ANUARIO 2016 E.P.R.E. SAN JUAN ANUARIO 2016

E.P.R.E. SAN JUAN

ANUARIO 2016

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Diseño Gráfico: Facundo Ortiz / Punto D /www.puntod.com.ar

EPRE San Juanwww.epresj.gov.arEmail: [email protected]éfono: (0264) 4291 800Linea Gratuita para Usuarios: 0800 333 6666Laprida 12 Este (5400) Capital, San Juan

ANUARIO 2016

ENTE PROVICIAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD SAN JUAN

Autoridades de la Provincia de San Juan

Directorio E.P.R.E San Juan

Dr. SERGIO UÑACGobernador de San Juan

Dr. Ing. JORGE F. RIVERA PRUDENCIOPresidente

Dr. MARCELO LIMAVicegobernador de San Juan

Ing. OSCAR ANTONIO TRADVicepresidente

Ing. JULIO ORTIZ ANDINOMinistro de Infraestructura y Servicios Públicos

Dr. Ing. ROBERTO W. FERREROVocal

AUTORIDADES

El Ente Provincial Regulador de la Electricidad de la Provincia de San Juan, E.P.R.E., creado por la Ley Nº 524-A, (Marco Regulador de la Actividad Eléctrica Provincial), es un organismo autárquico, con dependencia directa del Gober-nador de la Provincia, con el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos como nexo administrativo con el Poder Ejecutivo Provincial.

El E.P.R.E., conforme a las funciones y facultades establecidas en el Artículo 53º, inciso p) de la Ley Nº 524-A, presenta un informe sobre las actividades reali-zadas, incluyendo la protección de los usuarios y el desarrollo de la industria eléctrica.

El Informe Anual E.P.R.E. 2016 está compuesto por el presente volumen, un dis-

co compacto que contiene las Resoluciones emitidas, clasifi cadas por categoría, y una publicación especial “San Juan Obras de Infraestructura Eléctrica 2016 – 2017”.

El informe agrupa los contenidos en capítulos, en los que se expresa de manera sencilla, sintética y gráfi ca los principales resultados obtenidos desagregados por años, departamentos, categorías tarifarias, etc.

Los capítulos contienen, en los casos que resulta necesario, documentación o información previa al 2016 para proporcionar un informe integral del tema que se trata, además se avanza para que queden identifi cadas en general las activi-dades prioritarias desarrolladas en 2017.

INFORME ANUAL E.P.R.E. 2016

SINCIT PROVIT OCCUM EUM ES-EQUAM, VENDESE QUASPIET VENDI REPEL EST OPTAEPT ATQUIDE BI-SIMPORPORE PRAT.

Ere omnist milis et delias ent aut aute ipsanto ium renduntore cus ut dolorepreic tem qui oditatem que la qui dolupta et rem unt molluptat.

Dae ipsum et omnihilliti doluptate non nonse qui temporeperum que nusam ut quibus, to dolor am qui doluptam que nam, odition net harum ventiusa ea quam lauditi busdae voloremquas am dempore rruptatiis re rem con ni andae. Occuscipis ad exe-ror sim nitas et et adion persperrum quaepro eosam reris nimenda solupta tatiiscia none qui commost iassimu sciur, vellore ipsume litatquia non pro conet pa is qui reptate ndigent et ut labo. Itat ium earum faccabore, everioresed qui ulloria veliqui stiatur ibus-da quas disquodit as magnamu scipsus nis dellitasit acea doluptas esequati voluptas ducitis explignimi, qui offi ci ditius, quiaturem nos sit, sectusto il etur sequo volende litati sum aut faces alia nonem is eu-mquod quodi que oditi repudit dolentur aut dolupta

volorrumquia quae nos repelenime voluptatur rest harum voluptate ipis molorit odis acid ma dolorpo recessimaios quiant.Nam hillestrum et dene nulparum la perum que om-nistrum audam aut re quam ent alit earunt plibus is-ciae ese plam faces volorio. Ut doles suntemqui volo blaccum que nonse vellum ut etusdandis ma aut offi ciis ea doles qui dolorum dolor sequate volorem sanducit atur? Obis re, vid qui dellab ipsus excessus dignati volupta temquia nditae lia cus rem quas cum latia di que dolupta tecesto tatende rsperum quo tenet doluptatium ilic tem liquos ut qui voluptaque expeliquasit vidicid elliquoditam vellabo repudic ide-sern atatem conse ere, odi sed qui od ut doluptio verferum volut enderun totatiunt occaborit autentis rerumquate illigni de pa dolupitas voluptaqui bere-cat quidest voloreh eniscipiet rem eos eium re rae voluptatur?

Labore paruptas eos pliquun tiorro qui dio blabor-pore di omnis seque demosto renihit eiusant quunt.Um quia dolorerfera quide etum vererum ullicae na-met videbis sequi aut modi deleste reium, offi cide re idebis ipsam commolo rehendi tibusdae veligni

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Uciant, quunt idit, aut aute volessequi unt volorio tenis volendisci as ab isquae modiam, utendant es-equia volorrum sitat utem qui deles aut voluptaecae poritat exerore ma expla conem seceari offi catur si-musaecto torepta temporit voluptamus.

Ne omnis iusanda si dolorem estiorum ipsamust es velite doluptatur?Cus quissiminum vel ipidendae pos aspid que volup-tatur aut untem delenecte vollab incipsanis et molup-tiur? Ecta dolumquuntur alibusandam aut ipsam que ne volores ernatiore maio quiae nobis et qui di sant ut il ipsam fuga. Nam que volum ipsam nonseque

4AUDITORIA DEL FONDO SOLIDARIO HOSPITALARIO

SUMARIO

1 Síntesis de Actividades

2 Nuevos Precios de la Energía y el Transporte definidos por el Estado Nacional

2016 y 2017

3 Revisión Tarifaria Ordinaria 2016 - 2021

4 Evolución de la Tarifa Mensual de Usuarios Tipicos

5 Valores Tarifarios Máximos vigentes a Diciembre de 2016

6 E.P.R.E. Marco Jurídico Normativo vigente

7 AuditorÍa de Subsidios al Cargo Fijo

8 Control de la Calidad del Servicio

9 Atención al Usuario

10 Mercado Eléctrico Provincial: Energía y Potencia Operada

11 Mercado Eléctrico Provincial: Usuarios

12 Gestión Administrativa

13 Auditoría del Fondo PIEDE

14 Auditoría Fondo Especial Línea Interconexión 500 kV Mendoza – San Juan

15 Auditorías de Tasas de Alumbrado Público y Contribución Municipal

16 Auditoria Sobre Fondo Solidario Hospitalario

17 Publicación especial “San Juan, Obras de Infraestructura Eléctrica 2016 - 2017”

18 Disco Compacto con todas las Resoluciones emitidas en 2016, clasificadas por

temática.

SINTESIS DE ACTIVIDADES

ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDADSAN JUAN

• Introducción

• Tarifas de Distribución de Electricidad desde la Concesión del Servicio

• Ingreso anual de Energía San Juan desde la Concesión del Servicio

• Comparación de las Tarifas de Distribución de Electricidad en San Juan, en relación

con otros indicadores de la economía.

• Revisión Tarifaria Ordinaria 2016 – 2021

• Revisiones Tarifarias Extraordinarias.

- 1º Revisión Tarifaria Extraordinaria 2016

- 2° Revisión Tarifaria Extraordinaria 2016

• Fin del Congelamiento del Valor Agregado de Distribución / Modificación del Precio

Energía MEM Febrero 2016 / Uso Racional de la Energía.

• Medidas Regulatorias que impactan positivamente en el Flujo de Fondos de las Con-

cesionarias

• Principales Indicadores de la Prestadora

- Evolución de la Base de Capital de Energía San Juan S.A., 2001 - 2016

- Evolución de los Ingresos (Valor Agregado de Distribución), 2001 - 2016

• Obras de Infraestructura Eléctrica de la Provincia de San Juan 2016 - 2017

6SINTESIS DE ACTIVIDADES


En el E.P.R.E. se han realizado numerosas e intensas ac-tividades durante el año 2016, con resultados positivos para la Provincia y los Usuarios.

Del conjunto de actividades desarrolladas pueden re-saltarse por su signifi cativo impacto, las que se detallan a continuación, entre otras:

• OBRAS PARA EL ABASTECIMIENTO DE LA PROVIN-CIA DE SAN JUAN EN 500 kV.

• OBRAS DE 132 kV COMPLEMENTARIAS DE LA IN-TERCONEXIÓN ELECTRICA EN 500 kV DE LA PROVIN-CIA DE SAN JUAN

• REVISIÓN TARIFARIA ORDINARIA 2016 - 2021.

• IMPLEMENTACIÓN NUEVOS PRECIOS DE LA ENER-GÍA EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA POR DISPOSICIONES DEL GOBIERNO NACIONAL - USUA-RIOS CON TARIFA SOCIAL.

Tarifas de Distribución de Electricidad desde la Concesión del Servicio

La suma de los incrementos de las Tarifas del Servicio Público de Distribución de Electricidad de la Provincia de San Juan, en el periodo de veinte (20) años, que va desde la concesión del servicio en Enero de 1996, al 31 de Diciembre de 2016, incluidas Revisiones Tarifarias Ordinarias, y Extraordinarias, impacta en la factura del usuario en un acumulado del 138,84%.

En el porcentaje mencionado previamente, se incluyen los incrementos tarifario aprobados durante los años 2014 y 2015, que suman un 38,54%, los cuales hasta el 31/12/15 no habían sido trasladados a los Usuarios en virtud de las previsiones del Programa de Convergencia.

Recién a partir de enero 2016 de comienzan a aplicar los incrementos aprobados en 2014 y 2015, efectuando este traslado de manera gradual (escalonada) para los Usuarios con menores recursos (Residenciales con con-sumos hasta 1000 kWh/Bim., Pequeñas Demandas Ge-nerales con consumos hasta 590 kWh/Bim. y Usuarios de Riego Agrícola Sin Diferimiento).

Se destaca que aproximadamente el cuarenta por cien-to de la población, tiene las tarifas contenidas por me-dio del Fondo de Contención Tarifaria, siendo en este caso el incremento promedio al 31/12/16 del 127,28% para el mismo periodo de veinte (20) años.

Si se consideran las variaciones aprobadas en el Valor Agregado de Distribución a principios de 2017 (Revi-sión Tarifaria Extraordinaria Enero 2017, vigente para los Usuarios desde el 05/05/17), las variaciones totales acumulan 143,17% para los Usuarios no contenidos y 140.06% para los Benefi ciarios del Fondo de Contención Tarifaria.

Ingreso Anual de Energía San Juan S.A. desde la Concesión del Servicio

Debe resaltarse que si bien la facturación a los usuarios en el periodo Enero 2001 – 31 de Diciembre de 2016, presentó variaciones menores al 140%, el Valor Agre-gado de Distribución de Energía San Juan S.A. (ingreso requerido para prestar el servicio), se incrementó un 1825,23%, lo que se explica principalmente por el fuer-te incremento de la demanda eléctrica ocurrido en San

7 SINTESIS DE ACTIVIDADES

Comparación de las Tarifas de Distribución de Electricidad en San Juan, en relación con otros indicadores de la economía

Juan y la evolución de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista hasta Febrero de 2016.

Comparación de las Tarifas de Distribución de Electricidad en San Juan, en relación con otros indicadores de la economía

Para el periodo el periodo 2000 – 31 de Diciembre de 2016, el incremento de las tarifas de distribución de elec-tricidad es sustancialmente inferior a lo ocurrido con la variación que tuvieron otros indicadores relevantes de la economía y de la Concesionaria.

El gráfi co siguiente presenta tal situación para los si-guientes indicadores:

• CER (Coefi ciente de Estabilización de Referencia);

• CVS (Coefi ciente de Variación Salarial);

• IPC (Índice de Precios al Consumidor);

• VAD (Valor Agregado de Distribución).

•“Tarifa San Juan” muestra los incrementos tarifarios

aprobados en Audiencias Públicas y vigentes al 31/12/16.


Revisión Tarifaria Ordinaria 2016 - 2021

A fi n de dar cumplimiento a las previsiones estable-cidas en la Ley Marco N° 524-A y con ello resguardar y proteger los intereses de los usuarios del Servi-cio Público de Distribución de Energía Eléctrica de la Provincia y garantizar su sustentabilidad, en el año 2016 se realizó la convocatoria a las Audiencias Pú-blicas correspondientes a la Revisión Quinquenal del Cuadro y Régimen Tarifario.

El procedimiento dispuesto es necesario a efectos de brindar participación real y efectiva a los usuarios o instituciones que invoquen un interés legítimo o un derecho subjetivo en relación con la Revisión Quin-quenal del Cuadro y Régimen Tarifario.

De esta manera en el año 2016, en un todo de acuer-do a las previsiones de la Ley Provincial N° 524-A y del Contrato de Concesión, se llevó a cabo exitosa-mente el Proceso de Revisión Tarifaria Ordinaria para el actual Quinquenio 2016 – 2021, habiendo realiza-do las Audiencias Públicas y múltiples sesiones del Consejo Asesor de Acompañamiento en el cual se analizaron en detalle cada uno de los temas que

intervienen en el cálculo tarifario.

En un capítulo especial, que fi gura a continuación, se detalla la Convocatoria a las Audiencias Públicas, el Ob-jeto específi co de cada una de ellas, la constitución del Consejo Asesor de Acompañamiento, el Cronograma de Reuniones desarrollado, y una síntesis de los princi-pales resultados alcanzados.

Posteriormente, mediante Resolución E.P.R.E. Nº 216/16 se aprobó el Régimen Tarifario – Normas de Aplicación del Régimen Tarifario, el Procedimiento para la Determi-nación del Cuadro Tarifario, el Régimen de Suministro de Energía Eléctrica, para su aplicación desde la cero hora del 23 de Junio de 2016, hasta el 22 de Enero de 2021, inclusive.

Si bien la variación de la tarifa que abonan los Usua-rios aprobada en la Revisión Tarifaria, resulta en un valor apenas superior al 7% en promedio (7,10%), se debe mencionar que los Ingresos aprobados para la Concesionaria Energía San Juan S.A. en el Quinque-nio 2016-2021 resultan un 33,73% superiores a los del Quinquenio anterior si se considera el Valor Presente de

los mismos y un 38,10% si se toma la suma de valores corrientes de los Ingresos de los cinco años.

En relación con la vigencia de las tarifas, si bien para los Usuarios resulta aplicable desde el 23/06/16, para las Distribuidoras rige desde el 23/01/16, cubriendo las diferencias con recursos del Fondo de Conten-ción Tarifaria creado por Ley Provincial N° 739-A.

En el proceso de Revisión Tarifaria Ordinaria Quinque-nio 2016 - 2021, la Distribuidora solicitó se aprueben ta-rifas de usuario fi nal con variaciones cercanas al 35% lo que implicaba una variación de los ingresos de casi el 100%, lo cual fue rechazado por resultar de pretensio-nes infundadas y con falta de adecuado sustento técni-co y legal.

A la fecha del presente Informe, la Resolución E.P.R.E. N° 216/16, al igual que el resto de las Resoluciones emi-tidas en las Revisiones Tarifarias Ordinarias y Extraordi-narias, se encuentran con plena vigencia en sus efectos, no habiendose interpuesto ni en sede administrativa ni judicial ningún tipo de cuestionamiento de las partes in-volucradas en los procesos.


Revisiones Tarifarias Extraordinarias

La Resolución E.P.R.E. Nº 216/16, defi ne un mecanis-mo para la realización de Revisiones Tarifarias Ex-traordinarias, teniendo en cuenta la evolución de los precios que explican los costos de las Distribuidoras, a través de un seguimiento de la evolución del VAD, (Valor Agregado de Distribución).

La normativa de aplicación establece que semestral-mente se efectúa un cálculo reexpresado del VAD, considerando nuevamente el periodo quinquenal con las variables reexpresadas.

En caso que el Valor Presente del VAD así calculado varíe en ±2,5% respecto del Valor Presente del VAD calculado en la última revisión tarifaria (Ordinaria o Extraordinaria), se procede a convocar a Audiencia Pública para efectuar una Revisión Tarifaria Extraor-dinaria.

