{"id":5512,"date":"2022-12-23T14:15:40","date_gmt":"2022-12-23T14:15:40","guid":{"rendered":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/?p=5512"},"modified":"2023-05-03T13:16:34","modified_gmt":"2023-05-03T13:16:34","slug":"resolucion-n-219-22","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/resolucion-n-219-22\/","title":{"rendered":"Resoluci\u00f3n N\u00b0 219 \/ 2022"},"content":{"rendered":"\n<p class=\"has-text-align-right\"><strong>RESOLUCI\u00d3N EPRE N\u00b0 219\/22 <\/strong><br><strong>EXPTE. EPRE N\u00b0 292\/20<\/strong><\/p>\n\n\n\n<p class=\"has-text-align-right\"><strong>PARAN\u00c1, 23 de diciembre de 2022<\/strong><\/p>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li><a href=\"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/Resolucion-219-22.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noreferrer noopener\">Descargar Resoluci\u00f3n en formato PDF<\/a><\/li>\n\n\n\n<li><a href=\"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/Anexo-I-Resolucion-219-22.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noreferrer noopener\">Descargar Anexo I en formato PDF<\/a><\/li>\n\n\n\n<li><a href=\"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/Resolucion-219-22-Anexo-II.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noreferrer noopener\">Descargar Anexo II en formato PDF<\/a><\/li>\n\n\n\n<li><a href=\"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/Resolucion-219-22-Anexo-III.pdf\" target=\"_blank\" rel=\"noreferrer noopener\">Descargar Anexo III en formato PDF<\/a><\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<p><strong>VISTO:<\/strong><\/p>\n\n\n\n<p>Los Art\u00edculos 32 y 33\u00b0 de la Ley N\u00b0 8916 de Marco Regulatorio El\u00e9ctrico para la Provincia de Entre R\u00edos, los Art\u00edculos 18o a 22\u00b0 de los Contratos de Concesi\u00f3n de las distribuidoras, aprobados por Decretos N\u00b0 734\/12 GOB para Energ\u00eda de Entre R\u00edos S. A. (ENERSA) y N\u00b0 1859\/13 MPIYS para las restantes distribuidoras cooperativas, y las Resoluciones EPRE N\u00b0 110\/13,255\/20, 59\/21 y 116\/22; y<\/p>\n\n\n\n<p><strong>CONSIDERANDO:<\/strong><\/p>\n\n\n\n<p>Que de acuerdo a lo previsto por el Art\u00edculo 32\u00b0 de la Ley de Marco Regulatorio N\u00b0 8916, como as\u00ed tambi\u00e9n en los Contratos de Concesi\u00f3n del servicio p\u00fablico econ\u00f3mico de distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica de la Provincia de Entre R\u00edos, firmado por el Poder Concedente con ENERSA, mediante Decreto N\u00b0 7341\/12 y con el resto de las Distribuidoras Cooperativas, conforme Decreto N\u00b0 1859\/13, se prev\u00e9n Revisiones Tarifarias Quinquenales durante la vigencia de los contratos.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la \u00faltima Revisi\u00f3n Tarifaria Quinquenal fue realizada el 31 de agosto de 2016 y fue resuelta mediante Resoluci\u00f3n EPRE N\u00b0 168\/16, donde se decidi\u00f3 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 para la Revisi\u00f3n Tarifaria Integral de dicho per\u00edodo quinquenal. Tambi\u00e9n, dispuso que los planteos realizados en la Audiencia P\u00fablica y que excedieron su objeto, fueran trasladados a los organismos pertinentes para su conocimiento y consideraci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que relacionado a lo tarifario, se aprobaron las modificaciones al Anexo III de los Contratos de Concesi\u00f3n de las Distribuidoras denominado \u00abR\u00e9gimen Tarifario\u00bb y Anexo IV \u00abProcedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario\u00bb, conforme a lo que establecido en los Anexos I y II de la precitada Resoluci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, originariamente, mediante Resoluci\u00f3n N\u00b0 255\/20 del 17 de diciembre de 2020, se dispuso realizar, en cumplimiento de lo establecido en los Contratos de Concesi\u00f3n, la <\/p>\n\n\n\n<p>Revisi\u00f3n Tarifaria Quinquenal, que tendr\u00eda vigencia para el per\u00edodo comprendido entre el I o de julio de 2021 y el 30 de junio de 2026, aprob\u00e1ndose los criterios que se establecieron en la Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 92\/15 y estableci\u00e9ndose como fecha l\u00edmite para la presentaci\u00f3n de propuestas de las distribuidoras el d\u00eda 28 de febrero de 2021.<\/p>\n\n\n\n<p>Que posteriormente, por Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 59\/21 del 29 de marzo 2021, atendiendo al pedido de las distribuidoras y dada la situaci\u00f3n de emergencia sanitaria por la pandemia del Covid-19, se decidi\u00f3 la modificaci\u00f3n del Art\u00edculo 3 o de la Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 255\/20, estableci\u00e9ndose como fecha l\u00edmite para la presentaci\u00f3n de propuestas de las distribuidoras el d\u00eda 29 de abril de 2022, dejando aclarado que las propuestas a presentar por las distribuidoras deb\u00edan estar valorizadas en pesos argentinos al 31 de diciembre de 2021.<\/p>\n\n\n\n<p>Que por Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 116\/22, se convoc\u00f3 a Audiencia P\u00fablica para el d\u00eda 31 de agosto de 2022 en la ciudad de Villaguay, con el objeto de tratar las propuestas presentadas por las distribuidoras que establecer\u00e1n las condiciones que regir\u00e1n el servicio p\u00fablico econ\u00f3mico el\u00e9ctrico hasta el 30 de junio de 2026 inclusive.<\/p>\n\n\n\n<p>Que por la propia Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 116\/22, 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\n\n\n<p>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 a la Defensor\u00eda 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\n\n\n<p>Que la Ley N\u00b0 8916 en los aspectos tarifarios establece en Art\u00edculo N\u00b0 30, que <em>\u00abLos servicios prestados por los distribuidores ser\u00e1n ofrecidos a tarifas justas y razonables, las que se ajustar\u00e1n a los siguientes principios: 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. b) Deber\u00e1 tenerse en cuenta las diferencias de costos que existan<\/em> <\/p>\n\n\n\n<p><em>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, c) El precio de venta de electricidad a los usuariosfinales, 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\u00b0 24065. 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\u00bb.<\/em><\/p>\n\n\n\n<p>Que la referida Ley 8916 puntualiza en su Art\u00edculo N\u00b0 31: <em>\u00abLas 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\u00bb.<\/em> Adem\u00e1s, en su Art\u00edculo N\u00b0 32 inciso 4 prev\u00e9 que <em>\u00abLas tarifas estar\u00e1n sujetas a ajustes que permitan reflejar cualquier cambio en los costos del concesionario, que \u00e9ste no pueda controlar\u00bb.<\/em><\/p>\n\n\n\n<p>Que la Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 255\/20, estableci\u00f3 que resultar\u00eda de aplicaci\u00f3n el anexo de la Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 92\/15 EPRE, en cuanto reglament\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\n\n\n<p>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\n\n\n<p>Que, para el an\u00e1lisis de dichas presentaciones, las propuestas deb\u00edan incluir como m\u00ednimo:<\/p>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Informaci\u00f3n sistematizada t\u00e9cnica, comercial y financiera reciente para utilizarla como antecedente para el actual estudio del Valor Agregado de Distribuci\u00f3n (VAD).<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Estudios del Mercado El\u00e9ctrico.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Dise\u00f1o de la Empresa Modelo.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Tecnolog\u00edas de Redes.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Costos Unitarios para la valorizaci\u00f3n del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Optimizaci\u00f3n T\u00e9cnica-Econ\u00f3mica del Sistema El\u00e9ctrico Modelo.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>C\u00e1lculo de las p\u00e9rdidas Infraestructura y Equipamiento para el cumplimiento de la Calidad de Servicio establecida.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Optimizaci\u00f3n de los Costos de Operaci\u00f3n y Mantenimiento.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Optimizaci\u00f3n de los Costos Comerciales y de P\u00e9rdidas.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Optimizaci\u00f3n de los Costos Indirectos.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>C\u00e1lculo de la Tasa de Actualizaci\u00f3n.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Categor\u00edas Tarifarias y asignaci\u00f3n de costos.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Procedimientos de Ajuste de Costos de Distribuci\u00f3n.