u00f3 a pagar tarifas de peaje sustancialmente menores, las que deber\u00e1n ser consideradas en forma simult\u00e1nea al incremento de capital, en futuras revisiones tarifarias;<\/p>\n

Que por lo expresado, se mantuvieron los valores de infraestructura adoptados por la solicitante, pero se excluy\u00f3 las relacionadas con el nivel de 132 kV;<\/p>\n

Que respecto a la Tasa de Rentabilidad, de acuerdo a un an\u00e1lisis comparativo con tasas que por motivos tarifarios y otras cuestiones han sido utilizadas por el EPRE, se considera que la tasa de rentabilidad del 8% propuesta por la Distribuidora resulta razonable y viable a fin de remunerar el capital cooperativo, por lo tanto se acepta lo propuesto por la Cooperativa;el
\nor denominado KGGA es un coeficiente que permite asignar gastos generales de administraci<\/p>\n

Que en cuanto a los Costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento la Cooperativa Concordia, para el calculo tarifario presentado, consider\u00f3 que sus costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento, representaban los porcentajes mencionados en su presentaci\u00f3n y exposici\u00f3n;<\/p>\n

Que en el proceso de revisi\u00f3n tarifaria quinquenal del a\u00f1o 2001, este EPRE utiliz\u00f3 como referencia para estos costos, los contenidos en la publicaci\u00f3n \u201cEl proceso de c\u00e1lculo de los Cuadros Tarifarios de Empresas Distribuidoras de Electricidad\u201d efectuada por la Asociaci\u00f3n de Distribuidores de Energ\u00eda El\u00e9ctrica de la Republica Argentina (ADEERA), que establece valores l\u00edmites como porcentajes del VNR de las instalaciones que son utilizadas habitualmente en los c\u00e1lculos tarifarios, y que son:<\/p>\n

Costos de O&M
\nInstalaciones
\nM\u00ednimo
\nM\u00e1ximo
\nRed AT
\n1%
\n3%
\nET AT\/MT
\n2%
\n4%
\nRed MT
\n3%
\n6%
\nSET MT\/BT
\n2%
\n4%
\nRed BT
\n6%
\n9%<\/p>\n

Que en dicha oportunidad se adopt\u00f3 para la red promedio de EDEER SA, el 90% de los valores m\u00e1ximo propuestos por ADEERA;<\/p>\n

Que la comparaci\u00f3n de los valores adoptados en el a\u00f1o 2001 con los utilizados por la Cooperativa en esta oportunidad, se presentan en el siguiente cuadro:<\/p>\n

Costos de O&M
\nInstalaciones
\nRevisi\u00f3n 2001
\nPresentaci\u00f3n actual
\nRed AT
\n2,7%
\n2%
\nET AT\/MT
\n3,6%
\n2%
\nRed MT
\n5,4%
\n4%
\nSET MT\/BT
\n3,6%
\n4% (*)
\nRed BT
\n8,1%
\n6%
\n(*) Valor medio de 33\/BT y 13,2\/BT<\/p>\n

Que como puede observarse los valores utilizados por la Cooperativa resultan en la mayor\u00eda de los casos algo inferiores a los utilizados anteriormente por el EPRE, raz\u00f3n por la cual se estima razonable adoptar los valores propuestos;<\/p>\n

Que en cuanto a los Costos Comerciales, durante la Audiencia, este Ente requiri\u00f3 de la Distribuidora una aclaraci\u00f3n referida a este tema, espec\u00edficamente se consult\u00f3 qu\u00e9 porcentaje representaba el rubro personal en el total del costo comercial. Tal consulta fue realizada considerando que el gasto en personal afectado a las tareas comerciales resultaba excesivo;<\/p>\n

Que la respuesta de la Cooperativa fue que el porcentaje de gastos en recursos humanos dentro de los costos comerciales es del 66%, y que hab\u00eda que tener en cuenta que es una entidad monosucursal, de modo que para la cantidad de usuarios que tiene, est\u00e1 m\u00e1s o menos en l\u00ednea con otras entidades del mismo tipo;<\/p>\n

Que no siendo suficiente la explicaci\u00f3n brindada para justificar el elevado gasto en personal en estas tareas, este EPRE disminuy\u00f3 el mismo de manera que el costo propio de distribuci\u00f3n asociado a los gastos de comercializaci\u00f3n se redujo en un 7%;<\/p>\n

Que respecto a los Costos de Administraci\u00f3n, como ya se expresara, la Distribuidora calcul\u00f3 este rubro como un porcentaje del 15% aplicado sobre todo la anualidad de bienes de la Cooperativa, o sea a los afectados a las redes y tambi\u00e9n a Comercializaci\u00f3n;<\/p>\n