Temas analizados en las Revisiones Tarifarias Extraordinarias

En todas las revisiones tarifarias extraordinarias se

analizan en detalle, entre otras, las siguientes cues-tiones:

• Evolución de Índices de actualización INDEC que impactan en los Costos de las Distribuidoras y rede-terminación de Costos Operativos, Base de Capital y Plan de Inversiones.

• Evolución del mercado atendido por la Distribuido-ra (Potencia Máxima Anual y Cantidad de Usuarios) y “reproyecciones” en caso que corresponda.

• Evolución de la Calidad del Servicio brindada a los usuarios.

• Cumplimiento del Plan de Inversiones, profundi-zando en detalle sobre la efi cacia de las inversiones efectuadas en el Quinquenio.

• Ajuste de Otros Ingresos, Impuestos, Tasas y Con-tribuciones incluidos en la tarifa, considerando los valores reales respecto de los previstos.

• Análisis de la Amortización Acelerada de la Rede-

terminación de la Deuda.

• Ajuste de los Ingresos Requeridos, teniendo en cuenta la eventual desviación entre los Ingresos Pre-vistos y los Ocurridos por cambios en los hábitos de consumo de los Usuarios.

•Impacto tarifario y mecanismo de Contención tari-faria a Usuarios de menores recursos.

Revisiones Tarifarias Extraordinarias Año 2016

En el año 2016 y principios de 2017, además de la Revisión Tarifaria Ordinaria, se han efectuado dos (2) Revisiones Tarifarias Extraordinarias, la primera defi nió tarifas para los usuarios a partir del 9 de Sep-tiembre 2016, y la segunda aprobó las tarifas de apli-cación a partir del 5 de Mayo 2017.

Se debe tener presente, que si bien las tarifas han estado vigente para los Usuarios desde las fechas mencionadas, a las Distribuidoras se les ha recono-cido, desde el Fondo de Contención Tarifaria Ley N°


739-A, las nuevas tarifas desde el 08/08/16 y desde el 23/01/17 respectivamente.

1º Revisión Tarifaria Extraordinaria vigente desde 09/09/2016.

Fue convocada mediante Resoluciones E.P.R.E. Nº 816/16. La Audiencia Pública correspondiente se realizó el 7 de Septiembre de 2016. En forma previa se realizaron sesiones del Consejo Asesor de Acom-pañamiento de la Revisión Tarifaria constituido por instituciones y organizaciones de la Provincia que representan a los Usuarios.

La Revisión Tarifaria Extraordinaria, aprobada por Resolución E.P.R.E. Nº 850/2016, arrojó como resultado un incremento promedio en las tarifas de distribución del 12,78%, vigente para las Distribuidora desde el 8 de Agosto de 2016, destacando que la variación se aplicó a los Usuarios teniendo en cuenta el descongelamien-to gradual de tarifas durante el año 2016, defi nido en Resolución E.P.R.E. N° 1/16, quedando la tarifa plena aplicada en las facturas de los usuarios residenciales de menores consumos sobre fi nes del año 2016.

2º Revisión Tarifaria Extraordinaria vigente desde 05/05/2017.

La Revisión Tarifaria fue convocada mediante Re-solución E.P.R.E. Nº 343/17. La Audiencia Pública correspondiente se realizó el 28 de Abril de 2017. En forma previa se realizaron sesiones del Consejo Asesor de Acompañamiento de la Revisión Tarifaria constituido por instituciones y organizaciones de la Provincia que representan a los Usuarios.

La Revisión Tarifaria Extraordinaria, aprobada por Resolución E.P.R.E. Nº 403/2017, arrojó como resul-tado un incremento promedio en las tarifas de dis-tribución del 4,33%, vigente para las Distribuidoras desde 23 de Enero de 2017, destacando que para los Usuarios las tarifas se recién desde el 05/05/17, cu-briendo las diferencias que surgen por tal desfasaje con recursos del Fondo de Contención Tarifaria Ley Provincial N° 739-A.

FIN DEL CONGELAMIENTO DEL VALOR AGRE-GADO DE DISTRIBUCIÓN / MODIFICACIÓN DEL PRECIO ENERGÍA MEM FEBRERO 2016 y 2017 / USO RACIONAL DE LA ENERGÍA.

En el año 2016 y principios de 2017, el Estado Nacio-nal dispuso:

• Fin del Congelamiento del VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN: a partir del 1º de Enero de 2016. (Los acuerdos suscriptos con el Estado Nacional pre-veían la posibilidad de prorrogarlo). El costo del Des-congelamiento queda a cargo de las Provincias.

•Modifi cación del Precio Energía MEM: a partir del 1º de Febrero de 2016 y luego a partir del 1° de Fe-brero de 2017, el Estado nacional introduce un au-mento de los Precios de la Energía en el Mercado Eléctrico Nacional, el cual se traslada a la Tarifa de los Usuarios Finales de todo el país.

• Modifi cación de las Tarifas de Transporte Nacio-nal y Regional: el Estado nacional introduce un au-mento de las tarifas vigentes para el transporte de energía a nivel nacional y regional (Transener SA y Distrocuyo SA), el cual se traslada a la Tarifa de los Usuarios Finales de todo el país.

En el presente Informe, en un capítulo especial, se



abordan los impactos e implicancias de las disposi-ciones del Estado Nacional en el año 2016 y princi-pios de 2017 en relación con el precio de la energía que pagan los Usuarios, presentando y analizando de manera diferenciada las cuestiones relacionadas con el “Fin del Congelamiento del VALOR AGREGA-DO DE DISTRIBUCIÓN”, la “Modifi cación del Precio de la Energía en el MEM” y la “Modifi cación de las Tarifas de Transporte Nacional y Regional”.

Especialmente este E.P.R.E. ha enfocado su actividad durante los primeros meses de 2016 en analizar las disposiciones del Estado Nacional, comunicarlas a los Usuarios, presentando el impacto de las mismas y colaborando activamente en la identifi cación de Usuarios e inclusión en la Tarifa Social, de manera de reducir el impacto de los nuevos precios del MEM en la sociedad sanjuanina.

Luego de avanzar con la campaña de actualización de los Datos de los Usuarios, el total de usuarios benefi ciarios para Energía San Juan S.A. asciende a marzo 2017 a 67.861 y para DECSA a 5.122, lo cual implica que más del 35% de los Usuarios residencia-

les de la Provincia de San Juan, son benefi ciarios de la Tarifa Social, destacando que se continúan actuali-zando los datos de los Usuarios de manera de que la Tarifa Social llegue a quienes la necesitan.

Asimismo, en función de la importancia que tiene el uso racional de la energía y lograr metas de ahorro, este E.P.R.E. mediante Resolución Nº 90/16, ha dispuesto la aplicación en la Provincia de San Juan de un “Programa de Uso Racional de la Energía”, en el cual se promueva el uso racional y efi ciente de la energía eléctrica por par-te de la totalidad de los usuarios del Servicio Público de Distribución de la energía eléctrica de la Provincia, evitan-do derroches innecesarios generados por un uso irracio-nal o desmesurado de las instalaciones que consumen. La Resolución del E.P.R.E. contiene los principales linea-mientos del Programa y detalla consejos y sugerencias para lograr ahorro tanto en el hogar como en ofi cinas.

Medidas Regulatorias que impactan positiva-mente en el Flujo de Fondos de las Concesiona-riasEn virtud que durante el año 2016 y 2017, las condi-ciones de la economía, se han mantenido respecto de

lo ocurrido en años anteriores, sobre todo en lo relacio-nado con las altas tasas en el mercado fi nanciero, en cada una de las Revisiones Tarifarias realizadas en 2016 y 2017, se analizó y resolvió continuar aplicando Medidas Regulatorias que impactan positivamente en el Flujo de Fondos de las Concesionarias, las cuales han sido pre-sentadas en detalle en Informes anteriores. Se resumen a continuación las principales:

• Defi nición de un monto en el fl ujo de fondos en con-cepto Amortización Acelerada de la parte de la Deuda correspondiente a la redeterminación.

• Congelamiento temporal de los Unitarios usados en el cálculo de las Sanciones.

• Defi nición de factores de estímulo al mejoramiento de la calidad, los cuales permiten a la Concesionaria, si opera efi cientemente y mejora la calidad brindada a los Usuarios, reducir considerablemente los valores de san-ciones.

• Aprobación de mecanismos de Financiación de San-ciones.


En particular desde la Revisión Tarifaria Ordinaria 2016 – 2021, si bien se resuelve continuar con las medidas regu-latorias mencionadas, se ha analizado en detalle el com-portamiento de Energía San Juan S.A. en relación con la gestión de su deuda, y se ha intimado a la Empresa a “efi cientizar” la misma, bajo apercibimiento de atenuar las medidas regulatorias de impacto positivo implemen-tadas a la fecha.

A continuación se presenta la evolución de los principa-les indicadores de Energía San Juan S.A. (Base de Capi-tal, Ingresos, Tarifas), donde se verifi ca el impacto positi-vo de la Regulación en el Servicio Público.

Principales Indicadores de la Prestadora

La regulación del servicio público de distribución de electricidad de la Provincia de San Juan ha permitido una evolución positiva de la situación patrimonial de la empresa Energía San Juan S.A., otorgando asimismo in-gresos sufi cientes que han garantizado los recursos para la prestación del servicio, esto más allá de las difi cultades para acceder al mercado de capitales local.

Evolución de la Base de Capital

La Base de Capital Regulatoria de Energía San Juan S.A., representa el total del Capital inmovilizado por la Empre-sa para la prestación del Servicio.

El monto de la Base de Capital, conformado a partir de aportes de Capital Propio y Deuda, según lo previsto en las normas vigentes, es susceptible de redeterminación a través de polinomios de índices de precios específi cos establecidos, en cada Revisión Tarifaria, las cuales se efectúan en el marco de Audiencias Públicas.

El valor de la Base de Capital tiene incorporadas las inver-siones efi cientes efectuadas por la Distribuidora y dedu-cidas las correspondientes amortizaciones.

El procedimiento descripto asegura que el valor de la Base de Capital calculado represente el valor real del ca-pital inmovilizado por la Distribuidora, sobre el cual se calcula la respectiva retribución del Costo del Capital, y las amortizaciones.

2001 98,45

2002 100,67

2003 183,62

2004 183,62

2005 221,90

2006 289,09

2007 441,76

2008 516,14

2009 541,96

2010 619,84

2011 748,19

2012 850,96

2013 925,99

2014 1055,58

2015 1489,82

2016 2466,71

Año Base de Capital Regula-toria (Millones de $)



En los últimos años, la Base de Capital de Energía San Juan S.A. ha sido fi nanciada en su mayor par-te por la reinversión de la Retribución del Capital y Amortización obtenido del Ingreso Tarifario sin exis-tir prácticamente nuevos aportes de capital de los accionistas.

Sin entrar en mayores detalles técnico – económi-cos, se puede afi rmar que la imprescindible necesi-dad de Energía San Juan S.A. de asumir su respon-sabilidad como Concesionaria del Servicio Público, instrumentando todas las acciones necesarias para superar su actual estrechez fi nanciera (iliquidez), se vería notablemente facilitada si San Juan creciera con tasas notablemente menores a las actuales, lo que obviamente no es deseable desde ningún punto de vista. El notable y excepcional crecimiento de la Provincia exige importantes inversiones en infraes-tructura eléctrica, la que es capital intensiva y amor-tizable en 35 años.

Por lo tanto, es absoluta responsabilidad de la Con-cesionaria hacer frente a las necesidades de inver-sión, por cuanto es un compromiso asumido al

tomar la concesión, siendo ineludible para los accio-nistas realizar aportes de capital para inversiones en la medida que el sistema lo requiera.

Lo anteriormente dicho, se acentúa aún más en mo-mentos en que los costos fi nancieros en el mercado local son tan elevados, no resultando razonable au-mentar el endeudamiento, por cuanto compromete la situación económica de la Empresa y pone en ries-go la prestación del Servicio Público.

Por lo tanto en las Revisiones Tarifarias, se ha inti-mado a Energía San Juan S.A. a hacer más efi ciente la gestión de deuda, introduciendo también señales a los fi nes de que los accionistas concreten aportes de capital a fi n de mejorar la situación fi nanciera de la Empresa.

Por otro lado, se analiza en cada Revisión Tarifaria en detalle la ejecución del Plan de Inversiones, intiman-do a la Distribuidora a realizar las Inversiones nece-sarias y ajustar su gestión a una efi ciente, de manera de garantizar que con los ingresos otorgados la Em-presa pueda prestar el Servicio adecuadamente.

Evolución de los Ingresos (Valor Agregado de Distribución)

Ingresos obtenidos por Energía San Juan S.A. a tra-vés de la tarifa que pagan los Usuarios, destacando que se consideran exclusivamente los ingresos por VAD (Valor agregado de Distribución), no incluyendo los que corresponden a costo de adquisición de la Energía en el MEM ni impuestos, tasas o contribucio-nes. Si se toman en base 100% los ingresos del año 2001. Los del año 2016 representan casi un 2000%, lo cual surge de las redeterminaciones tarifarias y del crecimiento del mercado atendido por la Distribui-dora.

El gráfi co siguiente muestra el crecimiento de los In-gresos, comparados con la evolución del Coefi cien-te de Variación Salarial (CVS) en su apertura Privado Registrado y además la evolución de la Tarifa Media que abonan los Usuarios, incluyendo solo las varia-ciones de tarifa que tienen su origen en aumentos del VAD.


Evolución de la Tarifa vs Ingresos Energia San Juan Se observa que los Ingresos de la Distribuidora por VAD, han evolucionado desde el año 2001 con tasas de crecimiento de órdenes similares a la Evolución de los Coefi cientes de Variación Salarial, garanti-zando a la Distribuidora ingresos sufi cientes para la prestación del Servicio.

Adicionalmente, se debe destacar que la tarifa que abonan los Usuarios, ha evolucionado muy por de-bajo de los indicadores mencionados anteriormente, esto fuertemente infl uenciado por el excepcional in-cremento de la demanda de energía de los Usuarios de la Provincia, sobretodo en el periodo 2003-2015.


SAN JUAN, OBRAS DE INFRAESTRUCTURA ELEC-TRICA 2016 – 2017

Es parte integrante del presente informe una pu-blicación específi ca sobre Obras de Infraestructura Eléctrica para garantizar el abastecimiento y mejorar la calidad del servicio, cuyos contenidos se ajustan al siguiente detalle:

• Planifi cación Estratégica Energética para las próxi-mas décadas en el Gran San Juan. Parte Alta Ten-sión.

• Sistema Argentino de Interconexión en 500kV

• Estación Transformadora RAWSON – POCITO

• Estación Transformadora ALBARDON – CHIMBAS

• LÍNEA MÚLTIPLES TERNAS entre la E.T. Provin-cial La Bebida y las E.T. Punta De Rieles y Albardón – Chimbas

• Centro de Distribución ET Provincial LA BEBIDA

• CABLE SUBTERRÁNEO 132 kV ET La Bebida - ET Trinidad

• Ampliación ET SAN JUAN

• Ampliación ET PUNTA DE RIELES; ET TRINIDAD

• Estación Transformadora NUEVA SAN JUAN 500/132kV

• Aportes del Estado Nacional y Aportes Especiales

• Inversión total realizada (2005-2017) - Valores Es-timados.