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<p>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 a la celebraci\u00f3n de la RTI .<\/p>\n\n\n\n<p>Que el d\u00eda 29 de abril de 2022, la Empresa Energ\u00eda de Entre R\u00edos -ENERSA-, mediante Nota GC N\u00b0 70\/22, present\u00f3 una solicitud de extensi\u00f3n del plazo para la presentaci\u00f3n de propuestas, motivado en la necesidad de realizaci\u00f3n de revisiones finales. En igual fecha, el Se\u00f1or Presidente del Consejo Regional Entre R\u00edos de la Federaci\u00f3n de Cooperativas El\u00e9ctricas &#8211; FACE, solicit\u00f3 tambi\u00e9n una extensi\u00f3n del plazo para la presentaci\u00f3n de propuestas.<\/p>\n\n\n\n<p>Que mediante Nota E P R E N\u00b0 205 del 3 de mayo de 2022 se le comunica a ENERSA y a F A C E la concesi\u00f3n de una extensi\u00f3n del plazo de presentaci\u00f3n de diez (10) d\u00edas h\u00e1biles a partir de la fecha l\u00edmite establecida por Art. I o de la Resoluci\u00f3n EPRE N\u00b0 59\/21.<\/p>\n\n\n\n<p>Que en fecha 29 de abril de 2022, la distribuidora Cooperativa El\u00e9ctrica y Otros Servicios de Concordia Limitada, hacen la presentaci\u00f3n de la informaci\u00f3n y documentaci\u00f3n correspondiente a su propuesta de c\u00e1lculo de tarifas y los criterios para el estudio de costos de distribuci\u00f3n para la formulaci\u00f3n de propuestas establecidos en la Resoluci\u00f3n EPRE N\u00b0 92\/2015.<\/p>\n\n\n\n<p>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 2021, aportando como informaci\u00f3n lo siguiente:<\/p>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>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<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>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<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>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<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Antecedentes de performance de la red y de calidad: Estad\u00edsticas de Fallas en los distintos nieles de tensi\u00f3n de la red, \u00edndices de calidad de suministro por semestre e \u00edndices de calidad de producto -nivel de tensi\u00f3n y perturbaciones- de los \u00faltimos dos a\u00f1os.<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Antecedentes de informaci\u00f3n reportada al EPRE: Se adjunt\u00f3 informaci\u00f3n reportada al E P R E en el marco de la Resoluci\u00f3n 92\/14, requerida por Nota E P R E 67\/22<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<p>Que, con referencia al Estudio del Mercado El\u00e9ctrico Proyecci\u00f3n de la Demanda solicitado, las proyecciones se ha realizado el an\u00e1lisis de la evoluci\u00f3n de cantidad de clientes, facturaci\u00f3n de energ\u00eda y demanda m\u00e1xima, per\u00edodo 2014-2021.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Cooperativa prev\u00e9 en tal sentido un crecimiento de las ventas de energ\u00eda del 0,99 % para un incremento de clientes del 2% en el per\u00edodo 2021-2026, donde los usuarios residenciales representan casi el 90% de los usuarios y la mitad de la demanda.<\/p>\n\n\n\n<p>Que para la determinaci\u00f3n de la red t\u00e9cnica-econ\u00f3micamente \u00f3ptima y adaptada al mercado el\u00e9ctrico, se desarrollaron las siguientes fases:<\/p>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Evaluaci\u00f3n del Mercado El\u00e9ctrico<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Evaluaci\u00f3n del Marco Regulatorio -calidad de servicio y producto t\u00e9cnico-<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Determinaci\u00f3n de las opciones tecnol\u00f3gicas y de arquitectura de la red por zona caracter\u00edstica<\/li>\n\n\n\n<li>Determinaci\u00f3n de costos est\u00e1ndar de instalaci\u00f3n<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Procesamiento de alternativas y determinaci\u00f3n de las redes adaptadas<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<ul class=\"wp-block-list\">\n<li>Calculo del Valor Nuevo de Reposici\u00f3n adaptado<\/li>\n<\/ul>\n\n\n\n<p>Que el Valor Nuevo de Reposici\u00f3n de la red adaptada para la Cooperativa arroja un valor de $9.780.383,50 a diciembre de 2021, incluyendo conexiones y activos no el\u00e9ctricos.<\/p>\n\n\n\n<p>Que el an\u00e1lisis de las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas para la red adaptada en B T arroja como resultados 7,77% en potencia y 6,33% en energ\u00eda.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, con respecto a las p\u00e9rdidas inevitables o no t\u00e9cnicas, en la propuesta se considera en B T , un incremento del 2% de la venta de BT.<\/p>\n\n\n\n<p>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 situaci\u00f3n actual se considera apropiado adoptar un valor del 8% como tasa de actualizaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la propuesta no realiza un an\u00e1lisis de reasignaci\u00f3n de costos entre distintos segmentos tarifarios, por considerar que no resulta oportuna por parte de la Cooperativa proporcionar estas alternativas de asignaci\u00f3n de costos, que trasladan el pago de costos de unos segmentos de clientes a otros.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Cooperativa opina considerando m\u00e1s conveniente, tanto para el desarrollo arm\u00f3nico del sistema y tratamiento igualitario de todos los clientes la aplicaci\u00f3n de costos medios a todas las circunstancias, motivo por el cual de manera natural quedaran subsidiados los servicios que demandan mayores costos, como por ejemplo los servicios rurales.<\/p>\n\n\n\n<p>Que los nuevos valores tarifarios solicitados por esta distribuidora Cooperativa implicar\u00edan un saldo de ingreso de neto del orden del 175%, pero teniendo presente que en el a\u00f1o en curso recibieron un incremento del 42% en sus ingresos brutos, el incremento requerido sobre VAD para alcanzar el nivel de ingresos, ser\u00eda del 43%, que se reflejar\u00eda en un 20% en las tarifas finales.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la propuesta incluye un Procedimiento de Ajuste de los Costos de Distribuci\u00f3n que considera: a) Por variaciones significativas de precios y salarios; b) Por incremento en la eficiencia, considerando en a), para los Valores de VAD: \u00edndices de Precios Mayoristas, Mano de obra Inversi\u00f3n, un mix de Salarios de la Uni\u00f3n Obrera de la Construcci\u00f3n y 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 Gastos de Administraci\u00f3n y explotaci\u00f3n t\u00e9cnica y comercial, \u00cdndice de variaci\u00f3n salarios de Luz y fuerza y mayorista no agropecuario, para los Costos fijo por cliente: \u00edndice de variaci\u00f3n salarios de Luz y fuerza y mayorista no agropecuario.<\/p>\n\n\n\n<p>Que las Cooperativas General Jos\u00e9 de San Martin Limitada, de Electricidad y Otros Servicios P\u00fablicos de La Paz Limitada y de Servicios P\u00fablicos Villaguay Limitada, hacen sus respectivas presentaciones para el tercer per\u00edodo tarifario, de acuerdo a lo elaborado por la empresa Grupo Mercados Energ\u00e9ticos Consultores (GME), conforme al Marco regulatorio y teniendo en cuenta los criterios para el estudio de costos de distribuci\u00f3n para la formulaci\u00f3n de propuestas establecidos en la Resoluci\u00f3n EPRE N\u00b0 92\/15.<\/p>\n\n\n\n<p>Que las presentaciones de las tres Cooperativas precitadas se hacen bajo el mismo esquema de informe y de acuerdo a los datos e informaci\u00f3n requerida de cada una, por lo que se efectuar\u00e1 una consideraci\u00f3n general y luego una individual con los datos concretos.<\/p>\n\n\n\n<p>Que los estudios presentados para el c\u00e1lculo del Valor Agregado de Distribuci\u00f3n (VAD), desarrollaron el c\u00e1lculo de los Costos de Explotaci\u00f3n Eficientes de las distribuidoras y el Valor Nuevo de Reemplazo, adoptando dentro del modelo regulatorio, el de la determinaci\u00f3n de los ingresos requeridos por las distribuidoras para solventar los costos econ\u00f3micos del servicio que presta.<\/p>\n\n\n\n<p>Que los supuestos y condiciones particulares en los que se basan los estudios presentados, tienen en cuenta los costos de explotaci\u00f3n, de personal y del capital de trabajo de una empresa ideal gestionada de forma prudente y eficiente, adopt\u00e1ndose el m\u00e9todo de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) para determinar el valor de los activos, y el costos de capital se determina asignado a los bienes de uso vida \u00fatil media representativa y el costo de oportunidad del capital se determina con el m\u00e9todo CAPM \/ WACC, que brindar\u00e1 las tasa de descuento o rentabilidad a utilizarse.