Que frente a la falta de elementos concretos para su dimensionamiento, se opt\u00f3 por calcular num\u00e9ricamente el resultado de su aplicaci\u00f3n y luego verificar \u00e9ste con elementos de comparaci\u00f3n disponibles;<\/p>\n

Que para validar el resultado, se analiz\u00f3 la relaci\u00f3n porcentual de los costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento, Comerciales y Administrativos o de estructura, sobre el total, comparando luego \u00e9stos con los que resultaron de la Revisi\u00f3n Tarifaria del 2001, los cuales fueron considerados representativos de una Empresa eficiente y adaptada (modelo), y con los utilizados en la modificaci\u00f3n de la Tarifa Rural en el a\u00f1o 2004;<\/p>\n

Que el resultado de esta comparaci\u00f3n es el siguiente:<\/p>\n

Rubro
\nAdoptados por el EPRE<\/p>\n

22001
\n22004
\nAAhora<\/p>\n

Operaci\u00f3n y Manten.
\n553,60%
\n552,30%
\n552,03%
\nComercializaci\u00f3n
\n223,10%
\n226,60%
\n330,09%<\/p>\n

Administraci\u00f3n
\n223,40%
\n221,10%
\n117,88%<\/p>\n

Que como resultado resumido puede decirse que los costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento representan un 52 % del total, en tanto los de Comercializaci\u00f3n y Estructura el 48 % restante, pr\u00e1cticamente iguales a los utilizados en el 2004, y suficientemente pr\u00f3ximos a la Empresa definida como operando eficientemente, mientras las peque\u00f1as diferencias entre Comercializaci\u00f3n y Administraci\u00f3n son compensadas entre s\u00ed. Por lo tanto, se adopta la propuesta de la Cooperativa;<\/p>\n

Que respecto a las P\u00e9rdidas, este EPRE efectu\u00f3 una consulta concreta durante el desarrollo de la Audiencia P\u00fablica; sint\u00e9ticamente se pregunt\u00f3 de donde se hab\u00edan tomado los factores de reducci\u00f3n o factores de p\u00e9rdida;<\/p>\n

Que la respuesta recibida se\u00f1alaba que trat\u00e1ndose de un Cuadro Tarifario \u00fanico para toda la Provincia, se hab\u00edan mantenido los factores de p\u00e9rdidas de los actuales Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario;<\/p>\n

Que con relaci\u00f3n a la respuesta dada, cabe recordar que los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario vigentes fueron aprobados por Resoluci\u00f3n N\u00ba 107\/01 EPRE teniendo en cuenta a la Distribuidora Provincial, en aquella \u00e9poca EDEER SA, incluyendo todos los niveles de tensi\u00f3n de la misma;<\/p>\n

Que Dicha Distribuidora compra la totalidad de la energ\u00eda y potencia en 132 kV, posee toda una red de distribuci\u00f3n en tal tensi\u00f3n, estaciones transformadoras de 132\/MT, y el resto de las instalaciones que aguas abajo permiten alimentar a los usuarios finales;<\/p>\n

Que por lo tanto los factores de reducci\u00f3n de los procedimientos mencionados incluyen las perdidas en l\u00edneas de alta tensi\u00f3n (AT), en estaciones transformadoras de AT\/MT, en todas las redes de media tensi\u00f3n (MT), en las estaciones de MT\/BT y en las l\u00edneas de baja tensi\u00f3n;<\/p>\n

Que para el caso de la Cooperativa Concordia, y como ha quedado demostrado, en el a\u00f1o 2003 no pose\u00eda instalaciones de alta tensi\u00f3n ni estaciones de AT\/MT puestas al servicio de los usuarios. Por lo tanto, resulta incorrecto considerar las p\u00e9rdidas en estos niveles. Adem\u00e1s dichas p\u00e9rdidas ya se encuentran incluidas en el peaje que abona la Cooperativa a ENERSA, o sea ya han sido cargadas por este medio a la tarifa;<\/p>\n

Que basado en estas consideraciones, el EPRE ha deducido de los factores de p\u00e9rdidas propuestos por la Distribuidora los correspondientes a las instalaciones de alta tensi\u00f3n y estaciones de AT\/MT;<\/p>\n

Que en cuanto a los Usuarios, para la evaluaci\u00f3n de impacto, se utiliz\u00f3 la informaci\u00f3n de mercado, correspondiente al a\u00f1o 2003, que la Cooperativa presenta mensualmente a este Ente con la apertura requerida que es la necesaria para este tipo de evaluaci\u00f3n;<\/p>\n