• Principales Obras de Infraestructura Eléctrica reali-zadas en la Provincia de San Juan desde el año 2005

• Evolución Exponencial de la Capacidad de Trans-formación Instalada de la Provincia de San Juan: 1996 – 2017

• Líneas en 132 kV y 500 kV (Km de Líneas equiva-

lente Simple Terna)

• Estaciones Transformadoras 132/33/13,2 kV al Ini-cio de la Concesión

• Estaciones Transformadoras 132/33/13,2 kV en la Actualidad

• Líneas en 132kV al Inicio de la Concesión y en la actualidad

• Plan Director para Desarrollo Futuro del Sistema Eléctrico de la Provincia de San Juan. Actualización 2017

• Comités de Ejecución de las Obras

• Organigrama funcional E.P.R.E. a Mayo 2017

• Obras licitadas en 2017

• Composición de la Tarifa de Usuario Final

• Modificaciones dispuestas por el Estado Nacional en 2016 y 2017

• Fin del Congelamiento del Valor Agregado de Distribución

- Programa de Convergencia de Tarifas Eléctricas y Congelamiento de

Tarifas en la Provincia de San Juan – Años 2014 y 2015

- Descongelamiento gradual de Tarifas a Usuarios Finales en San Juan

• Modificación del Precio de la Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista en

Febrero 2016 y Febrero 2017: Nuevos Precios de la Energía; Plan Estímulo para

Usuario Residenciales; Tarifa Social

• Aplicación de la Tarifa Social en la Provincia de San Juan

• Nuevas Tarifas de Transporte en las Facturas de los Usuarios en 2017

• Impacto de las medidas del Estado Nacional en la Tarifa de los Usuarios en

2016 y 2017

• Uso Racional de la Energía

• Impacto de la Tarifa Social y del Ahorro de Energía en la Factura de Usuarios

Residenciales

NUEVOS PRECIOS DE LA ENERGÍA Y EL TRANSPORTE DEFINIDOS POR EL ESTADO NACIONAL EN 2016 Y 2017

17 NUEVOS PRECIOS DE LA ENERGÍA Y EL TRANSPORTE DEFINIDOS POR EL ESTADO NACIONAL EN 2016 Y 2017

NUEVOS PRECIOS DE LA ENERGÍA Y EL TRANSPORTE DEFINIDOS POR EL ESTADO NACIONAL EN 2016 y 2017

Modifi caciones dispuestas por el Estado Nacional en 2016 y 2017

• Fin del Congelamiento del VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN: a partir del 1º de Enero de 2016. (Los acuerdos suscriptos con el Estado Nacional preveían la posibilidad de prorrogarlo). El costo del Descongela-miento quedó a cargo de las Provincias.

• Modifi cación del Precio de la Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista: a partir del 1º de Febrero de 2016 y a partir del 1° de Febrero de 2017, el Estado Nacional introdujo aumentos de los Precios de la Energía en el MEM, los que se trasladan a la Tarifa de los Usuarios Finales de todo el país.

• Modifi cación de las Tarifas de Transporte Nacio-nal y Regional: el Estado Nacional introdujo aumen-tos de las tarifas vigentes para el transporte de ener-gía a nivel nacional y regional (TRANSENER S.A. y DISTROCUYO S.A.), los que se trasladan a la Tarifa

de los Usuarios Finales de todo el país.

En el presente capítulo se abordan los impactos e im-plicancias de lo resuelto por el Estado Nacional en el año 2016 y principios de 2017, en relación con el Precio de la Energía que pagan los Usuarios y las Tarifas de

Transporte de energía eléctrica, presentando y analizan-do de manera diferenciada las cuestiones relacionadas con el “Fin del Congelamiento del VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN”, la “Modifi cación del Precio de la Energía en el MEM” y la “Modifi cación de las Tarifas de Transporte Nacional y Regional”.

Tarifa Usuario Final

Precio Energía MEM + Transporte

Valor Agregado de Distribución

Impuestos Nacionales, Provinciales y Municipales (Dependen de Leyesy Ordenanzas sancionadas)

Tarifa Usuario Final

Precio Energía MEM + Transporte

Valor Agregado de Distribución

Impuestos Nacionales, Provinciales y Municipales (Dependen de Leyesy Ordenanzas sancionadas)

Composición de la Tarifa de Usuario Final

18NUEVOS PRECIOS DE LA ENERGÍA Y EL TRANSPORTE DEFINIDOS POR EL ESTADO NACIONAL EN 2016 Y 2017

Fin del Congelamiento del Valor Agregado de Distri-bución

En la Provincia de San Juan en cumplimiento de la nor-mativa legal, contractual y reglamentaria de aplicación, en el quinquenio 2011 – 2016, se han efectuado los per-tinentes Procesos de Revisión Tarifaria Extraordinaria.

En particular en los años 2014 y 2015, se efectuaron cuatro Revisiones Tarifarias Extraordinarias, todas con la Convocatoria a Audiencia Pública y tratamiento de los temas en el Consejo Asesor de Acompañamiento.

Las Revisiones Tarifarias Extraordinarias de los años 2014 y 2015, acumularon un aumento promedio de la tarifa de los Usuarios del 44% aproximadamente, que, tal como se explica a continuación, no fueron trasla-dados a los Usuarios, estando durante 2014 y 2015 vi-gentes para los Usuarios las tarifas aprobadas en Julio 2013.

Programa de Convergencia de Tarifas Eléctricas y Con-gelamiento de Tarifas en la Provincia de San Juan – Años 2014 y 2015.

En los años 2014 y 2015 se suscribieron entre la Nación y la Provincia de San Juan Acuerdos Marcos, Conve-nios Instrumentales y Convenios de Aplicación bajo el Programa de “Convergencia de Tarifas Eléctricas y Rea-fi rmación del Federalismo Eléctrico en la República Ar-gentina.” Estos documentos también fueron fi rmados por el Ente Provincial Regulador de la Electricidad y la Distribuidora Energía San Juan S.A.

Los acuerdos y convenios mencionados previeron el compromiso de la Provincia de San Juan de mante-ner durante los años 2014 y 2015 las Tarifas a Usuarios Finales (VAD), congeladas e iguales a las vigentes al 31/12/13, y la Nación se comprometió a aportar fon-dos para la concreción de obras a incorporar al Sistema Eléctrico de la Provincia.

Por lo tanto, en las Revisiones Tarifarias Extraordinarias desarrolladas en 2014 y 2015, considerando el contexto de la economía del país y la provincia y las previsiones de los acuerdos suscriptos en el Programa de Conver-gencia, se dispuso no introducir modifi caciones en la tarifa de los usuarios, considerando conveniente la am-pliación de la contención tarifaria del servicio de redes

de distribución para mantenerlas invariables, (congela-das), durante un periodo limitado de tiempo para los Usuarios del servicio.

Por el mencionado congelamiento de las tarifas para los usuarios, resultó necesario reconocer a las Distribuido-ras las diferencias entre la tarifa aplicada a los Usuarios y la Tarifa calculada en la Revisión Tarifaria respectiva, lo cual se fundamentó y justifi có en el hecho de que a las Concesionarias, según la Normativa Legal y Contractual vigente, se les debe proveer de los ingresos sufi cientes para cubrir los costos efi cientes asociados a la presta-ción del Servicio.

Descongelamiento gradual de Tarifas a Usuarios Fina-les en la Provincia de San Juan

Debe destacarse que si bien los Acuerdos suscriptos preveían la posibilidad de renovarlos luego de su venci-miento, lo cual de producirse debía ser con aportes de la Nación para sostener el congelamiento, fue decisión de las actuales Autoridades Nacionales, la no renovación de tales acuerdos, no existiendo tampoco intención del Gobierno Nacional de aportar fondos a la Provincia para


una salida gradual del congelamiento tarifario.

Considerando el contexto de la economía y lo tratado en las Reuniones del Consejo Asesor de Acompañamiento, el E.P.R.E. consideró oportuno comprometer recursos del Fondo de Contención Tarifario y aprobar una gra-dualidad en la aplicación de los aumentos, para aquellos Usuarios a quienes les puede resultar más difícil hacer frente al pago de la tarifa sin congelamiento.

En este marco el E.P.R.E. convocó a dos reuniones del Consejo Asesor de Acompañamiento para las Revisio-nes Tarifarias, en las cuales se planteó y discutió la ne-cesidad de comenzar a aplicar para los consumos de los Usuarios a partir del 1º de enero de 2016, las variaciones tarifarias aprobadas durante los años 2014 y 2015.

La mayoría de los asistentes a las reuniones realizadas, coincidieron en que la aplicación de las variaciones ta-rifarias, debe realizarse de manera gradual y sobre todo cuidando que aquellos usuarios a quienes les puede re-sultar más difícil hacer frente al pago de la tarifa sin con-gelamiento, vean los aumentos diferidos en el tiempo, es decir, que el aumento se aplique de manera escalonada.

En este marco, se consideró oportuno disponer la aplica-ción gradual en las tarifas de los Usuarios de las variacio-nes tarifarias aprobadas en las Resoluciones E.P.R.E. Nº 17/14, Nº 925/14, Nº 12/15 y Nº 1011/15, a partir de los consumos del 1º de Enero de 2016, siguiendo el esque-ma aprobado en la Resolución E.P.R.E. 01/16.

El esquema mencionado supone una gradualidad tal que para los Usuarios de menores consumos (tanto T1 Residencial como T1 General), las variaciones tarifarias pendientes de aplicación al 31/12/15, terminarán de ser afrontadas en un 100% recién en los pagos de las factu-ras a fi nes del año 2016 o principios del año 2017.

Además, para los Usuarios de Riego Agrícola Sin Diferi-miento, se pospone la aplicación de los aumentos apro-bados hasta el mes de mayo 2016, mes a partir del cual estos Usuarios comienzan a recibir subsidio del Estado Provincial que cubre el 100% del cargo por Potencia Contratada.

El impacto del descongelamiento en la Factura de los Usuarios, se presenta en este documento junto con el impacto de los nuevos precios de la energía en el MEM y

el aumento de las tarifas de transporte.

Modifi caciones del Precio de la Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista en Febrero 2016 y Febrero 2017

Por Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N°134, de fecha 16 de diciembre de 2015, se declaró la emer-gencia del Sector Eléctrico Nacional hasta el 31 de diciembre de 2017.

El Ministerio de Energía y Minería de la Nación por Resolución Nº 06/2016, de fecha 25/01/2016, apro-bó la Reprogramación Trimestral de Verano para el MEM, correspondiente al período que va desde el 1º febrero de 2016 hasta el 30 de abril de 2016, me-diante la cual aprueba los Precios de la Energía y Po-tencia a transferir a Usuarios desde el 1° de Febrero de 2016, los cuales presentan importantes aumentos respecto de los de Enero 2016 y se han mantenido durante todo el año 2016.

Asimismo dicha normativa prevé que en orden a avanzar hacia una gestión adecuada de la demanda mediante incentivos al ahorro y el uso racional de


la energía eléctrica de usuarios fi nales residenciales “Plan Estímulo”, se incorporó, a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), un sistema de incentivos que se traduce en un mecanismo de disminución del precio de la energía sancionado como contrapartida del esfuerzo de cada usuario residencial en la reduc-ción del consumo innecesario.

Además y atento que, según lo considerado por la Autoridad Nacional, parte de la demanda de usua-rios fi nales carece de capacidad de pago sufi ciente para afrontar los precios establecidos con carácter

general, se impuso la necesidad de defi nir un volu-men de energía del total de los Agentes Prestadores del Servicio Público de Electricidad a un precio de-nominado “TARIFA SOCIAL”.

Posteriormente en el año 2017, y luego de realizada una Audiencia Pública convocada por el Estado Na-cional en Diciembre de 2016 (de la cual este E.P.R.E. participó activamente), mediante la sanción de la Resolución de la Secretaría de Energía Eléctrica Nº 20/2017, se dispuso la aplicación de Nuevos Precios de la Energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, vi-

gentes a partir del 1º de Febrero de 2017, verifi cán-dose aumentos en los mismos para todos los secto-res y categorías tarifarias y disponiendo a su vez la continuidad de la aplicación de la Tarifa Social vigen-te desde febrero 2016.

Nuevos Precios de la Energía aprobados por el Es-tado Nacional en 2016 y 2017

A continuación se detallan las variaciones de los Pre-cios de la Energía aprobados por el Estado Nacional, (precios promedio aproximados):

Precio de la Energía Febrero 2016

Precio de la Energía 2015

Precio de la Energía Marzo 2017

26,45 320 1110% 631 97% 2386% 95 320 237% 631 97% 664% 57 320 461% 631 97% 1107% 66 320 385% 631 97% 956% 66 320 385% 631 97% 956% 96 770 702% 1065 38% 1109%

Aumento % respecto 2016

Aumento % 2017 vs 2015


($/MWh)Sector ($/MWh) ($/MWh)

Residencial con consumos hasta 1000 kWh/bimResidencial con consumos más de 1000 kWh/bimPequeñas demandas Generales hasta 4000 kWh/bimPequeñas demandas Generales más 4000 kWh/bimMedianas y Grandes Demandas hasta 300 kW de PotenciaMedianas y Grandes Demandas más 300 kW de Potencia








26,45 250 845% 473 89% 1688%

95 250 163% 473 89% 398%

26,45 200 656% 316 58% 1095% 95 200 111% 316 58% 233%







($/MWh)

($/MWh)

Usuario con Ahorro entre 10% y 20% respecto 2015

Usuario con Ahorro más de 20% respecto 2015

($/MWh)

($/MWh)

($/MWh)

($/MWh)

Residencial con consumos hasta 1000 kWh/bim

Residencial con consumos más de 1000 kWh/bim

Residencial con consumos hasta 1000 kWh/bim

Residencial con consumos más de 1000 kWh/bim

Plan Estímulo Usuarios Residenciales (Usuarios ahorran respecto 2015)





26,45 0 -- 0 -- -- 26,45 26,87 2% 91,92 242% 248% 26,45 316,87 1098% 315,94 0% 1094% 26,45 316,87 1098% 631,13 99% 2286%



Aumento % respecto 2015($/MWh)Usuario con Tarifa Social ($/MWh) ($/MWh)

Primer Bloque de 300 kWh/bim.Excedente de 300 kWh/Bim - Usuarios con consumo menor o igual al de 2015.Excedente de 300 kWh/Bim - Usuarios con consumo mayor al de 2015 - primer Bloque hasta 450 kWh/mes sobre los 150 kWh/mes.Excedente de 300 kWh/Bim - Usuarios TS con consumo ma-yor al de 2015 - consumo por encima de 450 kWh/mes sobre los 150 kWh/mes.

Tarifa SocialTal como se mencionó anteriormente, para el caso de los Usuarios Residenciales, el Estado Nacional defi ne además del plan Estímulo con metas de ahorro, que pueden ser benefi ciarios de una TARIFA SOCIAL, para lo cual los Usuarios tienen que cumplir una serie de condiciones, accediendo a los siguientes precios dife-renciales de la Energía:

Aplicación de la Tarifa Social en la Provincia de San Juan.

El E.P.R.E., en el marco de las disposiciones del Estado Nacional respecto de la aplicación de la Tarifa Social y Plan Estímulo, ha interactuado con las Autoridades del Gobier-no Nacional, a fi n de precisar fundamentalmente el Universo de Usuarios que en la Provincia están en condiciones de acceder a la Tarifa Social, atenuando de esta manera


el impacto de los nuevos precios de la energía para los Usuarios.

En tal sentido, el E.P.R.E. ha suscripto acuerdos con la Unidad Coordinadora de la Dirección Nacional del Siste-ma de Identifi cación Nacional Tributario y Social, depen-diente del CONSEJO NACIONAL DE COORDINACIÓN DE POLÍTICAS SOCIALES, con el cual se efectúa el inter-cambio de información de los Usuarios a fi n de verifi car la inclusión de cada uno como benefi ciario de la Tarifa Social.

La Resolución E.P.R.E. N° 18/16 dispone que “el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (E.P.R.E.), instru-mente en la Provincia de San Juan las disposiciones de la Resolución Nº 06/16 del Ministerio de Energía y Mine-ría de la Nación, tendientes a aplicar una “Tarifa Social” a un determinado universo de usuarios residenciales de los Agentes Prestadores del Servicio Público de Distri-bución de energía eléctrica en la Provincia de San Juan, adoptará idénticos criterios a los defi nidos por el Estado Nacional, a través del Consejo Nacional de Coordinación de Políticas Sociales”.

Asimismo, mediante la Resolución E.P.R.E. Nº 28/16, se instruyó a las Distribuidoras respecto del accionar en re-lación con la aplicación de la Tarifa Social, disponiendo a su vez que las Distribuidoras deben completar los da-tos de los Usuarios en sus Bases de Datos y facilitar los “Cambios de Titularidad”, de manera de que los proce-sos de identifi cación de benefi ciarios sean exitosos.

El primer cruce realizado de la Base de Datos de Usua-rios de la Provincia de San Juan con las Bases de Datos suministrada por la Nación, arrojó que de los 193.715 usuarios residenciales de Energía San Juan S.A., 42.141 (21,75%) resultaban con atributos para acceder a la Tarifa Social, mientras que para el caso de D.E.C.S.A., de los 9.501 Usuarios residenciales, 3.456 (36,37%) accedían al benefi cio (cruces realizados en febrero de 2016)

Luego de avanzar con la campaña de actualización de los Datos de los Usuarios, el total de usuarios benefi -ciarios para Energía San Juan S.A. asciende a marzo 2017 a 67.861 y para DECSA a 5.122, lo cual implica que más del 35% de los Usuarios residenciales de la Provin-cia de San Juan, son benefi ciarios de la Tarifa Social, destacando que se continúan actualizando los datos de

los Usuarios de manera de que la Tarifa Social llegue a quienes la necesitan.