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en cuanto a los costos de abastecimiento, los estudios consideran que no deben ocasionar efectos en la gesti\u00f3n financiera gracias a su tratamiento con el mecanismo de pass-<\/p>\n\n\n\n<p>through, comput\u00e1ndose como costos a recuperar los indirectos que se devengan por su administraci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, a los fines de la determinaci\u00f3n de los ingresos requeridos por las distribuidoras, el estudio considera en el VAD con la integraci\u00f3n de dos componentes: a) Anualidad: representa el valor anual que remunera, con la tasa regulatoria estipulada, el capital inmovilizado de los activos de uso y b) Explotaci\u00f3n: son las erogaciones necesarias a la gesti\u00f3n corriente del ejercicio considerado. Estos costos se trasladan a la tarifa para cada nivel de tensi\u00f3n a trav\u00e9s del cuadro tarifario.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la tasa de remuneraci\u00f3n al capital considerado en los tres estudios, utilizando el m\u00e9todo CAPM\/WACC, por el cual el primero permite determinar el costo del capital propio, esto es el rendimiento reconocido a los accionistas y considerando el f\u00ednanciamiento de la expansi\u00f3n, operaci\u00f3n y mantenimiento, se financia con capital propio y endeudamiento, se adiciona al CAPM, el costo marginal de endeudamiento, lo cual les da una tasa de costo de capital antes de impuestos del 12,29% y como en ello se considera expresada en t\u00e9rmino reales (sin inflaci\u00f3n), debe estar acompa\u00f1ada de alg\u00fan mecanismo de actualizaci\u00f3n tarifaria peri\u00f3dica que permita el reconocimiento de incremento de costos debido al aumento de los precios internos.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en sus estudios de proyecci\u00f3n, el anexo del informe considera para la Cooperativa General Jos\u00e9 de San Mart\u00edn, una demanda de energ\u00eda proyectada con un crecimiento del 2,67%, en cuanto a cantidad de usuarios un incremento anual del 1,47% y de demanda m\u00e1xima operada, una tasa de crecimiento del 2,40%, estimando una potencia para el a\u00f1o 2026 de 11.882 Mw.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Cooperativa General Jos\u00e9 de San Mart\u00edn considera en su estudio un Valor Nuevo de Reposici\u00f3n &#8211; V N R el\u00e9ctrico de $1.368.050.314 y un VNR no el\u00e9ctrico de $54.722.013, lo que determina, aplicando la tasa de costo de capital (12,29%), una remuneraci\u00f3n por la suma de $171.137.109 y $14.450.056, respectivamente. Como capital de trabajo una doceava parte de la facturaci\u00f3n mensual $3.819.704 y costos de explotaci\u00f3n por $127.852.708 e incobrables por $3.729.572, lo cual arroja un VAD a valores de diciembre de 2021 de $320.989.148.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en sus estudios de proyecci\u00f3n, el anexo del informe considera para la Cooperativa de Electricidad y Otros Servicios P\u00fablicos La Paz, una demanda de energ\u00eda proyectada con un crecimiento del 2,57%, en cuanto a cantidad de usuarios un incremento anual del 2,49% y de demanda m\u00e1xima operada, una tasa de crecimiento del 2,01%, estimando una potencia para el a\u00f1o 2026 de 16.552 Mw.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Electricidad y Otros Servicios P\u00fablicos La Paz considera en su estudio un Valor Nuevo de Reposici\u00f3n &#8211; V N R el\u00e9ctrico de $2.185.621.135 y un VNR no el\u00e9ctrico de $87.424.853, lo que determina, aplicando la tasa de costo de capital (12,29%), una remuneraci\u00f3n por la suma de $273.458.727 y $23.085.665, respectivamente. Como capital de trabajo una doceava parte de la facturaci\u00f3n mensual $5.757.822 y costos de explotaci\u00f3n por $290.104.193 e incobrables por $5.621.958, lo cual arroja un VAD a valores de diciembre de 2021 de $598.028.365.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en sus estudios de proyecci\u00f3n, el anexo del informe considera para la Cooperativa de Servicios P\u00fablicos Villaguay, una demanda de energ\u00eda proyectada con un crecimiento del 0,00%, en cuanto a cantidad de usuarios un incremento anual del 2,57% y de demanda m\u00e1xima operada, una tasa de crecimiento del 0,00%, estimando una potencia para el quinquenio de 2.203 Mw.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Cooperativa General Jos\u00e9 de San Mart\u00edn considera en su estudio un Valor Nuevo de Reposici\u00f3n &#8211; V N R el\u00e9ctrico de $1.158.767.243 y un VNR no el\u00e9ctrico de $46.350.690, lo que determina, aplicando la tasa de costo de capital (12,29%), una remuneraci\u00f3n por la suma de $ 144.934.126 y $ 12.239.500, respectivamente. Como capital de trabajo una doceava parte de la facturaci\u00f3n mensual $642.394 y costos de explicaci\u00f3n por $55.739.102 e incobrables por $627.236, lo cual arroja un VAD a valores de diciembre de 2021 de $214.182.357.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la empresa ENERSA presento el Estudio Tarifario elaborado para el Tercer Per\u00edodo Tarifario que comprende el per\u00edodo I o de julio de 2021 al 30 de junio de 2026, conforme a los Criterios para el Estudio de los Costos de Distribuci\u00f3n establecidos en la Resoluci\u00f3n N\u00b0 92\/15.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la presentaci\u00f3n comprende las necesidades de inversi\u00f3n para asegurar el abastecimiento en la Provincia, resultando necesarias realizar importantes obras de infraestructura de la red trasmisi\u00f3n en 132 kV y Estaciones Transformadores de 132\/33\/13,2 kV, como consta en su informe anexo.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la presentaci\u00f3n de ENERSA realizada por la empresa Grupo Mercados Energ\u00e9ticos Consultores, consta de un informe general y de Anexo I &#8211; Proyecci\u00f3n de Demanda, Anexo II &#8211; Determinaci\u00f3n de la Tasa de Reinversi\u00f3n, Anexo III &#8211; Determinaci\u00f3n del Valor Nuevo de Reemplazo, Anexo IV Costos de Explotaci\u00f3n, Anexo V &#8211; Caracterizaci\u00f3n de la demanda, Anexo VI &#8211; Inversiones Previstas en Trasmisi\u00f3n, Anexo VII &#8211; R\u00e9gimen Tarifario, Anexo VIII &#8211; Procedimiento de C\u00e1lculo del Cuadro Tarifario y Cuadro Tarifario.<\/p>\n\n\n\n<p>Que en el Informe General se expresa que el objetivo del estudio es determinar los ingresos necesarios para que ENERSA pueda operar durante el per\u00edodo tarifario quinquenal, cubriendo los costos operativos razonables y prudentes y realizar las inversiones de una planificaci\u00f3n t\u00e9cnica y econ\u00f3mica que permita abastecer la demanda de los usuarios cumpliendo con los niveles de calidad exigidos por la regulaci\u00f3n y su contrato de concesi\u00f3n. Que el estudio de ENERSA, al igual que el de las Cooperativas precedentes, adopta dentro del modelo regulatorio, el de la determinaci\u00f3n de los ingresos requeridos por las distribuidoras para solventar los costos econ\u00f3micos del servicio que presta.<\/p>\n\n\n\n<p>Que los supuestos y condiciones particulares en los que se basan los estudios presentados, tienen en cuenta los costos de explotaci\u00f3n, de personal y del capital de trabajo gestionados en forma eficiente y prudente, con la metodolog\u00eda de una empresa de referencia (ER), adopt\u00e1ndose el m\u00e9todo de Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) para determinar el valor de los activos y el costos de capital se determina asignado a los bienes de uso vida \u00fatil media representativa y el costo de oportunidad del capital se determina con el m\u00e9todo CAPM \/ WACC, que brindar\u00e1 las tasa de reinversi\u00f3n a utilizarse.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en cuanto a los costos de abastecimiento, los estudios consideran que no deben ocasionar efectos en la gesti\u00f3n financiera gracias a su tratamiento con el mecanismo de pass-through, comput\u00e1ndose como costos a recuperar los indirectos que se devengan por su administraci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, a los fines de la determinaci\u00f3n de la tasa de reinversi\u00f3n, se utiliza el m\u00e9todo CAPM\/WACC, por el cual el primero permite determinar el costo del capital propio, esto es el rendimiento reconocido a los accionistas y considerando el financiamiento de la expansi\u00f3n, operaci\u00f3n y mantenimiento, se financia con capital propio y endeudamiento, se adiciona al CAPM, el costo marginal de endeudamiento, lo cual les da una tasa de costo de capital antes de impuestos del 12.29% (7,99% real despu\u00e9s de impuestos) y como se considera expresada en t\u00e9rmino reales (sin inflaci\u00f3n), debe estar acompa\u00f1ada de alg\u00fan mecanismo de actualizaci\u00f3n tarifaria peri\u00f3dica que permita el reconocimiento de incremento de costos debido al aumento de los precios internos.