Que respecto a las Tasas de Conexi\u00f3n y Rehabilitaci\u00f3n, incluyendo el env\u00edo de aviso de suspensi\u00f3n y los Gastos de verificaci\u00f3n, se acepta la propuesta de la Cooperativa de incrementar estas Tasas en el mismo porcentaje en que se incremente el precio promedio del resto de los cargos del Cuadro Tarifario;<\/p>\n

Que del an\u00e1lisis realizado en funci\u00f3n de los principios establecidos en la Ley de Marco Regulatorio, considerando adem\u00e1s y en su medida, las cuestiones planteadas en la Audiencia P\u00fablica, surge que de la propuesta presentada por la Cooperativa Concordia, con las modificaciones introducidas por el EPRE, se obtiene como resultado un incremento del 15,7 % de la tarifa media de venta, respecto de la vigente para el per\u00edodo base de an\u00e1lisis;<\/p>\n

Que por lo tanto las Tasas de Conexi\u00f3n, de Rehabilitaci\u00f3n, env\u00edo de aviso de suspensi\u00f3n y gastos de verificaci\u00f3n, obtenidas para el \u00e1rea urbana incrementando las existentes en el porcentaje mencionado son:<\/p>\n

Colocaci\u00f3n de Medidor $ 14,30<\/p>\n

Conexiones
\nConexi\u00f3n a\u00e9rea b\u00e1sica $ 32,90
\nConexi\u00f3n a\u00e9rea especial $ 84,90
\nConexi\u00f3n subterr\u00e1nea b\u00e1sica $ 64,80
\nConexi\u00f3n subterr\u00e1nea especial $ 609,60<\/p>\n

Rehabilitaci\u00f3n del Servicio
\nT1 Uso Residencial y Rural $ 6,00
\nT1 Uso General, Rural General y T4 $ 35,80
\nTarifas 2,3 y 5 $ 95,20<\/p>\n

Env\u00edo aviso de suspensi\u00f3n $ 1,20
\nGastos de verificaci\u00f3n $ 3,10<\/p>\n

Que con los antecedentes hasta aqu\u00ed expresados, corresponde en esta etapa resolver sobre el Cuadro Tarifario, el R\u00e9gimen Tarifario, y el Procedimiento para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario, que resultar\u00e1 de aplicaci\u00f3n para todos los usuarios urbanos de las Distribuidoras, bajo el concepto de Cuadro Tarifario Provincial \u00danico;
\nQue para los Usuarios Urbanos se acepta la propuesta efectuada por la Cooperativa respecto del tope de la tarifa T1, a partir de ahora el l\u00edmite de la misma es hasta los 10 kW;<\/p>\n

Que por otra parte, teniendo en cuenta que la situaci\u00f3n social y econ\u00f3mica de los sectores de menores recursos sigue siendo la m\u00e1s vulnerable respecto de la existente en el a\u00f1o 2001, cuando en oportunidad de la actualizaci\u00f3n tarifaria se decidi\u00f3 mantener la estructura de precios para la tarifa T1 peque\u00f1os consumos, y teniendo en cuenta, parte de las recomendaciones de los Defensores de los Usuarios, de la Defensor\u00eda del Pueblo de la Ciudad de Paran\u00e1, y hasta expresiones del Presidente de la Cooperativa Concordia en el inicio de la Audiencia P\u00fablica, de que se mitigue el impacto del incremento tarifario en los sectores mas vulnerables, se traslad\u00f3 el porcentaje medio de incremento obtenido, a una estructura similar a la existente, atenuando en las tarifas residenciales de bajo consumo;<\/p>\n

Que adicionalmente la Intervenci\u00f3n defini\u00f3 que el incremento no deb\u00eda producir en ning\u00fan usuario de la provincia una tarifa que supere a la de las otras provincias de la Regi\u00f3n Centro, Santa Fe y C\u00f3rdoba, con lo cual no resulta posible incrementar las tarifas T2-Medianas Demandas, T3-Grandes Demandas, y sus asociadas T5-Otros Distribuidores y las tarifas de Peajes.<\/p>\n

Que el impacto final de aplicaci\u00f3n de este Cuadro Tarifario calculado para el per\u00edodo base 2003, para compatibilizarlo con el estudio presentado, aplicado al Mercado de la Cooperativa Concordia es:<\/p>\n

T1-Residencial<\/p>\n

Hasta 100 kWh-mes
\n9,2%
\nEntre 101 y 200 kWh-mes
\n11,7%
\nMas de 201 kWh-mes
\n15,2%<\/p>\n