Nuevas Tarifas de Transporte de Energía Eléctrica en las Facturas de Usuarios de la Provincia de San Juan en 2017

En 2016 el Estado Nacional desarrolló las llamadas “Re-visiones Tarifarias Integrales” (RTI) de las Concesiones de Transporte Nacional (TRANSENER S.A.) y Regional (para San Juan DISTROCUYO S.A.).

En el marco de las RTI mencionadas, el E.N.R.E. convo-có a Audiencias Públicas para tratar las propuestas de TRANSENER S.A. y DISTROCUYO S.A., las cuales fue-ron desarrolladas el 14/12/16.

El E.P.R.E. San Juan participó activamente de las Au-diencias Públicas, destacando que las presentaciones se realizaron por entender que la problemática afecta los in-tereses de los usuarios de la provincia de San Juan y en pleno uso de las atribuciones delegadas por Ley Provin-cial Nº 524-A, sus modifi catorias y Decretos Reglamenta-rios, relacionadas con la defensa de los derechos de los


$ -

$ 10,00

$ 20,00

$ 30,00

$ 40,00

$ 50,00

$ 60,00

$ 70,00

$ 80,00

$ 90,00

Total Transporte Provincia de San Juan en Millones de Pesos por año

Las nuevas tarifas aprobadas (denominada Valor Agre-gado de Transporte), implican afectar las tarifas vigentes por un factor de 11,7 para TRANSENER (+1070%) y de 20 para DISTROCUYO (+1900%), provocando un impor-tante impacto en los valores percibidos por las Empresas Transportistas de parte de los Usuarios y obviamente un impacto en la tarifa que abonan los Usuarios.

Si bien muchas de las cuestiones planteadas por el E.P.R.E. San Juan en las Audiencias Públicas, fueron atendidas por la Autoridad Nacional (E.N.R.E.) a la hora de emitir las Resoluciones aprobatorias de tarifas, hu-bieron otras que no fueron adecuadamente considera-das, por lo tanto, este E.P.R.E., entendiendo la gravedad de la situación y el alto impacto que las nuevas tarifas tienen sobre los Usuarios de la Provincia, planteó recur-so de Reconsideración contra la Resolución E.N.R.E. Nº 67/17 y Nº 68/17, el cual no ha sido resuelto a la fecha.

En el recurso mencionado, el E.P.R.E. planteó cuestio-nes que, de ser atendidas, reducen los Ingresos Reque-ridos Totales al menos un CINCUENTA POR CIENTO (50%) respecto del Ingreso Requerido aprobado en Re-solución E.N.R.E. Nº 68/17.

usuarios del Servicio Público de Electricidad de la Provincia de San Juan.

Posteriormente, el ENRE aprobó la Revisión Tarifaria Integral de TRANSENER y DISTROCUYO, defi niendo nuevas ta-rifas de Transporte en Alta Tensión y Distribución Troncal, que impactan en los Usuarios de la Provincia de San Juan.

+1506

,80%

+ $

75 M

illon

esTOTAL ANUAL 2016

DISTROCUYO TRANSENER

TOTAL ANUAL 2017


T1 - R1 48,02% 51,11% 28,33% 4,59% 200,25% T1 - R2 48,18% 64,15% 34,00% 4,28% 239,86% T1 - R3 39,95% 63,18% 38,84% 3,80% 229,09% T1 - G1 45,34% 39,16% 25,81% 4,63% 166,23% T1 - G2 44,95% 50,33% 31,49% 4,30% 198,85% T1 - G3 38,93% 70,19% 40,75% 3,49% 244,39% T1 AP 47,78% 64,64% 34,89% 3,96% 241,18% T2- SMP 48,88% 64,39% 29,27% 4,70% 231,26% T2- CMP 49,35% 62,27% 25,93% 5,77% 222,77% T3- BT 52,23% 62,33% 27,51% 3,10% 224,88% T3- MT 30,11% 133,58% 36,28% 5,90% 338,60% T-RA RSD 45,16% 101,18% 38,09% 6,56% 329,74% T-RA RCD 37,72% 121,15% 38,31% 5,80% 345,71% TOTAL (Cautivos) 44,22% 68,90% 36,10% 4,26% 245,64%

Febrero 2016 Precios MEM

Marzo 2017 Precios MEM

Marzo 2017 - Transporte

Aumento Total Acumulado

Descongelamiento VAD 2016

Tarifa

Impacto de las medidas del Estado Nacional en la Tarifa de los Usuarios de la Provincia de San Juan, en 2016 y 2017

Las disposiciones del Estado Nacional descriptas (Descongelamiento VAD 2016, Aumento de Precios MEM 2016 y 2017 y Aumento Tarifas de Transporte), tienen el impacto en las tarifas de los Usuarios que se detallan, destacando que los impactos corresponden a la tarifa sin impuestos ni tasas:


Se debe destacar nuevamente que el Descongela-miento VAD, de acuerdo con lo dispuesto en Resolu-ción E.P.R.E. Nº 1/16, se ha realizado durante el año 2016 de manera Gradual para Usuarios Residencia-les con consumos de hasta 1000 kWh/Bim, para Pe-queños Usuarios Generales y para Usuarios de Riego Agrícola Sin Diferimiento, cubriendo las diferencias con recursos del Fondo de Contención Tarifaria crea-do por Ley Provincial Nº 736-A.

Uso Racional de la Energía

En el ámbito de la Provincia de San Juan, en todo momento se ha promovido el Uso Racional y Efi -ciente de la Energía, teniendo en cuenta que en su mayoría, la misma proviene de recursos naturales no renovables. En este marco, por ejemplo:

• Por Resolución E.P.R.E. Nº 452/04 se aprobó el “Programa Solidario Energético para la Producción y Empleo”, el cual promueve el ahorro energético y el uso efi ciente de la energía;

• Por Resolución E.P.R.E. Nº 284/08 se aprobó la

“Guía para el Uso Racional y Efi ciente de la Energía en Edifi cios”, con lineamientos básicos que deben ser tenidos en cuenta por las reparticiones y depen-dencias del Estado Provincial y Municipal conducen-tes al ahorro energético en sus organismos y depen-dencias.

El Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 134, de fecha 16 de diciembre de 2015, (Emergencia del Sector Eléctrico Nacional), dispone que la Política Nacional en materia de abastecimiento, transporte y distribución de la electricidad tiene entre sus objeti-vos principales incentivar el uso efi ciente de la elec-tricidad fi jando metodologías tarifarias apropiadas.

En este contexto, la Resolución del Ministerio de Energía y Minería de la Nación Nº 6/16 prevé que, en orden a avanzar hacia una gestión adecuada de la demanda, mediante incentivos al ahorro y el uso ra-cional de la energía eléctrica de usuarios fi nales resi-denciales (Plan Estímulo), se incorporó, a través del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), un sistema de incentivos que se traducirá en un mecanismo de dis-minución del precio de la energía sancionado como

contrapartida del esfuerzo de cada usuario residen-cial en la reducción del consumo innecesario.

Además defi ne la implementación de una Tarifa So-cial, dirigida hacia los sectores más vulnerables de la sociedad, en donde tendrán un importante benefi cio en cuanto al precio de la energía, aquellos usuarios que logren mantener un consumo en el año 2016, igual o menor al registrado para igual periodo en el año 2015.

Tal como fue destacado, en la Provincia de San Juan se han llevado adelante Programas y Planes de Aho-rro Energético, con el objetivo de estimular y promo-ver el uso efi ciente de la energía. En particular, el uso racional y efi ciente de la energía, se debe promover y destacar en las reparticiones del Estado Provincial (Poder Ejecutivo/Legislativo /Judicial) y Municipal, a fi n de lograr ahorros en los Edifi cios Públicos y Alumbrado Público e incentivar la implementación de medidas de efi ciencia energética en los edifi cios públicos del Estado Provincial.


Impacto de la Tarifa Social y del Ahorro de Energía en la Factura de Usuarios Residenciales: Usuarios con Tarifa SocialSe toma como ejemplo el caso de un Usuario Residencial del Departamento Capital

Usuario Sin Tarifa Social Usuario Con Tarifa Social

T1 - R1 110 $281 $178 $178

T1 - R2 290 $595 $343 $389

T1 - R3 475 $919 $520 $628

T1 - R3 > 1000 650 $1.197 $655 $844

T1 - R3 > 1400 850 $1.515 $809 $1.160

T1 - R3 > 2800 2000 $3.340 $1.704 $2.986

$/mes (Usuario Ahorra respecto 2015)

$/mes (Usuario No Ahorra respecto 2015)$/mesTarifa Consumo Mensual en kWh

Factura Mensual Marzo 2017 (con impuestos para un Usuario Residencial de CAPITAL)

La Resoluciòn E.P.R.E. Nº 90/16, dispone la aplicación en la Provincia de San Juan de un “Programa de Uso Racio-nal de la Energía”, en el cual se promueve el uso racional y efi ciente de la energía eléctrica por parte de la totalidad de los usuarios del servicio público de distribución de la energía eléctrica de la Provincia, evitando derroches innecesarios generados por un uso irracional o desme-

surado de las instalaciones que consumen, incluidos Usuario Residenciales, Suministros Comerciales e In-dustriales y los Suministros Ofi ciales. La Resolución contiene los siguientes Anexos:

• ANEXO I - Guía de Uso Racional de la Energía en el Hogar,

• ANEXO II - Recomendaciones Básicas para ahorrar energía en el Ámbito de las Ofi cinas Públicas,

• Anexo III - Guía para el Uso Racional y Efi ciente de la Energía en Edifi cios.


Factura Mensual Marzo 2017 (con impuestos para un Usuario Residencial de Capital)

T1 - R1 110 $281 $255 $229

T1 - R2 290 $595 $527 $460

T1 - R3 475 $919 $808 $698

T1 - R3 > 1000 650 $1.197 $1.043 $891

T1 - R3 > 1400 850 $1.515 $1.314 $1.113

T1 - R3 > 2800 2000 $3.340 $2.867 $2.396

$/mes (Usuario Ahorra entre 10% y 20% respecto 2015)

$/mes (Usuario Ahorra más de 20% respecto

2015)$/mes (Usuario No ahorra

10% respecto 2015)Tarifa Consumo Mensual en kWh

Usuarios Residenciales sin Tarifa Social, que ahorra más de un 10% del consumo respecto del periodo homologo de 2015 Ejemplo de un Usuario Residencial, Departamento Capital

REVISIÓN TARIFARIA ORDINARIA 2016 – 2021

• Introducción

• Convocatoria a Audiencias Públicas, objeto de las mismas

• Consejo Asesor de Acompañamiento de la Revisión Tarifaria

• Principales resultados y conclusiones:

- Variación del Valor Agregado de Distribución y de la Tarifa Media

- Medidas Regulatorias de Incentivo tendientes a mejorar la Calidad

- Procedimiento de Ajuste de los Ingresos Requeridos

- Tasa de Costo de Capital Propio y Ajeno

- Componentes de Costos aprobados para su consideración en la Tarifa:

Costos Operativos y Plan de Inversiones

- Base de Capital Inicial y Tasa de Costo de Capital

- Nivel de Pérdidas eficientes

- Nivel de Ingresos Requeridos para el Quinquenio

- Variación de la Tarifa Media de Usuarios

30REVISIÓN TARIFARIA ORDINARIA 2016 – 2021

REVISIÓN TARIFARIA ORDINARIA 2016 – 2021

En el presente informe se abordan cada uno de los as-pectos tenidos en cuenta en la Revisión Tarifaria Ordina-ria 2016 – 2021, realizada en la Provincia de San Juan, la cual corresponde a la Cuarta Revisión Tarifaria Ordinaria desde el inicio de la Concesión del Servicio Público de Electricidad en el año 1996.

A fi n de encuadrar legalmente el citado proceso se debe mencionar que el Artículo 42° de la Ley Provincial N° 524-A (Ley Marco Regulatorio) expresa que los servicios suministrados por los Distribuidores deberán ser ofreci-dos a tarifas justas y razonables, proveyendo a los Distri-buidores que operen en forma económica y efi ciente, la oportunidad de obtener ingresos sufi cientes para satisfa-cer los costos operativos razonables aplicables al servi-cio, debiendo tener en cuenta las diferencias razonables que existan en el costo entre los distintos tipos de servi-cios considerando la forma de prestación, asegurando el mínimo costo razonable para los usuarios compatibles con la calidad del abastecimiento.

En este marco, el objetivo de la determinación tarifaria es calcular el precio de los servicios prestados correspon-dientes a los costos mínimos asociados a la operación prudente y efi ciente del concesionario del Servicio Públi-co de Distribución de Electricidad, garantizando el abas-tecimiento de la demanda actual y previsible futura, para el nivel de calidad establecido en el Contrato de Conce-sión, refl ejando las tarifas de distribución de electricidad los costos efi cientes que las explican.

En relación con la defi nición de las tarifas a cobrar por los prestadores del Servicio, el Artículo 44° de la Ley Provin-cial N° 524-A establece que los Contratos de Concesión de Distribuidores incluirán un Cuadro Tarifario inicial que será válido por un periodo de cinco (5) años; estable-ciendo en el Artículo 45° que fi nalizado el periodo inicial de cinco (5) años, el E.P.R.E. fi jará nuevamente las tarifas máximas por periodos sucesivos de cinco (5) años, las que deberán respetar los principios tarifarios aludidos precedentemente.

En tal sentido, el Artículo 47° de la Ley Provincial N° 524-A establece que los distribuidores, dentro del último año del período indicado en el Artículo 44° del Marco

Regulatorio, deberán solicitar la aprobación de los cua-dros tarifarios que respondan a lo establecido en Marco Regulatorio de la Actividad Eléctrica Provincial, y que se proponen aplicar. La reglamentación del citado artículo 47º prevé que “Para realizar el estudio de la propuesta tarifaria presentada por el distribuidor, el Ente confec-cionará una propuesta alternativa. En base a ésta y a la propuesta del concesionario, el E.P.R.E. establecerá el cuadro tarifario para los próximos CINCO (5) años”.

En resumen, se puede decir que la fi jación tarifaria en el marco de una Revisión Tarifaria Ordinaria, implica:

• Defi nir los ingresos monetarios de las empresas Distri-buidoras por un período de 5 años, a ser pagados en sus respectivas tarifas por los usuarios del Servicio Público, debiendo preservarse simultáneamente que la empresa concesionaria cuente con los ingresos sufi cientes para asegurar el abastecimiento de la demanda presente y la previsible en el futuro inmediato, y además que los usuarios abonen por los servicios prestados la mínima tarifa compatible con los costos efi cientes y efi caces de la prestación con la calidad de servicio establecida.

31 REVISIÓN TARIFARIA ORDINARIA 2016 – 2021

Convocatoria a Revisión Tarifaria Ordinaria. Pro-cedimiento de Audiencias Públicas.

En el E.P.R.E. se analizó la propuesta de la Distribuidora de un nuevo Régimen Tarifario y Cuadro Tarifario y ade-más en virtud de cumplirse el plazo fi jado en la norma-tiva Legal y Contractual vigente para la realización de la Cuarta Revisión Tarifaria Ordinaria, se convocó al referi-do proceso de Revisión Tarifaria.

Además, en cumplimiento del mandato legal, el Directo-rio del E.P.R.E. consideró que resultaba necesario llevar a cabo un conjunto de Audiencias Públicas a efectos de dar un tratamiento participativo y transparente a todos los temas comprendidos en la revisión tarifaria quin-quenal, receptando los elementos de juicio relevantes y respetando los derechos de las Distribuidoras concesio-narias del Servicio Público y de los distintos sectores de usuarios involucrados.

La complejidad de las materias a tratar en las Audiencias Pública convocadas, y la necesidad de garantizar un pro-fundo proceso de racionalización y conocimiento a los usuarios e instituciones que invoquen un interés legítimo

o un derecho subjetivo sobre el tema, hizo imprescindi-ble el tratamiento de la cuestión en un conjunto de suce-sivas Audiencias Públicas abarcativas de la problemática en un todo y en sus interrelaciones.