<\/p>\n\n\n\n<p>Que para la determinaci\u00f3n de la base de capital de activos el\u00e9ctricos se considera el VNR de red adaptada t\u00e9cnica y econ\u00f3micamente a la demanda y corresponde a la valorizaci\u00f3n \u00f3ptima de aquellas instalaciones de distribuci\u00f3n que permitan atender los requerimientos del mercado real. Para determinar ello se consider\u00f3 el siguiente procedimiento: 1-Desagregaci\u00f3n de las instalaciones en grupos de an\u00e1lisis en funci\u00f3n del nivel de tensi\u00f3n. 2-Definici\u00f3n de las metodolog\u00edas de an\u00e1lisis para cada grupo de an\u00e1lisis para la determinaci\u00f3n de la red eficiente y 3. Valorizaci\u00f3n a precios de mercado eficientes.<\/p>\n\n\n\n<p>Que seg\u00fan el estudio presentado el VNR el\u00e9ctrico optimizado de ENERSA arroja un valor total de $83.888.397.103.000 y adicionalmente se realiz\u00f3 el valor de reemplazo real, que corresponde al valor real de los activos reales que actualmente tiene la empresa como parte de su inventario, arrojando un valor de $85.172.010.580.000, dando como resultado un 1.53% por arriba del VNR optimizado y la red de media tensi\u00f3n es la que incrementa su valor (10,1%), dada su importante participaci\u00f3n en el total del VNR (23%).<\/p>\n\n\n\n<p>Que para la determinaci\u00f3n de los costos de explotaci\u00f3n se estimaron con la metodolog\u00eda de la empresa de referencia (ER), por lo que no necesariamente refleja los costos operativos reales, pero no es una empresa ficticia, sino una empresa real que atiende su mercado y administra sus activos teniendo en cuenta los niveles de calidad exigidos.<\/p>\n\n\n\n<p>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. Proyecciones que parten del a\u00f1o 2021 pero se analizaron series hist\u00f3ricas de clientes y energ\u00eda desde el a\u00f1o 2005.<\/p>\n\n\n\n<p>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\n\n\n<p>Que como resultado de estas proyecciones, se obtuvo para el quinquenio una tasa de crecimiento de la demanda de energ\u00eda del 3,88%, la cual baja al 3,28% para el segundo tramo (2026-2031) y del 2,60% en la cantidad de usuarios y otra del 2.33% para el segundo tramo (2026-2031), 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\n\n\n<p>Que ENERSA efectu\u00f3 los estudios de caracterizaci\u00f3n de la carga, la cual es necesaria para identificar el patr\u00f3n de consumo esperado para cada grupo, con el objeto de asignar los costos del servicio de acuerdo con el criterio de responsabilidad en el uso del sistema el\u00e9ctrico y los costos de abastecimiento de energ\u00eda, permitiendo tambi\u00e9n la realizaci\u00f3n de estudios m\u00e1s precisos del sistema el\u00e9ctrico tales como dimensionamiento de las redes, detecci\u00f3n de nuevos usos de energ\u00eda y desarrollo de modelos sectoriales para la agregaci\u00f3n de cargas y de p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y no t\u00e9cnicas.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la ejecuci\u00f3n de la campa\u00f1a se realiz\u00f3 en base a mediciones efectuadas entre marzo del a\u00f1o 2021 y febrero \/ marzo del a\u00f1o 2022, para las tarifas T I , T2, T3, T5 y P3B, mientras que para el resto de los usuarios de peajes se hicieron entre enero del a\u00f1o 2021 y febrero del a\u00f1o 2022, las cuales fueron desagregadas en d\u00edas h\u00e1biles, semi-h\u00e1biles y no h\u00e1biles por categor\u00eda. Para la categor\u00eda T4 se utiliz\u00f3 una curva de carga estimada en funci\u00f3n del promedio anual de encendido y apagado de luminarias.<\/p>\n\n\n\n<p>Que para la construcci\u00f3n del movimiento de energ\u00eda y potencia se tomaron en consideraci\u00f3n las p\u00e9rdidas t\u00e9cnicas y no t\u00e9cnicas y resumiendo son: &#8211; Perdidas no t\u00e9cnicas 4,6% (referidas al ingreso de energ\u00eda en AT sin considerar peajes) y las P\u00e9rdidas T\u00e9cnicas son Energ\u00eda: A T 1,66% MT 2,46 % y B T 6,44% &#8211; Potencia: A T 1,88% MT 2,81% y B T 7,98%.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la base de capital est\u00e1 compuesta por los activos el\u00e9ctricos (VNR el\u00e9ctrico), de los activos no el\u00e9ctricos (VNR no el\u00e9ctrico = activos no el\u00e9ctricos + capital de trabajo) y luego a esta base de capital se le aplica la anualidad de la tasa de reinversi\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>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 2021, seg\u00fan lo establecido en la Resoluci\u00f3n N\u00b0 92\/15 EPRE .<\/p>\n\n\n\n<p>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 servidumbres asociadas a las l\u00edneas que atraviesan zonas rurales. Los valores son indicados en pesos, considerando una tasa de cambio de $84,15 por d\u00f3lar, valor al 31 de diciembre de 2020.<\/p>\n\n\n\n<p>Que el resultado de la base de capital a remunerar arroja un valor de costo aproximado de 12.026 millones de pesos a diciembre de 2020, compuestos de $10.466 millones por bienes el\u00e9ctricos, de 1.429 millones y 130 millones de capital de trabajo.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, con referencia a los costos de explotaci\u00f3n, calculados en una primera instancia se corresponden con el a\u00f1o base 2020 y se informa un total de $4.923 millones; en tanto 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\n\n\n<p>Que se identificaron todos los procesos inherentes a la gesti\u00f3n que debe realizar la Distribuidora para el cumplimiento de sus responsabilidades.<\/p>\n\n\n\n<p>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\n\n\n<p>Que los costos integrantes de los de explotaci\u00f3n fueron organizados en los siguientes rubros: personal, materiales, servicios y otros.<\/p>\n\n\n\n<p>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\n\n\n<p>Que para los salarios de los \u00abCargos Base\u00bb se consideraron en funci\u00f3n al Convenio Colectivo de Trabajo de la Federaci\u00f3n Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLyF) y, de la misma manera, el salario de los \u00abCargos Profesionales\u00bb 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). En tanto que, para los \u00abFuera de convenio\u00bb se tom\u00f3 como referencia la revisi\u00f3n tarifaria anterior, las cuales se basaron en informaci\u00f3n adoptada por la Agencia Nacional de Energ\u00eda El\u00e9ctrica de Brasil (ANEEL), en el proceso de revisi\u00f3n de tarifa en ese pa\u00eds.<\/p>\n\n\n\n<p>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 $16.950 millones\/a\u00f1o para el per\u00edodo 2021-2026, a valores de diciembre de 2020.<\/p>\n\n\n\n<p>Que el cuadro tarifario propuesto por ENERSA fue realizado teniendo en cuenta las siguientes premisas en el R\u00e9gimen Tarifario: 1) Se busc\u00f3 que las tarifas T3 se acerquen a las tarifas econ\u00f3micas correspondientes. 2) Los cargos por unidad de potencia en las tarifas T3 se reparten 50% en punta y 50% en fuera de punta. 3) Los cargos comerciales mantienen la estructura del cuadro tarifario vigente, pero considerando un incremento de aproximadamente el 72% respecto de dicho cuadro tarifario. 4) Se busc\u00f3 nivelar los precios de los distintos bloques en los casos de las tarifas T I . 5) Se busc\u00f3 que la tarifa T4 se acerque la tarifa econ\u00f3mica. 6) Para el resto de las tarifas se busc\u00f3 acercarlas a la tarifa econ\u00f3mica, pero considerando una transici\u00f3n m\u00e1s lenta.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, como parte de la propuesta se realizaron adecuaciones al r\u00e9gimen tarifario y al procedimiento de c\u00e1lculo tarifario, dentro del R\u00e9gimen Tarifario: a) Se incorporaron dentro de las categor\u00edas tarifarias vigentes a los usuarios Electrodependientes, Tarifa Social y Entidades de Bien P\u00fablico, b) Estacionalidad Especial para los usuarios T3 BT. c) Se incorpora a los usuarios Peque\u00f1os Generadores seg\u00fan Decreto 4315\/16 y en el Procedimiento de c\u00e1lculo Tarifario: a) Se actualizaron los par\u00e1metros de traslado de Precios Mayoristas, b) Se incorpor\u00f3 la Tarifa Inyecci\u00f3n Usuarios Peque\u00f1os Generadores de acuerdo al Decreto 4315\/16 por tipo de usuario, c) Se actualiz\u00f3 la f\u00f3rmula de adecuaci\u00f3n del VAD y ponderadores.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, la audiencia p\u00fablica, es un verdadero tr\u00edptico secuencial, compuesto por tres momentos: el antes (las presentaciones realizadas previas a la AP) que fuera analizado precedentemente, el durante (el desarrollo de la AP) y el despu\u00e9s (el acto administrativo que dicta el EPRE en consecuencia de las dos primeras etapas). As\u00ed las cosas, es momento de plasmar lo que se dijo durante el desarrollo de la Audiencia P\u00fablica, de conformidad a lo manifestado por los participantes e intervinientes.