T1-General
\n21,1%<\/p>\n

T4-Alumbrado P\u00fablico
\n16,3%<\/p>\n

Que asimismo este impacto, evaluado con datos actuales y Cuadro Tarifario vigente a enero de 2006 representa los siguientes porcentajes:<\/p>\n

T1-Residencial
\n13,3%
\nHasta 100 kWh-mes
\n9,3%
\nEntre 101 y 200 kWh-mes
\n11,0%
\nMas de 201 kWh-mes
\n14,9%<\/p>\n

T1-General
\n17,2%<\/p>\n

T4-Alumbrado P\u00fablico
\n14,9%
\nTarifa Media Total 10,8%<\/p>\n

Que con estos resultados se efect\u00fao la comparaci\u00f3n con las tarifas de las provincias de C\u00f3rdoba y Santa Fe, integrantes junto a Entre R\u00edos de la Regi\u00f3n Centro, concluy\u00e9ndose que las nuevas tarifas se encuentran en niveles levemente inferiores a las de la Regi\u00f3n;<\/p>\n

Que para el caso de la Provincia de Santa Fe se tom\u00f3 el Cuadro Tarifario de la EPE mientras que para la Provincia de C\u00f3rdoba se adopt\u00f3 el de la Empresa EPEC;<\/p>\n

Que es necesario destacar asimismo que tanto en Santa Fe como en C\u00f3rdoba los servicios operan en distintas condiciones de regulaci\u00f3n, por lo que no se puede precisar si dichas tarifas responden estrictamente a los costos involucrados;<\/p>\n

Que en cuanto al R\u00e9gimen Tarifario, las adaptaciones que ahora contempla la tarifa T1 s\u00f3lo hasta menos de 10 kW, se agrega como Anexo I integrante del presente;<\/p>\n

Que respecto al Procedimiento de Actualizaci\u00f3n del Cuadro, corresponden id\u00e9nticas apreciaciones que para el R\u00e9gimen Tarifario, y se adjunta tambi\u00e9n como Anexo II del presente;<\/p>\n

Que asimismo las nuevas Tasas de Conexi\u00f3n, de Rehabilitaci\u00f3n, Env\u00edo de aviso de suspensi\u00f3n y Gastos de verificaci\u00f3n, se adjunta como Anexo III del presente;<\/p>\n

Que los valores del Cuadro Tarifario Provincial que son modificados por la presente y que regir\u00e1n a partir del mes de Febrero de 2006, ser\u00e1n<\/p>\n

emitidos una vez que la Secretar\u00eda de Energ\u00eda de la Naci\u00f3n comunique los precios trimestrales del MEM, y CAMMESA publique la Programaci\u00f3n Estacional correspondiente;<\/p>\n

Que el an\u00e1lisis sistematizado de la propuesta original y las sucesivas modificaciones obran detalladamente en el Informe producido por la Gerencia Contratos de Concesi\u00f3n, del Expediente N\u00b0 115\/04 EPRE a cuyos t\u00e9rminos corresponde remitirse debiendo ser tomados como fundamentos de la presente Resoluci\u00f3n;<\/p>\n

Que se han producido los correspondientes dict\u00e1menes t\u00e9cnicos y legales, obrantes en el expediente de la referencia;<\/p>\n

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

Que por Decreto N\u00ba 1.127\/96 se ha dispuesto la Intervenci\u00f3n del Ente, por lo que en uso de sus facultades;<\/p>\n

EL INTERVENTOR DEL EPRE<\/strong>
\nRESUELVE :<\/strong><\/p>\n

ARTICULO 1\u00ba:<\/strong> Aprobar las modificaciones al R\u00e9gimen Tarifario vigente y las modificaciones a los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario
\nvigente, que integran la presente como Anexos I y II, que ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n para todas las Distribuidoras Concesionarias de jurisdicci\u00f3n provincial.<\/p>\n

ARTICULO 2\u00ba:<\/strong> Aprobar el Anexo III – Tasas de Conexi\u00f3n, Rehabilitaci\u00f3n y Gastos – que ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n para todas las Distribuidoras Concesionarias de jurisdicci\u00f3n provincial.<\/p>\n

ARTICULO 3\u00ba:<\/strong> Disponer que la aplicaci\u00f3n efectiva de la presente ser\u00e1 a partir del 1\u00b0 de Febrero de 2006.<\/p>\n

ARTICULO 4\u00ba:<\/strong> Registrar, notificar, publicar en el Bolet\u00edn Oficial y archivar.<\/p>\n