Mediante Resolución E.P.R.E. Nº 1073/15 se dispuso la iniciación del Proceso de Revisión Tarifaria Ordinaria para el periodo comprendido entre el 23 de Enero de 2016 y el 22 de Enero de 2021, convocando a tal efecto a tres Audiencias Públicas.

Respecto de la realización de las Audiencias, por Reso-lución E.P.R.E. Nº 025/16 se pospuso el Cronograma de Audiencias Públicas defi nido originalmente por un térmi-no aproximado de dos (2) meses. Luego por Resolución E.P.R.E. Nº 167/16 se dispuso la realización de las mismas el día 15 de Junio de 2016.

Objeto específico de las Audiencias Públicas realizadas:

a) Análisis de la Evolución y Proyección del Mercado atendido por las Distribuidoras Concesionarias del Servi-cio Público de Distribución de Electricidad – Cantidad de

Usuarios, Demanda de Potencia y de Energía; Régimen de Calidad y Sanciones; Régimen de Suministro para los servicios prestados por las Distribuidoras; Régimen Tari-fario – Normas de Aplicación del Régimen Tarifario.

b) Análisis de los Costos Operativos Efi cientes; Costos efi cientes de materiales y equipos a considerar en la de-terminación tarifaria. Instalaciones y unidades construc-tivas efi cientes; Inversiones de Expansión y de Reposi-ción; Nivel de Pérdidas efi ciente de Energía y Potencia;

c) Determinación de la Base de Capital Inicial Quinquenio 2016 - 2021; Tasa de Retribución de Capital; Ingresos Re-queridos; Campaña de Medición y Estructura del Cuadro Tarifario; Procedimiento para la determinación del Cua-dro Tarifario, Escenarios de variación Tarifa Usuario Final.

Consejo Asesor de Acompañamiento de la RTO 2016 - 2021

Adicionalmente, y dada la necesidad de garantizar la real participación y contralor partiendo del conocimien-to profundo y racionalización del núcleo de la cuestión, y considerando la positiva experiencia realizada en los


procesos tarifarios implementados en el E.P.R.E., se con-sideró imprescindible acompañar el proceso de las Au-diencias Públicas con múltiples sesiones de trabajo en el seno del Consejo Asesor de Acompañamiento de la Revisión Tarifaria Ordinaria 2016 – 2021. Tal Consejo Ase-sor de Acompañamiento asegura la participación de los usuarios en general a través de entidades que realmente los representen y de todos los sectores de la Producción y el Trabajo, a fi n de garantizar que los distintos tipos de usuarios que constituyen el Mercado Eléctrico de San Juan cuenten con toda la información y los resultados de estudios y análisis respectivos.

Por lo tanto, en la referida Resolución E.P.R.E. Nº 1073/15 se convocó también al Consejo Asesor de Acompaña-miento de la Revisión Tarifaria Ordinaria 2016 – 2021, con la siguiente conformación:

Representación de Usuarios:• Defensoría del Pueblo de San Juan• Dirección de Defensa del Consumidor• Uniones Vecinales y Agrupaciones de Vecinos• Red de ONGs San Juan - UNIDEVI San Juan• Sindicato de Amas de Casa de la República Argentina

(S.A.C.R.A.).• Consejo Profesional de Ciencias Económicas de San Juan• Foro de Abogados de San Juan• Centro de Ingenieros de San Juan• Confederación General de Trabajadores (C.G.T.)• U.D.A.P.• Sindicato de Trabajadores de Luz y Fuerza.

Organizaciones Empresariales:• Federación Económica de San Juan• Cámara de Comercio Exterior de San Juan• Cámara Argentina de la Construcción (Delegación San Juan)• Cámara de la Construcción e Inmobiliaria de San Juan• Centro Comercial de San Juan• Cámara Minera de San Juan• Unión Industrial de San Juan• Asociación de Viñateros Independientes• Federación de Viñateros y Productores Agropecua-rios.• Cámara Olivícola de San Juan.• Cámara de Expendedores de Combustibles y Afi nes.

• Cámara de Servicios Mineros.• Cámara Hotelera de San Juan.• Cámara de Bodegueros de San Juan• Cámara Vitivinícola de San Juan

Estado - Poder Concedente:•Diputados en Representación del Poder Legislativo• Representantes del Poder Ejecutivo Provincial• Representantes de los Municipios de la Provincia de San Juan

En las Audiencias Públicas Convocadas, se trataron todos y cada uno de los temas relacionados con la determinación tarifaria, garantizando a las partes inte-resadas el derecho a expresarse libremente sobre los temas Objeto de cada una.

Debe destacarse también que con anterioridad a las Audiencias Públicas, se realizaron diversas Reuniones de trabajo en el seno del Consejo Asesor de Acompa-ñamiento para las Revisiones Tarifarias, en la cuales se abordaron la totalidad de los temas objeto de cada Audiencia Pública, contando estas reuniones con la activa participación de los Integrantes del Consejo.


Cronograma de Reuniones de la RTO 2016 – 2021

Variación del Valor Agregado de Distribución y de la Tarifa Media.

22/12/2015 1º Reunión de Consejo11/04/2016 2º Reunión de Consejo11/05/2016 3º Reunión de Consejo24/05/2016 4º Reunión de Consejo31/05/2016 5º Reunión de Consejo07/06/2016 6º Reunión de Consejo10/06/2016 7º Reunión de Consejo15/06/2016 AUDIENCIA PUBLICA T1 - R1 (menos de 220 kWh/bim.) 939,90 1.012,39 7,71%

T1 - R2 (de 220 kWh a 580 kWh/bim.) 792,85 849,16 7,10%T1 - R3 (más de 580 kWh/bim.) 705,68 760,83 7,82%T1 - G1 (menos de 240 kWh/bim.) 1.012,64 1.094,69 8,10%T1 - G2 (de 240 kWh a 580 kWh/bim.) 836,39 898,44 7,42%T1 - G3 (más de 580 kWh/bim.) 662,85 710,84 7,24%T1 AP 764,82 818,72 7,05%T2- SMP (Potencia entre 10 y 20 kW) 909,03 964,91 6,15%T2- CMP (Potencia entre 20 y 50 kW) 1.021,30 1.088,28 6,56%T3- BT (Potencia más de 50 kW) 946,90 1.002,80 5,90%T3- MT 13,2 R (Potencia más de 50 kW) 678,81 712,47 4,96%T-RA RSD 656,98 706,53 7,54%T-RA RCD 665,20 717,22 7,82%TOTAL (Cautivos) 740,06 792,61 7,10%

Fecha Reunión

Tarifa Media Actual [$/MWh]

Tarifa Media Nueva [$/MWh]

Impacto [%]Tarifa

Principales Resultados y Conclusiones. Resolución E.P.R.E. Nº 216/16

Se expone en primer lugar, un resumen de los prin-cipales resultados y aspectos más relevantes de la Revisión Tarifaria 2016 - 2021, los cuales surgen del profundo análisis de los temas tratados tanto en las múltiples reuniones del Consejos Asesor de Acom-pañamiento, cómo en las Audiencias Públicas reali-zadas el 15/06/16, todo lo cual culminó con la emi-sión de la Resolución E.P.R.E. N° 216/16.

Variación del Valor Agregado de Distribución y de la Tarifa Media.

Como resultado de la Revisión Tarifaria, se defi nieron tarifas de aplicación a los consumos de los usuarios realizados a partir de la fecha de sanción de la Resolución E.P.R.E. Nº 216/2016 (23/06/16), arrojando las va-riaciones que se muestran en la siguiente tabla:


Se destaca que si bien, la variación de la tarifa que abonan los Usuarios resulta en un valor apenas su-perior al 7% en promedio, la variación de los Ingre-sos de la Concesionaria Energía San Juan S.A. en el Quinquenio 2016 - 2021 resultan un 33,73% superio-res a los del Quinquenio anterior si se considera el Valor Presente de los mismos y un 38,10% si se toma la suma de valores corrientes de los Ingresos de los cinco años.

Medidas Regulatorias de Incentivo tendientes a mejorar la Calidad.

Teniendo en cuenta el pedido generalizado de los Usuarios en relación con la importancia de que Energía San Juan S.A. mejore la calidad del Servicio prestado, en la presente Revisión Tarifaria, se dispu-so la continuidad y profundización del mecanismo por el cual, Energía San Juan S.A., si logra una mejo-ra signifi cativa de la calidad brindada a sus Usuarios, obtendrá importantes reducciones de los Unitarios considerados en el cálculo de multas y sanciones, llegando a niveles del 40% de los que corresponde-ría aplicar sin la reducción respectiva.

Procedimiento de Ajuste de los Ingresos Reque-ridos.

La Resolución E.P.R.E. Nº 216/16, aprueba un mecanis-mo claro y objetivo que permite realizar la verifi cación “ex post” de los Ingresos Obtenidos, asegurando que los mismos sean iguales a los previstos en las Revisio-nes Tarifarias (podrían haber desviaciones si los hábitos de consumo de los Usuarios cambian durante el Quin-quenio).

Tasa de Costo de Capital Propio y Ajeno.

La Resolución E.P.R.E. Nº 216/16, aprueba una Tasa de Costo de Capital a reconocer en el Quinquenio del 8% (10,92% para capital propio y 8,50% para capital ajeno), la cual corresponde al Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) e incluye una sobretasa de 450 puntos básicos sobre el Capital Propio cómo incentivo a la in-versión.

Se debe destacar que la tasa de costo de capital men-cionada se aplica sobre un capital que se redetermina en cada Revisión Tarifaria Extraordinaria, y por la tanto

la Tasa aprobada es real (sin infl ación).

Respecto de la Tasa de la deuda reconocida, se pone de relieve que en la Revisión Tarifaria se dispuso la con-tinuidad del mecanismo de Amortización Acelerada de parte de la Redeterminación de la Deuda, llegando a una Tasa Equivalente reconocida para el primer semes-tre 2016 de 24% anual.

Componentes de Costos aprobados para su consideración en la Tarifa

Los Componentes de Costos que se analizaron en el Proceso de Revisión Tarifaria Ordinaria que culminó con la Resolución E.P.R.E. N° 216/16, son los que se de-tallan a continuación, destacando también los valores propuestos por Energía San Juan S.A., los cuales como se puede observar, por lo general están sustancialmen-te por encima de los que resultaron del análisis efectua-do en el marco de las Audiencias Públicas.

Costos Operativos:

Los Costos Operativos, que incluyen todos los gastos


Inversiones Expansión (a moneda de Noviembre 2015)

AT y MT 69,00 79,97 68,82 53,43 52,97 324,19 BT 38,07 38,96 39,87 40,80 41,76 199,46 Otros Bienes de Uso 1,13 1,42 5,29 1,13 0,91 9,89

Propuesta Energía San Juan 165,87 158,21 168,00 157,40 111,53 761,01

2016 2017 2018 2019 2020 TOTAL

108,19 120,35 113,98 95,36 95,64 533,53

Inversiones Expansión [Millones de Pesos]

Total Expansión Aprobado

Costos Operativos

O&M 184,14 187,83 191,60 195,45 199,37 958,39 Administración 55,45 55,91 56,38 56,85 57,32 281,90 Comercialización 56,98 57,62 58,27 58,93 59,59 291,39


2016 2017 2018 2019 2020 TOTAL

296,57 301,37 306,25 311,22 316,27 1.531,68

Costos Operativos [Millones de Pesos]

TOTAL Aprobado

de Operación y Mantenimiento, Administración y Co-mercialización, en un nivel efi ciente, en los que debe in-currir la Distribuidora para abastecer la demanda de los Usuarios en tiempo y forma, a moneda de Noviembre de 2015, para el quinquenio 2016-2021, son los que se detallan en la siguiente tabla:

Plan de Inversiones:

El Plan de Inversiones aprobado, incluye los montos de las Inversiones efi cientes que deben ser realizados por la Distribuidora para abastecer la demanda futura de los Usuarios.

En este punto se destaca la importante divergencia que existe entre el análisis de la Distribuidora y lo defi nido en la Audiencia Pública como Plan de Inversiones efi ciente, lo cual radica principalmente en una visión equivocada de Energía San Juan S.A. de pretender continuar desa-rrollando el sistema de MT 33 kV en zonas donde el Es-tado, a través de los Fondos PIEDE y Fondo Línea de 500 KV Mendoza San Juan, ha desarrollado una importante infraestructura de 132 kV, considerando el desarrollo pro-puesto por Energía San Juan S.A. como no efi ciente.


Inversiones Reposición

AT y MT 19,47 19,37 19,49 19,61 19,73 97,67 BT 8,20 8,31 8,42 8,54 8,66 42,13 Otros Bienes de Uso 2,44 2,27 2,27 2,44 2,27 11,71


2016 2017 2018 2019 2020 TOTAL

30,11 29,96 30,19 30,60 30,67 151,51

Inversiones Reposición [Millones de Pesos]

Total Reposición Aprobado

Base de Capital Inicial y Tasa de Costo de Capital:

La Base de Capital, representa el monto del Capital inmovilizado por el Concesionario, sobre el que se calcula el costo de capital, aplicando a la Base ob-tenida, la Tasa De Costo De Capital efi ciente, deter-minada también en el marco de la Revisión Tarifaria.

La Base de Capital defi nida, incluye como valor ini-cial la base de capital del quinquenio anterior, a la que se le suman las inversiones efi cientes realizadas en el quinquenio anterior y se le restan las deprecia-ciones, teniendo en cuenta la vida útil de los bienes.

Respecto de la tasa de costo de capital, también se presentaron importantes divergencias entre los pro-puesto por Energía San Juan S.A. y lo determinado como efi ciente en la discusión tarifaria, debido prin-cipalmente a la pretención de la Distribuidora de que se le retribuyan riesgos que no son asumidos por la Empresa, sino que se transfi eren a los usuarios con el mecanismo de Revisiones Tarifarias Extraordina-rias vigente.

Aprobada 2.057,96Propuesta Energía San Juan 2.103,96

Aprobada 8,00%Propuesta Energía San Juan 13,15%

Base de Capital (a moneda Noviembre 2015)

Tasa de Costo de Capital % anual

Inicial


Nivel de Perdida eficientes: La Tarifa aprobada incluye el reconocimiento de un ni-vel de pérdidas efi ciente, considerando tanto las pér-didas técnicas (producidas en las redes por leyes de la física) cómo las no técnicas (originadas principalmente en robo y hurto de energía).

En la Revisión Tarifaria se determinó como Nivel de per-didas efi ciente, para la energía un valor del 7%, y para la potencia un valor del 9,07%, ambos tomados sobre valores operados, mientras que la propuesta de la Dis-tribuidora era el reconocimiento de 8,54% de pérdidas de energía y 12.25% para la potencia.

Nivel de Ingresos Requeridos 2016 - 2021: En la Revisión Tarifaria, se analizan la totalidad de los componentes de costos de la Distribuidora, defi niendo los valores efi cientes a reconocer, habiendo mostrado en los puntos anteriores los principales. Una vez deter-minados todos los componentes, se calcula el Ingreso Requerido, que consiste en los ingresos que necesitará la Distribuidora en el Quinquenio para prestar el ser-vicio, teniendo en cuenta la demanda prevista de los Usuarios.

Se observa que Energía San Juan S.A. pretendía se le reconocieran ingresos un 41% mayores a los que resultaron efi cientes de acuerdo a lo analizado y dis-cutido en las Audiencia Pública.

Se debe mencionar también que el Ingreso Requeri-do aprobado, resulta un 38% superior al vigente en el Quinquenio anterior, de lo que se desprende que la Distribuidora pretendía un aumento de los Ingre-sos del 95% respecto del Quinquenio anterior.

Variación de Tarifa Media Usuarios:

Una vez determinado el Ingreso Requerido para el quinquenio, se determina la tarifa de cada grupo de usuarios, teniendo en cuenta la participación de cada sector en los costos, para lo cual se utilizan los resultados de la Campaña de Medición realizada en

los años 2013 y 2015. Un detalle del análisis realiza-do sobre este tema, y sobre la totalidad de los temas que impactan en la determinación tarifaria, se pue-de encontrar en los considerandos de la Resolución E.P.R.E. N° 216/16.

La variación de la tarifa media, luego de todos los análisis efectuados, resultó en promedio en un 7,10%, destacando que la Distribuidora con su pro-puesta pretendía un aumento de aproximadamente un 35%.