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la distribuidora ENERSA comenz\u00f3 su presentaci\u00f3n alegando que, en tiempo y forma, present\u00f3 el expediente que tramit\u00f3 dicha audiencia, con el estudio tarifario que contiene todas las pautas y an\u00e1lisis t\u00e9cnicos conforme a la metodolog\u00eda establecida por el ente. Manifest\u00f3 que la finalidad fue la de cumplir los principios tarifarios de contar con <em>tarifas justas y razonables<\/em> para todos los usuarios de los distintos sectores y actividades, de manerade lograr equilibrar las necesidades de: <em>acceso universal al servicio con idea social, seguridad, confiabi\/idad y calidad de abastecimiento de la energ\u00eda presente y futura, sostenibilidad ambiental y contribuir al desarrollo econ\u00f3mico, social, productivo y tecnol\u00f3gico de la provincia.<\/em> Aleg\u00f3 que los costos operativos y de inversi\u00f3n que determinaronsu presentaci\u00f3n, tienen elementos que lo condicionan fuertemente, tales como: la dispersi\u00f3n de activos, el tama\u00f1o del \u00e1rea de cobertura, la red vial disponible, los m\u00e1s de siete mil trazados h\u00eddricos que cuenta la Provincia, la menor densidad poblacional concentrada que cuenta la empresa para distribuir energ\u00eda y la calidad del servicio, tomando para esto \u00faltimo dos indicadores: FMIC (de falla) y T T I C (de tiempo de duraci\u00f3n de la falla). En este sentido, aleg\u00f3 que cuando se producen recomposici\u00f3n de sus ingresos, los indicadores de falla y duraci\u00f3n se reducen constantemente en tanto que cuando existen restricciones presupuestarias, estos indicadores comienzan a subir (conforme gr\u00e1fico que exhibieron de los \u00faltimos cinco a\u00f1os). Expres\u00f3 tambi\u00e9n que la ley de marco regulatorio provincial se\u00f1ala que <em>las tarifas de distribuci\u00f3n deber\u00e1n posibilitar una razonable tasa en la medida que operen las empresas con eficiencia.<\/em> La caracterizaci\u00f3n de la demanda es, a su entender, uninsumo fundamental para lo que es posterior el dise\u00f1o de las tarifas. Entendieron, adem\u00e1s, que se deben valorizar de manera \u00f3ptima aquellas instalaciones que el operador, en el caso ENERSA, requiere para prestar el servicio de manera eficiente, cumpliendo con los est\u00e1ndares de calidad de servicio requeridos atendiendo, adem\u00e1s, a las p\u00e9rdidas de potencia y energ\u00eda. Para finalizar, determin\u00f3 en su presentaci\u00f3n el valor (en pesos argentinos y a diciembre de 2021) de los ingresos que requiere ENERSA anualmente para operar, mantener expandir sus redes de distribuci\u00f3n (incluidos el VNR el\u00e9ctrico y no el\u00e9ctrico), en la suma de diecis\u00e9is mil novecientos cincuenta mil millones.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, a su turno, el Consejo Regional F A C E manifest\u00f3 que las Cooperativas La Paz (grande), San Mart\u00edn (mediana) y Villaguay (muy peque\u00f1a) decidieron hacer una \u00fanica presentaci\u00f3n (que sea representativa del grupo de cooperativas de la provincia de Entre R\u00edos), insistiendo en la necesidad de crear un <em>fondo compensador de tarifas<\/em> cuya finalidad es la de financiar los mayores costos que le originan al sector cooperativa el hecho de abastecer mercados menos desarrollados (los valores a compensar surgen de las diferencias entre los costos totales y los ingresos que origina la aplicaci\u00f3n del cuadro tarifario \u00fanico). Fondo que, a su entender, podr\u00eda ser financiado con la parte que le corresponde anualmente a la provincia del Fondo Nacional de Energ\u00eda El\u00e9ctrica y los aportes que asigna el Poder Ejecutivo al Fondo de Desarrollo Energ\u00e9tico en cuanto a regal\u00edas e Impuesto Provincial al Consumo de la Energ\u00eda. Adem\u00e1s, manifest\u00f3 que han desarrollado una estimaci\u00f3n, es decir, un c\u00e1lculo de cu\u00e1l es el valor que debe incurrir en estas cooperativas para tener costos de explotaci\u00f3n a partir de la empresa modelo y la anualidad del capital (activos fijos que cuenta la cooperativa). En el caso de Villaguay requerir\u00eda, seg\u00fan dicho calculo que han desarrollado, un valor agregado de distribuci\u00f3n de doscientos catorce millones de pesos a pesos de diciembre de 2021. En el caso de la cooperativa San Mart\u00edn ese valor agregado de distribuci\u00f3n ascender\u00eda a unos trescientos veinte millones de pesos al a\u00f1o, de nuevo, precios de diciembre del 2021. Finalmente, en el caso de la cooperativa La Paz ese valor agregado de distribuci\u00f3n para poder operar de manera eficiente y con una gesti\u00f3n adecuada, ascender\u00eda a noventa y ocho millones de pesos anuales.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, la Cooperativa El\u00e9ctrica de Concordia manifest\u00f3 que, si bien la creaci\u00f3n del fondo compensador no implicar\u00eda una gran incidencia (por tener indicadores bastante equilibrados), vendr\u00eda a resolver muchos problemas de las restantes cooperativas de la provincia (medianas y peque\u00f1as). Aleg\u00f3 que <em>la tarifa es justa y razonable,<\/em> pero se tiene que repensar el tema del peaje. Sostuvo tambi\u00e9n que su presentaci\u00f3n tuvo como objetivo realizar la propuesta de actualizaci\u00f3n de los conceptos incluidos en la tarifa de distribuci\u00f3n. Por \u00faltimo, al realizar la propuesta de actualizaci\u00f3n de los conceptos incluidos en la tarifa de distribuci\u00f3n, concluy\u00f3 que los ingresos por VAD deber\u00edan sumar para el quinquenio dos mil cuatrocientos millones de pesos, a valores de diciembre 2021.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, luego, la Federaci\u00f3n Argentina de Luz y Fuerza, manifest\u00f3 que nadie puede negar que, por la devaluaci\u00f3n de nuestra moneda, producto del desajuste de los costos y precios relativos, las empresas distribuidoras que nos brindan el servicio el\u00e9ctrico se han visto <\/p>\n\n\n\n<p>afectadas. Por ello, proclaman y reclaman el cumplimiento de dos condiciones elementales: la accesibilidad y la sustentabilidad a la energ\u00eda. Conceptos que, a su entender, permiten deducir que no hay sustentabilidad sin un precio suficiente como tampoco habr\u00eda accesibilidad con un precio que el usuario no pueda afrontar.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, el Sindicato de Luz y Fuerza de Entre R\u00edos, manifest\u00f3 que nuestra Provincia no se encuentra ajena al dif\u00edcil contexto inflacionario que se vivi\u00f3 y se vive a nivel nacional, provincial, agravado en su mayor parte por esta pandemia, incluso afectando a gran parte de la poblaci\u00f3n mundial. Con todo este dif\u00edcil contexto econ\u00f3mico y sus efectos en provocar devaluaci\u00f3n en nuestra moneda, genera una variaci\u00f3n de los costos y precios operativos a nuestras empresas distribuidoras que proporcionan un servicio esencial y de calidad. Sin perjuicio de ello, agradecieron al Poder Ejecutivo Provincial por haber interpretado la necesidad de esclarecer a toda la sociedad c\u00f3mo es el proceso de actualizaci\u00f3n de tarifas el\u00e9ctricas en la provincia, mediante la realizaci\u00f3n de la audiencia p\u00fablica (mecanismo que hace a la transparencia institucional de los actos de gobierno). A su turno, el Secretario General Sergio Men\u00e9ndez, manifest\u00f3 que nos encontramos ante una situaci\u00f3n econ\u00f3mico social muy complicada que nos coloca en la doble responsabilidad (la que vive el sector el\u00e9ctrico y la sociedad entrerriana) a la hora de opinar sobre el precio justo de un servicio p\u00fablico. Adem\u00e1s, destac\u00f3 a la audiencia p\u00fablica como herramienta fundamental para que toda la sociedad pueda emitir su opini\u00f3n, argumentos y propuestas. Reconoci\u00f3, adem\u00e1s, que hay una necesidad por parte de la empresa distribuidora y de todas las cooperativas, de mejorar sus sistemas para poder llegar a todo aquel sector que solicita el servicio el\u00e9ctrico de calidad, calidad en Entre R\u00edos altamente positiva y una de las mejores del pa\u00eds. Aleg\u00f3 que los legisladores tendr\u00edan que estar en esta audiencia p\u00fablica tambi\u00e9n emitiendo su opini\u00f3n: <em>\u00abno hay ning\u00fan legislador, creo yo, anotado para emitir una opini\u00f3n sobre, a favor o en contra, de lo que es un modelo regulatorio o de lo que es un modelo tarifario para poder brindar un servicio el\u00e9ctrico. Ac\u00e1 es donde se deben dejar las propuestas y donde se deben debatir\u00bb.<\/em> Agreg\u00f3 que las inversiones necesarias que se tienen que hacer en el sectorenerg\u00e9tico son urgentes y deben estar contempladas en los cuadros tarifarios, ya que muchas veces energ\u00eda m\u00e1s barata no significa calidad de servicio.