Arq. Francisco Taibi<\/strong>
\nInterventor Ente Provincial Regulador<\/strong>
\nde la Energ\u00eda de Entre R\u00edos<\/strong><\/p>\n

ANEXO I<\/strong><\/h5>\n

REGIMEN TARIFARIO<\/strong><\/p>\n

A.El punto 2. CLASIFICACION DE LOS USUARIOS del actual R\u00e9gimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:<\/p>\n

2. CLASIFICACION DE LOS USUARIOS
\nA los efectos de su ubicaci\u00f3n en el Cuadro Tarifario, cuyo formato se adjunta a este documento, los usuarios se clasifican en las siguientes categor\u00edas:
\nUsuarios de peque\u00f1as demandas:
\nSon aquellos cuya demanda m\u00e1xima es inferior a 10 (diez) kW (kilovatios).
\nUsuarios de medianas demandas:
\nSon aquellos cuya demanda m\u00e1xima promedio de 15 minutos consecutivos es igual o superior a 10 (diez) kW e inferior a 50 (cincuenta) kW.
\nUsuarios de grandes demandas:
\nSon aquellos cuya demanda m\u00e1xima promedio de 15 minutos consecutivos, es de 50 (cincuenta) kW (kilovatios) o m\u00e1s.
\nAlumbrado P\u00fablico:
\nSon los usuarios que utilizan el suministro para el servicio p\u00fablico de se\u00f1alamiento luminoso, iluminaci\u00f3n y alumbrado.
\nOtros Distribuidores Provinciales:
\nSon los reconocidos por el EPRE de acuerdo con lo establecido en el Marco Regulatorio El\u00e9ctrico de la Provincia (Art\u00edculo 9\u00b0, Ley 8916).<\/p>\n

B.El punto 3.1. Aplicaci\u00f3n de la Tarifa 1 del actual R\u00e9gimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:<\/p>\n

3.1. Aplicaci\u00f3n de la Tarifa 1
\nLa Tarifa 1 se aplica para cualquier uso de la energ\u00eda el\u00e9ctrica a los usuarios cuya demanda m\u00e1xima no es superior a los 10 kW.<\/p>\n

C.El punto 3.5. Cambios de Categor\u00eda del actual R\u00e9gimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:<\/p>\n

3.5. Cambios de Categor\u00eda
\nSi la potencia m\u00e1xima registrada, en m\u00e1s del 30% del total de per\u00edodos de facturaci\u00f3n dentro de un a\u00f1o calendario, superara el valor de 10 kW, tope m\u00e1ximo de demanda para esta categor\u00eda de usuarios, LA DISTRIBUIDORA convendr\u00e1 con el usuario las condiciones de cambio a la categor\u00eda correspondiente.<\/p>\n

D.El punto 4.1. Aplicaci\u00f3n del actual R\u00e9gimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:<\/p>\n

4.1. Aplicaci\u00f3n
\nLa Tarifa 2 se aplicar\u00e1 para cualquier uso de la energ\u00eda el\u00e9ctrica a los usuarios de Medianas Demandas, cuya demanda m\u00e1xima es igual o superior a 10 kW e inferior a 50 kW.<\/p>\n

E.El punto 4.6. Cambios de Categor\u00eda del actual R\u00e9gimen Tarifario se reemplaza por el siguiente texto:<\/p>\n

4.6. Cambios de Categor\u00eda<\/p>\n

Si la potencia m\u00e1xima registrada, en 50 % o m\u00e1s del total de per\u00edodos de facturaci\u00f3n dentro de un a\u00f1o calendario, superara el valor de 50 kW, tope m\u00e1ximo de demanda para esta categor\u00eda de usuarios, LA DISTRIBUIDORA convendr\u00e1 con el usuario las condiciones de cambio a la categor\u00eda de Grandes Demandas.
\nSi durante 50 % o m\u00e1s de los per\u00edodos de facturaci\u00f3n el usuario re<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

02 de Febrero de 2006 VISTO: La Resoluci\u00f3n N\u00b0 25\/05 EPRE que dispuso convocar a Audiencia P\u00fablica con el objeto de considerar la solicitud de Modificaci\u00f3n de Tarifas El\u00e9ctricas a Usuarios Urbanos de Peque\u00f1as, Medianas y Grandes Demandas, del Cuadro Tarifario vigente formulada por la Cooperativa El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Ltda.; y<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[8],"tags":[],"class_list":["post-487","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-resoluciones"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/487","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=487"}],"version-history":[{"count":3,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/487\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":3829,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/487\/revisions\/3829"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=487"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=487"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=487"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}