Se destaca que la Revisión Tarifaria culminó con la Resolución E.P.R.E. Nº 216/16, emitida el 23/06/16, encontrándose fi rme y consentida, con vigencia ple-na de sus efectos y no existiendo cuestionamiento alguno realizado en sede administrativa o judicial por ninguna de las partes intervinientes en el proceso.

2016 2017 2018 2019 2020 TOTAL

630,24 670,91 713,82 759,01 802,60 3.576,58

INGRESOS REQUERIDOS

Total Aprobado

Propuesta Energía San Juan 884,14 945,12 1.007,07 1.071,61 1.136,87 5.044,83

AUDIENCIAS PÚBLICAS - REVISIONES TARIFARIAS ORDINARIAS Y EXTRAORDINARIAS EN 2016

Defensor del Pueblo

Asociación Viñateros independientes

Directorio E.P.R.E.

Cámara de Diputados: Dip. Mario Tello


Sindicato Luz y Fuerza

C.G.T. San Juan

Defensa al Consumidor

Asociaciones Civiles: Conciencia y Unidevi

Energía San Juan S.A.

D.E.C.S.A. - Caucete

Cámara Vitivinícola

Defensor del Usuario


EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MENSUAL DE USUARIOS TÍPICOS

• Composición de la Tarifa de Usuarios Final

• Evolución del Precio de Adquisición de la Energía en el Mercado Eléctrico

Mayorista

• Evolución de la composición de la Tarifa de Usuario Final desde 2011, sin

Impuestos ni Tasas.

• Evolución de la Tarifa Mensual de Usuarios Típicos, sin Impuestos ni Tasas y

sin considerar el impacto de la Variación de los Precios de la Energía.

- Variación de la Tarifa por impacto del Valor Agregado de Distribución

(VAD), porcentaje de aumento desde el año 2000.

44EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MENSUAL DE USUARIOS TÍPICOS

EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MENSUAL DE USUARIOS TÍPICOS

Composición de la Tarifa de Usuario Final.

Las tarifas que cobran las empresas concesionarias del servicio público de distribución de electricidad, incluyen en el polinomio de cálculo, además de los costos relacionados con el uso de las redes de Distri-bución, términos que representan el costo de adqui-sición de la energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y el transporte de la energía.

El costo de adquisición de la energía para las empre-sas distribuidoras, está relacionado con los Precios de Referencia sancionados en cada periodo estacio-nal por la Autoridad Nacional, los cuales refl ejan la evolución de los costos de generación en el MEM.

Los costos referidos, han tenido históricamente una participación porcentual de aproximadamente el 50% en la tarifa fi nal abonada por los Usuarios (sin impuestos), porcentaje impactado con tendencia a reducirse infl uenciado por el nivel de subsidios que

el Estado Nacional ha mantenido sobre los precios de la energía hasta el año 2015.

A partir de febrero de 2016, el Estado Nacional in-trodujo variaciones importantes en los precios que refl ejan los costos de generación en el MEM. De esta manera, la participación porcentual de los costos de generación en el MEM en la tarifa que abonan los Usuarios, pasó de tener participaciones de menos del 25% a participaciones cercanas al 60% (sin im-puestos). Por lo que las variaciones en los Precios de Referencia sancionados por la Autoridad Nacional infl uyen en esa proporción en la tarifa pagada por los Usuarios.

La tarifa que abonan los usuarios incluye tanto los valores de adquisición de la energía eléctrica en el M.E.M. y su transporte; como lo concerniente al V.A.D., Valor Agregado de Distribución (defi nido en San Juan mediante Audiencias Públicas).

En el año 2016 el VAD incluido en las tarifas que abo-nan los Usuarios ha sufrido variaciones relacionadas con el descongelamiento del mismo. Este desconge-

lamiento se produce a raíz de que el Estado Nacional decidió no continuar con el congelamiento dispuesto durante los años 2014 y 2015 en virtud de las previ-siones del programa de Convergencia de Tarifas sus-cripto entre el Estado Nacional y la Provincia de San Juan.

Si bien el Estado Nacional, tomó la decisión de no prorrogar el congelamiento y las tarifas a los Usua-rios debieron pasar a refl ejar desde el 1° de enero de 2016 la totalidad de los aumentos aprobados y no aplicados durante 2014 y 2015 (para la Provincia de San Juan estos aumentos acumulaban aproximada-mente un 45% en dos años), el E.P.R.E. a través de Resolución N° 1/16, dispuso que el descongelamien-to fuera gradual para usuarios de menores recursos, pequeños comercios y de riego agrícola, cubriendo las diferencias entre la tarifa aplicada a los usuarios y la reconocida a las Distribuidora con recursos del Fondo de Contención Tarifaria.

Se debe destacar que también las variaciones obser-vadas en la tarifa abonada por los Usuarios en 2016 obedecen a la evolución del resto de los componen-

45 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MENSUAL DE USUARIOS TÍPICOS

tes de la misma, entre los que se mencionan: Costos del Sistema de Transporte, Gastos CAMMESA, Tasas de Inspección y Control, Costo de Abastecimiento de Sistemas Aislados al momento de la sanción de la Ley del Fondo PIEDE, Valores de Potencia y Energía operadas en el sistema Provincial, etc.

Por otra parte, en el año 2016, en el marco de las pre-visiones de la norma Legal y Contractual vigentes, se realizó en la Provincia de San Juan la Cuarta Revisión Tarifaria Ordinaria que corresponde al Quinquenio 2016 - 2021, en la cual se defi ne el Cuadro y Régimen Tarifario con vigencia desde principios de 2016 hasta principios de 2021. En el presente Informe, y dada la relevancia de este Proceso, se incluye un Capítulo es-pecial en el que se resumen los principales aspectos analizados en el proceso.

Como resultado de la Revisión Tarifaria Ordinaria, se emitió la Resolución E.P.R.E. N° 216/16, en la cual se aprobó un incremento promedio en la tarifa de los Usuarios del 7,10%, vigente para los Usuarios desde el 23/06/16 y para las Distribuidoras desde el 23/01/16, cubriendo con recursos del Fondo de Con-

tención Tarifaria las diferencias entre la tarifa aplicada a los Usuarios y la aprobada para las Distribuidoras en el periodo 23/01/16 – 22/06/16.

Además, durante 2016 y principios de 2017, se lleva-ron a cabo dos Revisiones Tarifarias Extraordinarias, una correspondiente a Julio 2016 y la otra corres-pondiente a Enero 2017. Se realizaron en el marco de Procesos de Audiencia Pública, con la activa par-ticipación del Consejo Asesor de Acompañamiento y culminaron con la emisión de las Resoluciones E.P.R.E. N° 850/16 y N° 403/17, con aumentos tarifa-rios promedios del 12,78% y 4,33% respectivamente.

Evolución del Precio de Adquisición de la Energía MEM

Como se ha explicitado, el Costo de Adquisición de la Energía en el MEM, es un componente importante de la Tarifa que abonan los Usuarios. Este Costo es de-fi nido trimestralmente por la Autoridad Nacional en base a los cálculos realizados por la Compañía Admi-nistradora del MEM (CAMMESA), y las disposiciones que al efecto emanan del Poder Ejecutivo Nacional.

Tal como se menciona anteriormente, en los prime-ros meses del año 2016, las nuevas autoridades del Estado Nacional, dispusieron un importante aumen-to de los precios de la energía, defi niendo nuevos precios a ser abonados por los Usuarios a partir del 1º de febrero de 2016, lo cual ha sido ampliamente abordado en un capítulo especial del Informe Anual 2015 de este E.P.R.E.

Luego, durante el año 2016, el Estado Nacional no dispuso nuevos aumentos, los que si se produjeron en los primeros meses de 2017, aumentos a los que se les agregan también aumentos en las Tarifas de Transporte de la Energía en la Jurisdicción Nacional.

En el presente Informe, se incluye nuevamente un Capítulo especial, relacionado con el impacto de las medidas del Estado Nacional en las tarifas de los Usuarios, abordando tanto los aumentos del precio de la energía en 2016 y principios de 2017 como las disposiciones vinculadas a las Tarifas de Transporte de Energía Eléctrica, las cuales han experimentado aumentos signifi cativos.


Evolución de la composición de la Tarifa de Usuario Final desde 2011, sin Impuestos ni Tasas.

En el presente apartado, se analiza la evolución de la composición de la tarifa a Usuario Final, presen-tando el porcentaje que corresponde al VAD (Valor Agregado de Distribución) y al denominado Pass Through (Costos de Energía y Potencia en el MEM, Transporte, y otros cargos incluidos en la tarifa).

En el gráfi co se muestra la evolución de la tarifa aprobada durante los años 2014 y 2015, recordando que a los usuarios estas variaciones no les han sido aplicadas hasta enero 2016 y de manera gradual a partir de esa fecha.

Se observa que durante el quinquenio 2011 - 2015, por efecto de los subsidios que el Estado Nacional destinó al precio de la energía en el MEM, la partici-pación del VAD en la tarifa resulta cada vez mayor en la medida que se ha actualizado la tarifa producto de la redeterminación de los Costos en las Revisiones Tarifarias Extraordinarias, en el marco de las respec-tivas Audiencias Públicas. Este aumento en la parti-

RTO 2011 RTE Jul 2011 RTE Ene 2012 RTE Jul 2012 RTE Ene 2013 RTE Jul 2013 RTE Ene 2014 RTE Jul 2014 RTE Ene 2015 RTE Jul 2015 RTO Ene 16 RTE Jul 16

Pass Through 45,20% 45,70% 45,65% 44,18% 41,14% 36,94% 33,00% 28,67% 26,78% 24,96% 54,63% 50,69%

VAD 54,80% 54,30% 54,35% 55,82% 58,86% 63,06% 67,00% 71,33% 73,22% 75,04% 45,37% 49,31%

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

VAD Pass Through

Composición de la Tarifa de Usuario Final desde 2011, sin Impuestos ni Tasas

47 EVOLUCIÓN DE LA TARIFA MENSUAL DE USUARIOS TÍPICOS

cipación del componente VAD, hace que progresiva-mente, a iguales variaciones aprobadas para el VAD, el impacto en la tarifa de Usuario Final ha sido cada vez mayor.

A partir del año 2016, con la nueva política de defi ni-ción de precios del MEM dispuesta por la Autoridad Nacional, la composición de la tarifa a Usuario Final, toma nuevamente la relación histórica de 50% para el VAD y 50% para costos de la energía en el MEM, verifi cándose en los últimos periodos que la partici-pación de los costos de la Energía en el MEM supera este 50%, llegando a más del 60% a principios de 2017 (con el nuevo aumento de precios del Mercado Eléctrico Mayorista).

Evolución de la Tarifa Mensual de Usuarios Típicos, sin Impuestos ni Tasas y sin conside-rar el impacto de la Variación de los Precios de la Energía. Se trata de refl ejar el impacto en la tarifa del Valor Agregado de Distribución y otros parámetros apro-bados por el E.P.R.E., previa actuación del Consejo

Asesor de Acompañamiento de las Revisiones Tari-farias y de la realización de Audiencias Públicas al efecto.

Se consideran los Resultados de las Revisiones Tari-farias realizadas en la Provincia de San Juan desde el año 2000, grafi cando la variación porcentual acu-mulada de la Tarifa de Usuarios Residenciales con distintos niveles de consumo, Usuarios de Medianas y Grandes Demandas, y Usuarios de Riego Agrícola, considerando a tal efecto que los componentes de la tarifa provenientes del MEM, se mantienen cons-tantes e iguales a los defi nidos por la Autoridad Na-cional como Precios de la Energía para Usuarios de hasta 300 kW de potencia para Febrero de 2016.

Durante el año 2014 y 2015, en las tarifas de los Usua-rios no se han observado variaciones provenientes del Valor Agregado de Distribución, dado que en el periodo estos valores han estado “congelados” como producto de lo previsto en el Programa de Convergencia Tarifaria. En el año 2016 la Autoridad Nacional dispuso la fi nalización del Congelamiento establecido para 2014 y 2015, habiendo comenzado

los Usuarios a pagar las variaciones aprobadas en 2014 y 2015.

En tal sentido, el E.P.R.E., en base a lo discutido en las Audiencias Públicas y en las reuniones del Con-sejo Asesor de Acompañamiento, estableció la apli-cación de las variaciones aprobadas en 2014 y 2015, para los consumos a partir del 1º de enero de 2016, destacando que para un gran número de Usuarios, estas variaciones se aplicaron de manera gradual durante 2016.

A modo indicativo de lo sucedido con la cuestión ta-rifaria se presentan a continuación gráfi co que mues-tra los resultados promedios alcanzados, a diciem-bre de 2016, con el impacto del descongelamiento de tarifas dispuestos por la Autoridad del Estado Na-cional en el año 2016 y el impacto de las Revisiones Tarifarias desarrolladas durante el año.

Se muestra también la variación tarifaria acumulada a Diciembre 2015, destacando que tales tarifas es-tuvieron congeladas durante 2014 y 2015 a valores de 2013.


51,37%58,86% 62,04%

87,20%78,75%

117,52%127,00%

117,04%

23,99%

80,42%

88,68%101,62%

107,11%

150,55%

135,96%

202,90%

219,26%

202,07%

41,41%

138,84%

0,00%

50,00%

100,00%

150,00%

200,00%

250,00%

T1-R1 Consumo 55 kWh/mes





T2 SMP Consumo 1800 kWh/mes

T2 CMP Consumo 6390 kWh/mes

T3 BT Consumo 12600 kWh/mes

TRA Consumo 12600 kWh/mes

Promedio

Diciembre 2015 Diciembre 2016

Variación de la Tarifa por impacto del Valor Agregado de Distribución (VAD) Porcentaje de aumento desde el año 2000

VALORES TARIFARIOS MÁXIMOS VIGENTES A DICIEMBRE DE 2016

• Valores Tarifarios Máximos, Periodo 01/11/2016 – 31/01/2017

• Valores Tarifarios Máximos - Usuarios Beneficiarios Tarifa Social y

Plan Estímulo Res. MEyM Nº 6/16. Periodo 01/11/2016 – 31/01/2017.