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, a su turno, la Seccional Litoral de A P U A Y E (Asociaci\u00f3n Profesionales Universitarios del Agua y la Energ\u00eda El\u00e9ctrica), manifest\u00f3 que la baja consideraci\u00f3n del precio justo de la energ\u00eda el\u00e9ctrica nuevamente gener\u00f3 en la demanda una inadecuada se\u00f1al sobre la escasez del recurso y del real costo de infraestructura de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n, induciendo al uso ineficiente y al derroche de la energ\u00eda el\u00e9ctrica. Por ello, A P U A Y E sostuvo la necesidad de armonizar la oferta y la demanda de electricidad, mejorando la oferta por medio de mayores inversiones en infraestructura y promoviendo pol\u00edticas de eficiencia energ\u00e9tica, el uso racional de la energ\u00eda y la actualizaci\u00f3n peri\u00f3dica de los niveles tarifarios del servicio de electricidad. Reconocieron como un objetivo central que la prestaci\u00f3n del servicio de electricidad a cargo de las distribuidoras provinciales se satisfaga bajo par\u00e1metros de calidad, eficiencia y racionalidad, considerando las caracter\u00edsticas y particularidades de este servicio p\u00fablico, que a la vez es esencial y estrat\u00e9gico. Por ello, a su entender, las tarifas deben cubrir en forma adecuada y realista los costos eficientes de explotaci\u00f3n y de expansi\u00f3n, aportando ingresos que aseguren la sustentabilidad del sistema, a fin de satisfacer necesidades de los usuarios actuales y futuros. Adem\u00e1s, A P U A Y E consider\u00f3 en su exposici\u00f3n que es razonable, dada la situaci\u00f3n actual del sector el\u00e9ctrico y socioecon\u00f3mico nacional y provincial, que las distribuidoras prevean trabajar con escenarios de razonable tasa de rentabilidad que les permita afrontar un plan de inversiones adecuado a las necesidades y previsiones actuales. Para ello, consider\u00f3 conveniente que los ingresos por ventas no se retrasen m\u00e1s en t\u00e9rminos reales, siendo conveniente a su entender, autorizar los ajustes tarifarios que surjan como razonables de la evaluaci\u00f3n de la variaci\u00f3n del VAD en base a la re expresi\u00f3n completa de todas las variables que intervienen en su c\u00e1lculo dado que, seg\u00fan las proyecciones actuales de los flujos financieros de las distribuidoras, se reafirma la insuficiencia financiera con retraso tarifario, lo que impone la revisi\u00f3n del cuadro tarifario vigente a la fecha. Finaliz\u00f3 su exposici\u00f3n sosteniendo que A P U A Y E considera conveniente que el EPRE autorice el incremento tarifario que le permita a las distribuidoras la prestaci\u00f3n del servicio con la calidad y eficiencia adecuada y, al mismo tiempo, afrontar los planes de inversiones que garanticen la capacidad del sistema el\u00e9ctrico provincial para atender la demanda de manera sostenible y que permita, adem\u00e1s, una necesaria actualizaci\u00f3n salarial del personal  dependiente de las distribuidoras, a fin de lograr con ello un equilibrio de las remuneraciones por la depreciaci\u00f3n monetaria y la inflaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, posteriormente, participa el Centro Comercial, Industrial y de la Producci\u00f3n de Concepci\u00f3n del Uruguay, por intermedio del Ing. Elbio Woeffray, requiri\u00f3 que el EPRE en el cuadro tarifario, establezca una revisi\u00f3n de la tarifa T1G con una modificaci\u00f3n en el esquema y que este sea progresivo, llev\u00e1ndolo en forma similar a un usuario con tarifa T2, hacia una tarifa plana.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, luego, la Direcci\u00f3n General de Defensa del Consumidor y Lealtad Comercial de Entre R\u00edos, expres\u00f3 que la totalidad de la documental que el ente subi\u00f3 a la p\u00e1gina WEB, cumple con lo que manda la Constituci\u00f3n, la Ley de Defensa del Consumidor y las normas provinciales. Por \u00faltimo, solicit\u00f3 que el EPRE emita el acto administrativo dentro del plazo legal y que el r\u00e9gimen tarifario sea justo, razonable y transparente.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, a su turno, el Defensor de los Derechos de Usuarios designado por el Colegio de la Abogac\u00eda (Dr. Alejandro Canavesio), comenz\u00f3 felicitando a los actores del sector el\u00e9ctrico provincial porque en tiempos de pandemia han brindado un servicio de excelencia, mientras muchos se quedaban en el hogar, los trabajadores del sector el\u00e9ctrico estuvieron a la altura y brindaron un servicio que nunca se cort\u00f3. Por otro lado, manifest\u00f3 que la din\u00e1mica de crecimiento del sector energ\u00e9tico, est\u00e1 correlacionado con el crecimiento de variables macroecon\u00f3micas y poblacionales. Continu\u00f3 alegando que, a criterio de esa defensor\u00eda, al no aplicarse correctamente lo establecido por la Ley Nacional 24.065 (que prev\u00e9 el ajuste peri\u00f3dico de tarifas el\u00e9ctricas), ha llevado al uso creciente de subsidios y a la ca\u00edda de inversiones privadas. Por otro lado, consider\u00f3 como trascendente y en resguardo de los derechos de usuarios, el bajar la carga tributaria que contiene la boleta de luz. Se\u00f1al\u00f3 adem\u00e1s que la tarifa que se fije debe ser justa y razonable, tal que asegure la prestaci\u00f3n de servicio con la calidad pactada en condiciones de eficiencia; y que los se\u00f1ores usuarios tienen que tener convicci\u00f3n en ese sentido, de que es necesario buscar tarifas que permitan la prestaci\u00f3n del servicio, pues no se debe permitir una tarifa que lleven a m\u00e1rgenes de ganancia irrazonable, pero pretender una tarifa por debajo de los costos ni m\u00e1s ni menos es provocar la quiebra de las empresas distribuidoras, qued\u00e1ndonos sin el correspondiente servicio. De la presentaci\u00f3n en estudio, a criterio de la defensor\u00eda, existen datos suficientes para inferir a simple vista que existe un incremento de los costos de estructura, operaci\u00f3n y mantenimiento y comercializaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, por \u00faltimo, el Defensor de los Derechos de los Usuarios designado por el Colegio de Ingenieros Especialistas (Ing. Facundo Cuestas), destac\u00f3 que, de todas las inversiones previstas, en ninguna parte de ninguno de los documentos de ninguna de las distribuidoras, se mencion\u00f3 ning\u00fan concepto de evoluci\u00f3n tecnol\u00f3gica. Por ende, lo que plantea es poner en marco de discusi\u00f3n una nueva revisi\u00f3n tarifaria pero que establezca par\u00e1metros y est\u00e1ndares de exigencia en la calidad del servicio con un claro foto en la evoluci\u00f3n tecnol\u00f3gica, la eficiencia energ\u00e9tica y la sustentabilidad.<\/p>\n\n\n\n<p>Que debe recordarse, que desde el primer periodo 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 Unico, de aplicaci\u00f3n para todas las Distribuidoras de jurisdicci\u00f3n provincial.<\/p>\n\n\n\n<p>Que las presentaciones elaboradas por las Distribuidoras, cumplen con los requisitos establecidos en la Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 09\/15, aplicable seg\u00fan lo dispuesto en la Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 255\/20 del 17 de diciembre de 2020.<\/p>\n\n\n\n<p>Que las propuestas presentadas por las distribuidoras Cooperativas \u00abLa Paz\u00bb, \u00abVillaguay\u00bb, \u00abSan Mart\u00edn\u00bb y \u00abConcordia\u00bb, no contienen los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario, en funci\u00f3n al incremento de VAD que cada una de estas distribuidoras ha solicitado.<\/p>\n\n\n\n<p>Que las campa\u00f1as de medici\u00f3n llevadas a cabo por la distribuidora ENERSA que representa el 70% del mercado provincial, 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 y su participaci\u00f3n en la determinaci\u00f3n proporcional de las tafias econ\u00f3micas de cada una de ellas.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Tasa de Actualizaci\u00f3n presentada por las Distribuidoras del 12,29%, antes de impuestos, es pr\u00e1cticamente coincidente y en sinton\u00eda con las determinadas en las \u00faltimas revisiones tarifarias y utilizada en forma similar por el ENRE en sus revisiones tarifarias.<\/p>\n\n\n\n<p>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\n\n\n<p>Que los incrementos de VAD en $\/MWh solicitados por las Distribuidoras ENERSA y Cooperativa \u00abConcordia\u00bb representan, salvando las escalas empresarias y a las fechas de actualizaci\u00f3n, pr\u00e1cticamente los mismos incrementos en tarifa promedio final.