50VALORES TARIFARIOS MÁXIMOS VIGENTES A DICIEMBRE DE 2016

TARIFA N°1 - PEQUEÑAS DEMANDAS

Unidad

Unidad

Uso Residencial

Uso General Alumbrado Público

T1-R1

T1-G1

T1-R2

T1-G2

T1-R3

T1-G3

Consumo bimestral

Consumo bimestral

Hasta 220 kWh

Hasta 240 kWh

Mayor a 220 kWh y

hasta 580 kWh

Mayor a 240 kWh y

hasta 580 kWh

Mayor a 580 kWh y hasta1000 kWh

Mayor a 580 kWh y menor que 4000 kWh

Mayor a 1000 kWh y hasta 1400 kWh

Mayor o igual a 4000 kWh


Mayor a 2800 kWh

Todos los consumos

Cargo fi jo (haya o no consumo) $/bimestre 15,74 0,28 166,72 166,72 166,72 166,72

Cargo variable por energía $/kWh 1,0440 0,8338 0,7512 0,7512 0,7512 0,7512

Cargo fi jo (haya o no consumo) $/bimestre 15,49 90,81 235,16 235,16 120,88 Cargo variable por energía $/kWh 1,1078 0,8456 0,7324 0,7324 0,9266

T1-AP

VALORES TARIFARIOS MÁXIMOS A DICIEMBRE DE 2016 - (PERIODO: 01/11/16 - 31/01/17)

51 VALORES TARIFARIOS MÁXIMOS VIGENTES A DICIEMBRE DE 2016

TARIFA N°2 - MEDIANAS DEMANDAS

Unidad SMP CMP

Demanda máxima contratada Desde 10 kW Desde 20 kW y menor a 20 kW y menor a 50 kWCargo fi jo (haya o no consumo) $/mes 577,95 358,35

Cargo variable por energía $/kWh 0,9301 0,6795

Por capacidad de suministro $/kW-mes - 93,660

TARIFA N°3 - GRANDES DEMANDAS

Cargo fi jo (haya o no consumo) $/mes 990,12 1803,16 1803,16 1803,16 1803,16Por capacidad de suministro contratada en horas de punta $/kW-mes 5,579 8,906 8,748 8,729 8,558Por máxima capacidad de suministro contratada $/kW-mes 121,543 61,243 35,337 24,363 17,298Por consumo de energíaPotencias menores a 300 kW-mesEn horas de punta $/kWh 0,4366 0,4132 0,4082 0,4076 0,4022En horas de valle nocturno $/kWh 0,4170 0,3947 0,3900 0,3894 0,3841En horas restantes $/kWh 0,4216 0,3990 0,3942 0,3936 0,3884Potencias mayores o iguales a 300 kW-mesEn horas de punta $/kWh 0,9209 0,8716 0,8612 0,8599 0,8483En horas de valle nocturno $/kWh 0,9028 0,8544 0,8442 0,8429 0,8316En horas restantes $/kWh 0,9074 0,8588 0,8485 0,8473 0,8359

Unidad BT MT 13,2 R MT 13,2 B MT 33 AT



TARIFA N°4 - SERVICIO DE PEAJE

Cargo fi jo (haya o no consumo) $/mes 358,35 990,12 1803,16 1803,16 1803,16 1803,16Por capacidad de suministro contratada en horas de punta $/kW-mes - 4,760 7,490 7,332 7,314 7,142Por máxima capacidad de suministro contratada $/kW-mes 140,268 121,543 61,243 35,337 24,363 17,298Cargo variable por energía $/kWh 0,1018 - - - - -Por consumo de energíaPotencias menores a 300 kW-mesEn horas de punta $/kWh - 0,1097 0,0863 0,0814 0,0808 0,07530En horas de valle nocturno $/kWh - 0,0993 0,0770 0,0722 0,0716 0,06642En horas restantes $/kWh - 0,0990 0,0765 0,0717 0,0711 0,06580Potencias mayores o iguales a 300 kW-mesEn horas de punta $/kWh - 0,1425 0,0931 0,0827 0,0814 0,06985En horas de valle nocturno $/kWh - 0,1334 0,0851 0,0748 0,0736 0,06224En horas restantes $/kWh - 0,1332 0,0847 0,0743 0,0731 0,06170

Unidad CMP BT MT 13,2 R MT 13,2 B MT 33 AT


53 VALORES TARIFARIOS MÁXIMOS VIGENTES A DICIEMBRE DE 2016

TARIFA RA - RIEGO AGRICOLA CONEXIONES DOMICILIARIAS

SERVICIO DE REHABILITACION

Unidad SMP CMP

Tipo de suministro Importe

Cargo fi jo (haya o no consumo) $/mes 272,32 383,94

Por capacidad de suministro contratada en horas de punta $/kW-mes 9,273 9,273

Por máxima capacidad de suministro contratada $/kW-mes 62,681 67,359

Por consumo de energía

Potencias menores a 300 kW-mes

En horas de punta $/kWh 0,4254 0,4254

En horas de valle nocturno $/kWh 0,4063 0,4063

En horas restantes $/kWh 0,4108 0,4108

Potencias mayores o iguales a 300 kW-mes

En horas de punta $/kWh 0,8973 0,8973

En horas de valle nocturno $/kWh 0,8796 0,8796

En horas restantes $/kWh 0,8841 0,8841

Tipo Comunes Especiales

Aéreas monofásicas $ 150,09 $ 394,06

Subterráneas monofásicas $ 463,74 $ 1.267,85

Aéreas trifásicas $ 284,13 $ 694,32

Subterráneas trifásicas $ 713,00 $ 1.310,76

Tarifa N°1 - Uso Residencial $ 12,33

Tarifa N°1 - Uso General y AP $ 74,56

Tarifa N°2, 3 y 4 $ 197,24

ENERGIA REACTIVA: Tarifas N°2 y N°3: Recargo por cada centésimo de Tg fi en exceso del 62%: 1.5%



TARIFA N°1 - PEQUEÑAS DEMANDAS

Unidad

Plan Estímulo - art. 5º Resolución SEyM Nº 6/2016 - (Ahorra entre 10 y 20%)

Plan Estímulo - art. 6º Resolución SEyM Nº 6/2016 - (Ahorra más de 20%)

Tarifa Social - art. 7º Res. SEyM Nº 6/2016 punto a) - (Consumo hasta 300 kWh/Bim.)

Tarifa Social - art. 7º Resolución SEyM Nº 6/2016 punto b) - (Consumo por encima de 300 kWh/Bim.) - (Usuario ahorra respecto del año anterior)

T1-R1 T1-R2 T1-R3

Consumo bimestralHasta 220 kWh Mayor a

220 kWh yhasta 580 kWh

Mayor a 580 kWh y hasta1000 kWh



Mayor a 2800 kWh

Cargo fi jo (haya o no consumo) $/bimestre 15,74 70,28 166,72 166,72 166,72 166,72Cargo variable por energía $/kWh 0,9688 0,7585 0,6760 0,6760 0,6760 0,6760




VALORES TARIFARIOS MÁXIMOS TARIFA SOCIAL y PLAN ESTÍMULO RES. MEyM N° 6/16 VIGENTES A DICIEMBRE DE 2016 (PERIODO: 01/11/2016 - 31/01/2017)

REUNIONES DEL CONSEJO ASESOR DE ACOMPAÑAMIENTO DE LAS REVISIONES TARIFARIAS AÑO 2016

56REUNIONES DE CONSEJO DE ACOMPAÑAMIENTO DE LAS REVISIONES TARIFARIAS 2016

E.P.R.E. MARCO JURÍDICO NORMATIVO VIGENTE

Marco Jurídico Normativo Sancionado entre Mayo 2016 y Mayo 2017

Marco Jurídico Normativo Sancionado en el año 2015

Marco Jurídico Normativo Sancionado hasta 2014

Leyes, Decretos, agrupadas por temáticas: Marco Regulatorio; Servidumbre Adminis-

trativas para Electroductos; Fondo de Contención Tarifaria; Tarifa Social; Fondo Solidario

Hospitalario; Emergencia Social, Económica, Financiera y Cambiaria; Subsidios al Cargo

Fijo; Fondo del Plan de Infraestructura Eléctrica Provincial para el Desarrollo;

Socioeconómico y Productivo (Fondo PIEDE); Fondo Especial para la Línea de Interco-

nexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan; Interconexión al Sistema Interconectado

Provincial de las Redes de Calingasta y Valle Fertil; Obras que resultan necesarias para

concretar la Operación en Extra Alta Tensión (500 kV) de los vínculos eléctricos de la

Provincia de San Juan con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

58MARCO JURÍDICO NORMATIVO

MARCO JURÍDICO NORMATIVO SANCIONA-DO ENTRE MAYO 2016/MAYO 2017

LEY Nº 1565-A: Autoriza al Poder Ejecutivo Provincial, a través del Ministerio de Hacienda y Finanzas, a fi n de que afecte en carácter de Activo Regulatorio, la suma de Pesos Cuarenta Millones Trescientos Ochenta Mil Cua-trocientos Noventa y Tres con 15/100 ($ 40.380.493,15) a la cuenta correspondiente al Fondo de Contención Tarifaria (FCT), creado por Ley Provincial Nº 739-A, con el fi n de contener tarifas del servicio público de distribu-ción de la energía eléctrica.

LEY Nº 1569-A: Aprueba el Convenio de implemen-tación de ayuda económica a empresas productivas electrointensivas Componente A, celebrado en fecha 05/12/2016, entre la Secretaría de Industria y Servicios del Ministerio de la Producción de la Nación, y el Minis-terio de Producción y Desarrollo Económico de la Pro-vincia de San Juan.

Aprueba el Convenio de implementación de ayuda eco-nómica a empresas productivas críticas, Componente B, celebrado en fecha 05/12/2016, entre la Secretaría

de Industria y Servicios del Ministerio de la Producción de la Nación, y el Ministerio de Producción y Desarrollo Económico de la Provincia de San Juan.

MARCO JURÍDICO NORMATIVO SANCIONA-DO EN EL AÑO 2015

Ley Nº 1339-I: Se exime del pago de todo impues-to, canon, tasa retributiva por servicios que presta la administración pública provincial, a determinadas obras de Infraestructura Eléctrica. (Línea 500 kV San Juan-Rodeo, ET Bauchazeta y obras complementa-rias)

Ley Nº 1340-I: Se exime del pago de todo impues-to, canon, tasa retributiva por servicios que presta la administración pública provincial, a determinadas obras de Infraestructura Eléctrica.

Ley Nº 1384-A: Declara de utilidad pública y sujeto a expropiación diversos terrenos ubicados en el De-partamento Rivadavia, con el objeto de mantener el retiro (espacio libre entre instalaciones eléctricas y la circulación urbana) de las Estaciones Transformado-

ras Nueva San Juan y La Bebida, entre otras.Ley Nº 1359-A: Declara de utilidad pública y sujeto a expropiación un terreno ubicado en el Departamen-to Rawson, con el objeto de construir la ET Rawson/Pocito.

Ordenanza Nº 2391-CD-2015 CHIMBAS: Adhesión a la Ley Provincial Nº 1193-I respecto de las Obras de Infraestructura Eléctrica situadas en el Departamento de Chimbas.Ordenanza Nº 6699-CD-2015 RAWSON: Adhesión a la Ley Provincial Nº 1193-I respecto de las Obras de Infraestructura Eléctrica situadas en el Departamento de Rawson.

Ordenanza Nº 5048-CD-2015 POCITO: Adhesión a la Ley Provincial Nº 1193-I respecto de las Obras de Infraestructura Eléctrica situadas en el Departamento de Pocito.

Ordenanza Nº 2135-CD-2015 ALBARDÓN: Adhesión a la Ley Provincial Nº 1193-I respecto de las Obras de Infraestructura Eléctrica situadas en el Departamento de Albardón.

59 MARCO JURÍDICO NORMATIVO

Marco Regulatorio

• Ley N° 524-A: Marco Regulador de la Actividad Eléctrica Provincial.

• Decreto N° 0387/95: Reglamentario de la Ley N° 6668.

• Decreto 1665-MPIyMA-97: Reglamentario de la Ley N° 6668.

• Decreto N° 0058/96: Aprueba el Contrato de Con-cesión del Servicio Público de Distribución de Ener-gía Eléctrica en baja, media y alta tensión, la actividad de comercialización y la generación en localidades aisladas en San Juan.

• Decreto N°: 178/11: Aprueba la Addenda I al Con-trato de Concesión del Servicio Público de Distribu-ción de Energía Eléctrica en baja, media y alta ten-

MARCO JURÍDICO NORMATIVO SANCIONADO HASTA 2014

Se individualizan las normas, indicando su número y un breve extracto de su contenido, agrupando las mismas en diferentes temáticas.

sión, la actividad de comercialización y la generación en localidades aisladas en la Provincia de San Juan, que reemplaza al artículo 5º, extendiendo el plazo del Primer Periodo de Gestión del plazo de Conce-sión.

• Resolución E.P.R.E. Nº 343/2006: Aprueba el con-tenido y términos de la “Minuta con Coincidencias Alcanzadas” rubricadas en fecha 27 de Junio de 2006 entre el Gobierno de la Provincia de San Juan y representantes de Energía San Juan S.A.

• Decreto Nº 1728/06: de fecha 21/11/2006. Ratifi ca y aprueba el contenido del Anexo Parte A “Addenda” del “Acuerdo Final” suscripto en fecha 05/09/2006 entre el Ministro de lnfraestructura y Tecnología, el Presidente del Ente Provincial Regulador de la Elec-tricidad (E.P.R.E.) por una parte, y Energía San Juan S.A. y Agua Negra S.A por la otra parte y que es

incorporada en carácter de “Addenda” al Contrato de Concesión vigente.

Servidumbres Administrativas para Electroductos• Ley N° 167-A: Régimen Jurídico de las Servidum-bre Administrativas para Electroductos.

Fondo de Contención Tarifaria

• Ley N° 739-A: Creación del Fondo de Contención Tarifaria

Tarifa Social

• Ley Nº 709-A: Creación de una Tarifa social para usuarios fi nales del servicio público de electricidad.


Fondo Solidario Hospitalario

• Ley Nº 426-Q: Creación del Fondo Solidario Hos-pitalario, El que se conformará con los recursos que provengan de los usuarios del servicio de energía eléctrica.

Subsidios al Cargo Fijo

• Decreto N° 576-MOSPyMA-01: Aprueba el Conve-nio de Otorgamiento de Subsidios a usuarios fi nales del servicio público de Distribución de Electricidad fi rmado entre la Provincia de San Juan y la Distribui-dora Energía San Juan SA como concesionaria del Servicio Público de Distribución de Electricidad.

•Decreto N° 0379-MlyT-11: de fecha 08/04/201. Aprueba el Acta Acuerdo Complementaria suscrip-ta entre la Provincia de San Juan y la Distribuidora Energía San Juan S.A.

• Decreto N”721-MOSPyMA-03: de fecha 11/08/2003.

Aprueba el Convenio de Otorgamiento de Subsidios a usuarios fi nales del servicio público de Distribución de Electricidad fi rmado entre la Provincia de San Juan y D.E.C.S.A.

• Decreto N° 384- MlyT-11: de fecha 12/04/11. Aprueba el Acta Complementaria celebrada entre la Provincia de San Juan y D.E.C.S.A. .

Servidumbres Administrativas para Electroductos

• Ley N° 167-A: Régimen Jurídico de las Servidum-bre Administrativas para Electroductos.

Fondo de Contención Tarifaria

• Ley N° 739-A: Creación del Fondo de Contención Tarifaria

Tarifa Social

• Ley Nº 709-A: Creación de una Tarifa social para usuarios fi nales del servicio público de electricidad.

Fondo Solidario Hospitalario

• Ley Nº 426-Q: Creación del Fondo Solidario Hos-pitalario, El que se conformará con los recursos que provengan de los usuarios del servicio de energía eléctrica. Subsidios al Cargo Fijo

• Decreto N° 576-MOSPyMA-01: Aprueba el Conve-nio de Otorgamiento de Subsidios a usuarios fi nales del servicio público de Distribución de Electricidad fi rmado entre la Provincia de San Juan y la Distribui-dora Energía San Juan SA como concesionaria del Servicio Público de Distribución de Electricidad.

• Decreto N° 0379-MlyT-11: de fecha 08/04/201. Aprueba el Acta Acuerdo Complementaria suscrip-ta entre la Provincia de San Juan y la Distribuidora Energía San Juan S.A.

• Decreto N”721-MOSPyMA-03: de fecha 11/08/2003. Aprueba el Convenio de Otorgamiento


de Subsidios a usuarios fi nales del servicio público de Distribución de Electricidad fi rmado entre la Pro-vincia de San Juan y D.E.C.S.A.

• Decreto N° 384- MlyT-11: de fecha 12/04/11. Aprueba el Acta Complementaria celebrada entre la Provincia de San Juan y D.E.C.S.A. .

Fondo del Plan de Infraestructura Eléctrica Provincial para el Desarrollo Socioeconómico y Productivo (Fondo PIEDE)

• Ley N° 863-A: Creación del Fondo del Plan de In-fraestructura Eléctrica Provincial para el Desarrollo Socioeconómico y Productivo (Fondo PIEDE).

• Ley N° 1095-A: Se encomienda al Presidente del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (E.P.R.E.), en carácter de representante del Gobier-no de la Provincia ante el Contrato de Fideicomiso de Administración y Financiero “FONDO PIEDE”, a adoptar las acciones conducentes y necesarias para la concreción de las adecuaciones y extensiones de los instrumentos del Fideicomiso.

• Decreto Provincial N° 1159/06: Ratifi ca el “Con-trato de Fideicomiso de Administración y Financiero “FONDO PIEDE”’.Faculta al Presidente del Ente Pro-vincial Regulador de la Electricidad (E.P.R.E.) a actuar como representante del Gobierno de la Provincia ante el “Contrato de Fideicomiso de Administración y Financiero “FONDO PIEDE” y ante los Organismos que intervengan en la concreción de las obras PIEDE.

• Decreto N° 584-MlyT 01/06/2011: Ratifi ca el Con-venio Marco de fecha 18/06/09, la Addenda al Con-venio Marco de fecha 06/06/10 y el Convenio Especí-fi co de fecha 06/06/10, referidos al aporte del Estado Nacional a la fi nanciación de las obras del Sistema Eléctrico en Extra Lata Tensión Rodeo-Calingasta, en la Provincia de San Juan celebrado ente el Ministerio de Planifi cación Federal, Inversión Pública y Servi-cios de la Nación.