<\/p>\n\n\n\n<p>Que debe tenerse presente que la Secretar\u00eda de Energ\u00eda del Ministerio de Econom\u00eda de la Naci\u00f3n, por Resoluci\u00f3n N\u00b0 627 del 25\/08\/2022, implemento el r\u00e9gimen de segmentaci\u00f3n de subsidios establecido en el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N\u00b0 332\/22, definiendo tres segmentos de usuarios y usuarias residenciales con niveles de subsidios diferenciados, a saber: Nivel 1 &#8211; Mayores Ingresos: Usuarios y usuarias, quienes tendr\u00e1n a su cargo el costo pleno del componente energ\u00eda del respectivo servicio; Nivel 2 &#8211; Menores Ingresos: Usuarios y usuarias, a quienes, tomando como referencia el \u00e1mbito de jurisdicci\u00f3n nacional, el impacto en la factura que genere la correcci\u00f3n del componente energ\u00eda, equivaldr\u00e1 a un incremento porcentual total anual en su factura que no podr\u00e1 superar el CUARENTA POR CIENTO (40%) del Coeficiente de Variaci\u00f3n Salarial (CVS) del a\u00f1o anterior; y Nivel 3 &#8211; Ingresos Medios: Usuarios y usuarias, no comprendidos en los Niveles 1 y 2, a quienes, tomando como referencia el \u00e1mbito de jurisdicci\u00f3n nacional, el impacto en la factura que genere la correcci\u00f3n del componente Energ\u00eda, equivaldr\u00e1 a un incremento porcentual total anual en su factura de hasta el OCHENTA POR CIENTO (80%) del Coeficiente de Variaci\u00f3n Salarial (CVS) del a\u00f1o anterior.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la resoluci\u00f3n de esta Revisi\u00f3n Tarifaria se da en el marco de proceso macroecon\u00f3mico de alta inflaci\u00f3n, luego de un contexto de emergencia sanitaria y de pandemia cuyos efectos persisten, habi\u00e9ndose establecido desde el Gobierno Nacional mecanismo de asignaci\u00f3n de subsidios m\u00e1s justos y razonables, a trav\u00e9s de un esquema de segmentaci\u00f3n de usuarios residenciales, de acuerdo a los ingresos monetarios y patrimonio del grupo familiar conviviente, estableciendo tres niveles de usuarios.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en este escenario, le cabe al E P R E la dif\u00edcil tarea de velar para que el usuario consumidor del servicio p\u00fablico econ\u00f3mico el\u00e9ctrico pague el menor costo posible -tarifas justas y razonables-, garantizando un servicio que sea transparente, adecuado, regular, <\/p>\n\n\n\n<p>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\n\n\n<p>Que por la razones explicitadas en la Resoluci\u00f3n E P R E N\u00b0 59\/21 del 29 de marzo 2021, se decidi\u00f3 la modificaci\u00f3n del Art\u00edculo 3o de la Resoluci\u00f3n EPRE N\u00b0 255\/20, estableci\u00e9ndose como fecha l\u00edmite para la presentaci\u00f3n de propuestas de las distribuidoras el d\u00eda 29 de abril de 2022, con lo cual se ha pospuesto el periodo inicial de este quinquenio, por lo que se establecer\u00e1 un nuevo cuadro tarifario inicial, con vigencia a partir del I o de febrero de 2023, el cual ser\u00e1 expresado en la moneda de inicio del per\u00edodo tarifario y a partir de all\u00ed ser\u00e1 adecuado trimestralmente, conforme al procedimiento previsto en los Contratos de Concesi\u00f3n y en lo dispuesto en el Anexo II de la presente resoluci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, durante el a\u00f1o 2020, no hubo aumento de VAD en la provincia de Entre R\u00edos, en el a\u00f1o 2021 solo hubo un \u00fanico incremento del 15% en tarifa media global y durante el a\u00f1o 2022 un 40,3% tambi\u00e9n en tarifa media global conforme a la aplicaci\u00f3n del factor de adecuaci\u00f3n trimestral de tarifa, lo que arroja como resultado que en los \u00faltimos 36 meses (3 a\u00f1os), el VAD ha aumentado 1,54% en forma mensual y 18,48% en forma anual. Sin embargo, durante igual per\u00edodo (a\u00f1os 2020, 2021 y 2022) la macroeconom\u00eda ha sufrido los efectos de una alta inflaci\u00f3n, muy superior a esos guarismos, los cuales superan ampliamente el tope del 10% trimestral (40% al a\u00f1o), establecido para la adecuaci\u00f3n de tarifa;<\/p>\n\n\n\n<p>Que atendiendo a lo solicitado por las empresas distribuidoras y por los defensores del usuario, desde este Ente, se considera razonable, oportuno y conveniente, disponer los incrementos del Valor Agregado de Distribuci\u00f3n en su implicancia econ\u00f3mica y determinarlo en forma equivalente a su consecuencia en la Tarifa Media Global, estableci\u00e9ndose ello en forma <em>gradual,<\/em> a fin de dar adecuada respuesta a las necesidades y requerimientos que necesitan las distribuidoras provinciales y a los derechos de los usuarios, de tener una <em>tarifajusta y razonable<\/em> y a que se conozca con <em>debida anticipaci\u00f3n<\/em> el costo del servicio. Por ello, \u00e9ste ente establecer\u00e1 los incrementos del Valor Agregado de Distribuci\u00f3n (VAD) en <em>etapas anuales<\/em> (sin perjuicio de la aplicaci\u00f3n de la adecuaci\u00f3n tarifaria que <\/p>\n\n\n\n<p>trimestralmente corresponda por efecto de la inflaci\u00f3n), siendo la del primer a\u00f1o equivalente en forma aproximada en la Tarifa Media Global del 20% para el a\u00f1o 2023, del 15% para el a\u00f1o 2024, del 10% para el a\u00f1o 2025 y 10% para el a\u00f1o 2026.<\/p>\n\n\n\n<p>Que en el Anexo de Procedimiento de C\u00e1lculo de Cuadro Tarifario que por la presente se aprueba, se establecen en el punto E) COSTOS D E DISTRIBUCI\u00d3N, los cargos de los costos de distribuci\u00f3n (determinados a moneda de febrero 2023) que se aplicaran en forma gradual durante los a\u00f1os 2023, 2024,2025 y 2026 y sobre los cuales se aplicaran las correspondientes adecuaciones establecidas en el punto D) de dicho Anexo;<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en consecuencia, para la determinaci\u00f3n del cuadro inicial se establece un incremento de VAD equivalente en forma aproximada a lo que representa un incremento del 20% de la tarifa media global sobre el cuadro tarifario vigente y que se aplicar\u00e1 como cuadro inicial del tercer per\u00edodo tarifario, con vigencia a partir del I o de febrero 2023 el cual se adecuar\u00e1 trimestralmente, conforme al mecanismo de adecuaci\u00f3n previstos en los contratos de concesi\u00f3n aprobados por Decretos del Poder Ejecutivo, a fin de cumplir con el principio de estabilidad tarifaria establecido en el inciso a) del Art\u00edculo 30: 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\n\n\n<p>Que, en ninguna de las presentaciones, tanto las distribuidoras Cooperativas como la de ENERSA, presentan modificaciones a la Calidad del Servicio El\u00e9ctrico prestado, ni modificaciones al Reglamento de Suministro vigente incluidos en los Contratos de Concesi\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p>Que atento a las actualizaciones y modificaciones producidas, conforme la propuesta presentada por la distribuidora ENERSA en relaci\u00f3n al R\u00e9gimen Tarifario, se incorporan dentro de las categor\u00edas tarifarias vigentes a los usuarios: Electrodependientes, Tarifa Social Entidades de Bien P\u00fablico, se dispone la incorporaci\u00f3n de los usuarios con Estacional i dad Especial en Tarifa 3 de Baja Tensi\u00f3n y se incorpora a los Usuarios Peque\u00f1os Generadores (seg\u00fan Decreto 4315\/16), por lo que corresponde aprobar un nuevo R\u00e9gimen Tarifario y en <\/p>\n\n\n\n<p>consecuencia modificar el Anexo III REGIMEN TARIFARIO de los Contratos de Concesi\u00f3n de todas las distribuidoras.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Resoluci\u00f3n N\u00b0 218-E\/2016 MEyM ha determinado que para el cumplimiento de la Ley N\u00b0 27218 referida a Entidades de Bien P\u00fablico, se las deber\u00e1 considerar tarifariamente como usuarios Residenciales.<\/p>\n\n\n\n<p>Que la Secretaria de Energia del Ministerio de Econom\u00eda de la Naci\u00f3n, por Resoluci\u00f3n N\u00b0742 del 01\/11\/2022, estableci\u00f3 la aplicaci\u00f3n de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y del Precio Estabilizado de la Energ\u00eda (PEE) en el MERCADO EL\u00c9CTRICO MAYORISTA (MEM), definidos actualmente por la Resoluci\u00f3n N\u00b0 719 de fecha 28 de octubre de 2022 de esa Secretar\u00eda y las sucesivas que en un futuro la reemplacen, para el segmento del \u00abNivel 2 &#8211; Menores Ingresos\u00bb, conforme lo establecido por el Decreto N\u00b0 332 de fecha 16 de junio de 2022, correspondiente a la demanda de energ\u00eda el\u00e9ctrica declarada por los Agentes Distribuidores y\/o Prestadores del Servicio P\u00fablico de Distribuci\u00f3n del MEM y del MEMSTDF, como destinada a abastecer a Clubes de Barrio y del Pueblo, o por otros prestadores del servicio p\u00fablico de distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica dentro del \u00e1rea de influencia o concesi\u00f3n del Agente Distribuidor.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, conforme a los estudios de proyecci\u00f3n y caracterizaci\u00f3n de demanda, la propuesta contiene variaciones al Anexo IV de los contratos de concesi\u00f3n, Procedimiento de c\u00e1lculo Tarifario, el cual se modifica por la actualizaron los par\u00e1metros de traslado de Precios Mayoristas, la incorporaci\u00f3n tarifaria de inyecci\u00f3n de Usuarios Peque\u00f1os Generadores (Decreto 4315\/16) por tipo de usuario y la actualizaci\u00f3n de la f\u00f3rmula de adecuaci\u00f3n del VAD y ponderadores.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, ante el planteo de contar con un Fondo Compensador de Tarifas, realizado por FACE en la audiencia p\u00fablica, vale decir que lo manifestado excede al marco de competencia de este Ente, por no ser una propuesta tarifaria, basando su pretensi\u00f3n en la utilizaci\u00f3n de fondos de administraci\u00f3n de la Secretar\u00eda Ministerial de Energ\u00eda de la Provincia de Entre R\u00edos, raz\u00f3n por la cual, no puede resolverse en esta instancia y deber\u00e1n hacer sus peticiones ante el Poder Concedente.<\/p>\n\n\n\n<p>Que, en relaci\u00f3n al planteo del Centro Comercial, Industrial y de la Producci\u00f3n de Concepci\u00f3n del Uruguay, por intermedio del Ing. Elbio Woeffray, se considera que no <\/p>\n\n\n\n<p>resulta conveniente a la mayor\u00eda de los usuarios de la categor\u00eda T I General, pasar a un procedimiento tarifario similar al de la Categor\u00eda T2, por cuanto muchos de ellos tienen una estacionalidad considerable y la aplicaci\u00f3n de un cargo fijo elevado por contrataci\u00f3n de potencia, les resultar\u00eda m\u00e1s oneroso, debiendo tenerse presente que el procedimiento de c\u00e1lculo tarifario y, consecuentemente, el cuadro tarifario inicial que se aprueba por el presente, contiene la actualizaci\u00f3n de la f\u00f3rmula de adecuaci\u00f3n del VAD y ponderadores, que tienden a realizar una tarifa m\u00e1s equitativa en relaci\u00f3n a la tarifa econ\u00f3mica de cada categor\u00eda de usuarios. Por otra parte, los usuarios T1G de altos consumos, pueden hacer su an\u00e1lisis econ\u00f3mico particular y evaluar si les resulta conveniente y oportuno, voluntariamente solicitar el cambio de categor\u00eda a T2.<\/p>\n\n\n\n<p>Que se han producido los correspondientes dict\u00e1menes t\u00e9cnicos, que obran agregados al expediente de referencia.<\/p>\n\n\n\n<p>Que el Ente Provincial Regulador de la Energ\u00eda est\u00e1 facultado para el dictado de la presente, en virtud de lo dispuesto en los Art\u00edculos 48\u00b0 inciso b) y 56\u00b0 inciso g) de la Ley N\u00b0 8.916, y los Anexos de los respectivos Contratos de Concesi\u00f3n con las Distribuidoras Provinciales.<\/p>\n\n\n\n<p>Que por Decreto N\u00b0 1127\/96 MEOSP se dispuso la intervenci\u00f3n de este Ente, y por Decreto N\u00b0 168 MPIS de fecha 11\/12\/2019 se ha designado Interventor del Organismo al Dr. Jos\u00e9 Carlos Halle. Por ello,<\/p>\n\n\n\n<p class=\"has-text-align-center\"><strong>EL INTERVENTOR DEL EPRE<\/strong><\/p>\n\n\n\n<p><strong>RESUELVE :<\/strong><\/p>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO 1\u00b0:<\/strong> Aprobar el procedimiento de Revisi\u00f3n Integral de Tarifa correspondiente al tercer periodo tarifario de los contratos de concesi\u00f3n vigente y, en consecuencia, el cuadro tarifario inicial del per\u00edodo, el que obra agregado como Anexo I y que regir\u00e1 del 1 0 de febrero al 30 de abril de 2023 inclusive, por las razones y fundamentos explicitados en los considerandos de la presente, el cual contiene las categor\u00edas de usuarios y el traslado conforme a los precios de energ\u00eda y potencia establecidos por Resoluci\u00f3n 2022-719-APN-SE#MEC.<\/p>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO 2\u00b0:<\/strong> Considerar de aplicaci\u00f3n de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energ\u00eda (PEE) en el MEM que se detallan a continuaci\u00f3n:<\/p>\n\n\n\n<figure class=\"wp-block-image size-full\"><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" width=\"1098\" height=\"917\" src=\"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/image.png\" alt=\"\" class=\"wp-image-5513\" srcset=\"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/image.png 1098w, https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/image-300x251.png 300w, https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/image-311x260.png 311w, https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/image-768x641.png 768w, https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-content\/uploads\/2022\/12\/image-850x710.png 850w\" sizes=\"auto, (max-width: 1098px) 100vw, 1098px\" \/><\/figure>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO 3\u00b0;<\/strong> Disponer que la vigencia del Cuadro Tarifario aprobado por la presente resoluci\u00f3n, queda condicionado a que no se produzcan nuevas modificaciones en los precios mayoristas de energ\u00eda, potencia y\/o transporte en el Mercado El\u00e9ctrico Mayorista (MEM) por parte de la Secretar\u00eda de Energ\u00eda El\u00e9ctrica de la Naci\u00f3n (SEN), en cuyo caso podr\u00e1n las Distribuidoras presentar a este ENTE para su an\u00e1lisis y aprobaci\u00f3n los nuevos valores del Cuadro Tarifario.<\/p>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO 4\u00b0;<\/strong> Disponer que <strong>el<\/strong> planteo realizado en la Audiencia P\u00fablica por la Federaci\u00f3n Argentina de Cooperativas El\u00e9ctricas (FACE) Regional Entre R\u00edos relacionado con implementaci\u00f3n de un Fondo Compensador de Tarifas, utilizando como recurso para su f\u00ednanciamiento fondos administrados por la Secretaria Ministerial de Energ\u00eda de la Provincia de Entre R\u00edos, por exceder el marco de competencia funcional de este Ente, sea trasladado <strong>a<\/strong> ese Organismo para su conocimiento y consideraci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO 5\u00b0:<\/strong> Aprobar las modificaciones al ANEXO III de los Contratos de Concesi\u00f3n de las Distribuidoras denominado \u00abR\u00e9gimen Tarifario\u00bb seg\u00fan lo establecido en el Anexo II de la presente, <strong>a<\/strong> partir del I o de febrero de 2023.<\/p>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO 6\u00b0:<\/strong> Aprobar las modificaciones al ANEXO IV de los Contratos de Concesi\u00f3n de las Distribuidoras denominado \u00abProcedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario\u00bb y los cargos de los costos de distribuci\u00f3n que se aplicaran anualmente, en el mes de febrero de los a\u00f1os 2023, 2024, 2025 y 2026, seg\u00fan lo establecido en el Anexo III de la presente, a partir del I o de febrero de 2023; los que se actualizar\u00e1n seg\u00fan mecanismo de Adecuaci\u00f3n de Los Costos de Distribuci\u00f3n punto D) de dicho Anexo.<\/p>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO<\/strong> 7\u00b0: Establecer que <strong>a<\/strong> las Entidades de Bien P\u00fablico que cumplan con las pautas establecidas en la Resoluci\u00f3n N\u00b0 218\/16 del por entonces Ministerio de Energ\u00eda y Miner\u00eda y<strong> a<\/strong> los clubes inscriptos en el Registro Nacional de Q\u00abbes de Barrio y de Pueblo, dependiente del Ministerio de Turismo y Deportes de l^Naci\u00f3n (Ley N\u00b0 27.098) clasificados en la categor\u00eda Tarifa T I &#8211; Peque\u00f1as Demandarse les deber\u00e1n aplicar los valores de la Tarifa T I &#8211; Uso Residencial (Urbana o Rural) Nivel 2, y aplicar el encuadramiento  impositivo que les corresponda. <\/p>\n\n\n\n<p><strong>ARTICULO 8\u00b0:<\/strong> Registrar, notifica\/ publicar en\\el Bolet\u00edn Oficial, en l\u00e1 P\u00e1gina Web del EPRE y, oportunamente, archivar. <\/p>\n\n\n\n<p><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>RESOLUCI\u00d3N EPRE N\u00b0 219\/22 EXPTE. EPRE N\u00b0 292\/20 PARAN\u00c1, 23 de diciembre de 2022 VISTO: Los Art\u00edculos 32 y 33\u00b0 de la Ley N\u00b0 8916 de Marco Regulatorio El\u00e9ctrico para la Provincia de Entre R\u00edos, los Art\u00edculos 18o a 22\u00b0 de los Contratos de Concesi\u00f3n de las distribuidoras, aprobados por Decretos N\u00b0 734\/12 GOB para [&hellip;]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":5646,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[8],"tags":[],"class_list":["post-5512","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-resoluciones"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/5512","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=5512"}],"version-history":[{"count":18,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/5512\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":5648,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/5512\/revisions\/5648"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/media\/5646"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=5512"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=5512"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=5512"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}