• Decreto N° 1843 MHF• 29/12/2011: Préstamo por la suma de Veinticinco Millones al Fideicomiso de Administración Financiero Fondo PIEDE, para ser aplicado por Nación Fideicomisos S.A. al pago de certifi cados de Requerimiento relativo a las obras de

interconexión Eléctrica fi nanciada con fondos PIEDE.

Fondo Especial para la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan

• Ley N° 789-A: Crea en la Provincia de San Juan el “Fondo Especial para la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan” el que esté des-tinado, entre otras, al fi nanciamiento parcial o total de la construcción de la Estación Transformadora (ET) Nueva San Juan 500/132 kV y Ampliación de la Estación Transformadora (ET) Gran Mendoza 500 kV, a los efectos de viabilizar la operación de la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan, así como al fi nanciamiento parcial y total de otras obras de transporte en extra alta tensión, que permitan viabilizar el abastecimiento eléctrico de la Provincia de San Juan, a través de interconexiones adicionales con el Sistema Argentino de Interco-nexión (SADI) y también obras complementarias de 132 kV para garantizar la adecuada vinculación de la ET Nueva San Juan 500/132 kV con la red de trans-porte de subtransmisión en Alta Tensión en 132 kV del Sistema Interconectado Provincial (SIP);


• Decreto Nº 1607-04: de fecha 18/10/04. Aprueba la reglamentación del Fondo Especial para la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan, creado por Ley Nº 7480.

• Decreto Nº 2063-04: de fecha 20/12/04. Designa al Dr. Rivera Prudencio como representante Legal – apoderado del Estado Provincial en la Convocatoria Abierta Nº 1/04 para la realización de la ampliación al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Ex-tra Alta Tensión correspondiente al vínculo entre las Provincia de Mendoza y San Juan.

• Decreto Provincial N° 484/05: Aprueba el Contrato de Fideicomiso Financiero “Financiamiento Parcial de la Línea de Interconexión en 500 kV entre Men-doza y San Juan”, constituyéndose la Provincia de San Juan en Fiduciante y Fideicomisario, y Nación Fideicomisos S.A. en Fiduciario.

• Decreto N° 1224 – MHF: del 23 de Agosto de 2005, se facultó al Ministerio de Hacienda y Finanzas a tra-vés de la Tesorería General de la Provincia, a invertir hasta la suma de PESOS VEINTICUATRO MILLONES

($ 24.000.000), en 2.400 VRDA - Valores Representa-tivos de Deuda “A” emitidos por el Fidecomiso Finan-ciero “Financiamiento Parcial de la Línea de Interco-nexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan”.

• Decreto N° 915-MlyT-06: Se resolvió posponer el pago de los PESOS VEINTICUATRO MILLONES, des-embolsados por la Provincia de San Juan por el De-creto N° 1224/05 hasta tanto se cancele el “préstamo puente” de la Secretaría de Energía de la Nación por el monto de PESOS VEINTE MILLONES.

• Decreto N° 1781-MlyT-08: de fecha 01/12/2008. Prorroga hasta el primer trimestre del año 2012 el inicio de la devolución de la suma de Pesos Veinti-cuatro Millones, desembolsado por la Provincia de San Juan mediante Decreto N° 1224 -MHF- del 23 de Agosto de 2005.

• Decreto N° 855 MlyT- 11: de fecha 10/08/2011. Prorroga hasta el segundo trimestre del año Dos Mil Catorce, la fecha de inicio de la devolución de la suma de PESOS VEINTICUATRO MILLONES ($24.000.000,00) desembolsados por la Provincia de

San Juan mediante Decreto N° 1224-MHyT-05.

• Decreto Provincial N° 275/05: de fecha 23/02/2005. Designa al Presidente del Directorio del Ente Provin-cial Regulador de la Electricidad, como Representan-te Legal-Apoderado de la Provincia de San Juan para actuar en el Fideicomiso “Financiamiento Parcial de la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan”, en el Comité de Ejecución de la Línea de alta Tensión en 500 kV Mendoza –San Juan y por ante la Secretaría de Energía de la Nación y Organis-mos del Gobierno Nacional.

• Decreto Provincial N° 1781-MlyT-2008: Se enco-mienda al Presidente del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (E.P.R.E.), en su carácter de repre-sentante Legal-Apoderado del Estado Provincial para actuar en el Fideicomiso “Financiamiento Parcial de la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan”, a adoptar las acciones conducentes para la concreción de las adecuaciones de los instrumen-tos del Fideicomiso en el marco de lo previsto en el Artículo 30 de la Ley N° 7480 y su Decreto Reglamen-tario N° 1607/04.


Interconexión al Sistema Interconectado Provincial de las Redes del Departamento Calingasta

• Ley N° 1092-A: Declaración de Utilidad Pública de la totalidad de las instalaciones afectadas a la prestación del Servicio Público de Electricidad, correspondientes a la Interconexión Eléctrica del Departamento Calingasta, segmentada en los siguientes tramos de obras: Tramo Calingasta –Rodeo/lglesia (Bella Vista), Tramo Rodeo/lglesia (Bella Vista)-Cuesta del Viento (Iglesia), Tramo Ca-lingasta -Casposo, Estación Transformadora Calingasta (Calingasta), Estación Transformadora Rodeo (Iglesia).

• Ley N° 1180-A: • Declaración de utilidad pública y sujeto a expro-piación el terreno NC N° 17-90-125195 destinado a la construcción de una estación Transformadora 500/220/132 kV en el Departamento Iglesia (ET Ro-deo/lglesia). • Declaración de utilidad pública y sujeto a expropia-ción el terreno NC N° destinado a la construcción de una estación Transformadora 500/220/132 kV en el Departamento Calingasta (ET Calingasta).

• Ley N° 1040-I: Exención impositiva Obra Interco-nexión eléctrica Calingasta

• Ordenanza Municipal N° 932-CD-2009 Municipa-lidad de Calingasta: Adhesión a la Ley Provincial N° 8061.

• Ordenanza Municipal N° 1992-H.CD.2009 Munici-palidad de Iglesia. Adhesión a la Ley Provincial N° 8061.

• Decreto Nº 0548 MIyT - 2011 (01/06/11): Ratifi ca el Convenio Marco, Addenda y Convenio Específi co refe-rido al Aporte del Estado Nacional a la fi nanciación de las Obras del Sistema Eléctrico en Extra Alta Tensión Ro-deo-Calingasta, celebrado entre el Ministerio de Planifi -cación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación y la Provincia de San Juan.

Interconexión al Sistema Interconectado Provincial de las Redes del Departamento Valle Fertil

• Ley N° 977-A: Declara de utilidad pública la totalidad

de las instalaciones afectadas a la prestación del Ser-vicio Público de Electricidad, correspondientes a la Interconexión Eléctrica al Departamento Valle Fértil, entre las localidades de Huaco (Departamento Já-chal) e Ischigualasto (Departamento Valle Fértil).

• Ley N° 1098-F: Exención impositiva Obra Interco-nexión eléctrica entre Huaco (Jáchal) e Ischigualasto (Valle Fértil).

• Ley N° 1180-A: Declara de utilidad pública y suje-to a expropiación el terreno NC N° 19-20-560530 (de origen), destinado a la construcción de una estación Transformadora 132/33/13,2 kV (kilovoltios) en el De-partamento de Valle Fértil.

• Ley Nº 1180-A: Declara de utilidad pública y suje-to a expropiación el inmueble NC Nº 18-24-542243 (parcial), destinado a la construcción de la Estación Transformadora Huaco de 132/33/13,2 kV (kilovol-tios) en el Departamento de Jáchal (ET Huaco).


Obras que resultan necesarias para concretar la Operación en Extra Alta Tensión (500 kV) de los vínculos eléctricos de la Provincia de San Juan con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)

• Ley Nº 1180-A: Declara de utilidad pública y suje-to a expropiación los terrenos NC N°02-48-871845, NC Nº 02-48-845923 y NC Nº0248/800700 destina-dos a la construcción de la Estación Transformadora Nueva San Juan 500/132 kV en el Departamento de Rivadavia.

• Ley N° 1181-A: Declara de utilidad pública la tota-lidad de las Obras que resultan necesarias para con-cretar la operación en Extra Alta Tensión (500 kV) de los vínculos eléctricos de la Provincia de San Juan con el sistema Argentino de Interconexión (SADI) y garantizar el abastecimiento de la Provincia de San Juan.

• Ley N° 1193-I: Fija un régimen tributario diferen-ciado para la Obra de Infraestructura Eléctrica de la Provincia de San Juan, adecuación a 500 kV de

la Interconexión de la Provincia de San Juan con el Sistema Argentino de Interconexión ET Nueva San Juan 500/132 kV y Obras complementarias de menor envergadura en los segmentos de subtramisión y transmisión en 132 kV.

• Ordenanza Municipal del Departamento Rivada-via Nº 2361: Adhesión a la Ley Provincial N° 8399 y su modifi catoria Ley Provincial 8436, respecto de las Obras de Infraestructura Eléctrica situadas en el Departamento de Rivadavia.

• Decreto Nº 1509-MI-14 (05/12/14): Se ratifi ca el Convenio Marco, Addenda y Convenio Específi co suscripto entre el Ministerio de Planifi cación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación y la Pro-vincia de San Juan referido al aporte parcial no re-integrable del Ministerio destinado a la fi nanciación de las Obras “Energización en Extra Alta Tensión del Sistema Eléctrico Mendoza-San Juan-Estación Transformadora Nueva San Juan 500/132 kV y Am-pliación ET Gran Mendoza con un campo de salida completo en 500 kV”

Programa de Convergencia de Tarifas Eléctri- cas y Reafirmación del Federalismo Eléctrico en la República Argentina

• Decreto Nº 0901-MI-14 (25/07/14): Se ratifi ca el Acuerdo Marco, Convenio Instrumental y Convenio de Aplicación fi rmados en el marco del Programa de Convergencia de Tarifas Eléctricas y Reafi rmación del Federalismo Eléctrico en la República Argentina. Encomendando al E.P.R.E. el seguimiento y control hasta la puesta en servicio de las obras realizadas en el ámbito del Sistema Interconectado Provincial, con recursos provenientes de CAMMESA.

AUDITORIA DE SUBSIDIOS AL CARGO FIJO

• Introducción

• Categorías subsidiadas

• Subsidio Complementario por Estacionalidad (Bodegas)

- Ejemplos de la aplicación del Subsidio Complementario por Estacionalidad para el

mes de Junio de 2016

• Usuarios excluidos de los subsidios

• Auditoría y Control de los Subsidios otorgados por la Provincia

• Pagos efectuados en 2015 y 2016 en concepto de Base Fija

• Subsidios (miles de pesos) aplicados por Energía San Juan S.A. (2012 a 2016)

• Subsidios (miles de pesos) aplicados por D.E.C.S.A. (2012 a 2016).

• Número de Usuarios Subsidiados por Categoría, 2012 – 2016, Energía San Juan

• Número de Usuarios Subsidiados por Categoría, 2012 – 2016, D.E.C.S.A.

66AUDITORÍA DE SUBSIDIOS AL CARGO FIJO

AUDITORÍA DE SUBSIDIOS AL CARGO FIJO

El GOBIERNO DE LA PROVINCIA DE SAN JUAN otor-ga subsidios a usuarios de riego agrícola, bodegas, industrias, clubes, pequeños comercios y usuarios residenciales carenciados, entre otros. La aplicación de estos subsidios está a cargo de las Distribuidoras de energía eléctrica. El E.P.R.E. con-trola y audita a las Distribuidoras por la aplicación de estos subsidios.

Categorías Subsidiadas:

• Usuarios Tarifa T3 - BT, comprende a Usuarios de Grandes Demandas entre los que se encuentran in-dustrias, bodegas, etc., que tienen una Máxima Ca-pacidad de Suministro Contratada entre 50 kW y 100 kW, entre otras condiciones. • Usuarios Tarifa TRA, (Riego Agrícola), con deman-das superiores a 10 kW, incluidos TRA-SD y TRA-CD, (Sin Diferimiento Impositivo y Con Diferimiento Im-positivo).

Ejemplos de aplicación del Subsidio Com-plementario por Estacionalidad (Bodegas)

• Usuario Tarifa T2, incluye » T2-SMP (Sin Medición de Potencia), cuya de-manda se encuentre entre 10 kW y 20 kW » T2-CMP, (Con Medición de Potencia), cuya de-manda se encuentre entre 20 kW y 50kW• Clubes T3 – BT y Clubes T2, expresamente incluidos por la Provincia.• Usuarios Tarifa T1-G • Usuarios Tarifa T1-R1, Residenciales Carenciados con consumos menores a 130 kWh/bimestre. El subsidio se aplica al cargo fi jo y está destinado a usuarios que cum-plen determinadas condiciones, como por ejemplo que el domicilio del suministro coincida con el postal, etc.

Subsidio Complementario por Estacionalidad

Los usuarios encuadrados en las categorías T3-BT y T2-CMP, que acrediten la actividad de molienda y elabora-ción de vinos, reciben adicionalmente para los seis (6) meses de invierno, (Mayo – Octubre), un Subsidio Com-plementario por Estacionalidad.

El gráfi co siguiente muestra ejemplos de la aplicación de este subsidio durante el mes de Junio de 2016, para

Usuarios encuadrados en las tarifas:•T2 – CMP, (T2 Con Medición de Potencia), con un poten-cia contratada de 49 kW •T3 – BT, (T3 Baja Tensión), con una potencia contratada de 74,64 kW

7800,83

13237,58

6728,69

12734,32

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

T2 CMP T3 BT

$

Total Factura sin SubsidioTotal Factura con Subsidio

67 AUDITORÍA DE SUBSIDIOS AL CARGO FIJO

Distribuidora 2015 2016

Pagos efectuados por el Gobierno de la Provincia de San Juan, años 2015 y 2016 en concepto de BASE FIJA

ENERGÍA SAN JUAN S.A. $ 8.310.000 $ 10.310.000

D.E.C.S.A. $ 372.000 $ 1.500.000

Usuarios excluidos de los subsidios:

• E.P.R.E.• Entidades que desarrollen actividades bancarias, fi -nancieras, de crédito o similares.• Compañías Telefónicas (Empresas que brinden el ser-vicio de telefonía fi ja o móvil)• Empresas de Distribución Postal • Compañías Aéreas • Distribuidora de Gas • A.R.T. • Obras Sociales Prepagas, no sindicales ni gremiales.• Casas Matriz de la Compañías de Televisión por Cable o Satelital.• EMICAR• Filiales de Aseguradoras Nacionales o Internacionales• Casas Matriz o fi liales de Tarjetas de Crédito

Auditoría y Control de los Subsidios otorgados por la Provincia

La Auditoria tiene por objeto, entre otros puntos:• Controlar la nómina de usuarios incluidos en los

subsidios para cada categoría tarifaria.• Controlar el monto de cada uno de los subsidios otor-gados.• Controlar el monto total de los subsidios presentados por las Distribuidoras para su reconocimiento por parte de la Provincia.

En relación a este último punto, el reconocimiento de los montos de los subsidios que otorga el Gobierno de San Juan se efectúa a través del pago mensual que realiza el Gobierno de la Provincia a las Distribuidoras (BASE FIJA), en concepto de pago a cuenta del total de los sub-sidios mensuales aplicados a los Usuarios.

En el caso de Energía San Juan S.A., al monto total otor-gado por la Distribuidora a los Usuarios en concepto de Subsidios, se les descuenta los Créditos provenientes de la cobranza de la “Deuda SES”, durante el mes en que corresponda el subsidio.

Las Distribuidoras presentan al E.P.R.E. el detalle de los subsidios aplicados en las facturaciones del periodo, así como el monto de lo recaudado por cobranza de “Deuda SES”. Una vez que se aprueban las auditorías por parte del E.P.R.E. se les reconoce a las Distribuidoras o a la Pro-vincia las diferencias que pudieran existir por la aplica-ción de los subsidios.

68AUDITORÍA DE SUBSIDIOS AL CARGO FIJO

Subsidios (Miles de $) aplicados por Energía San Juan S.A. 2012 – 2016

Subsidios (miles de $) aplicados por D.E.C.S.A. 2012 – 2016

Los valores correspondientes al año 2016 se encuentran sujetos a auditoria.

69 AUDITORÍA DE SUBSIDIOS AL CARGO FIJO

Nº Usuarios Subsidiados por Categoría, 2012 – 2016, Energía San Juan S.A.

Nº Usuarios Subsidiados por Categoría 2012- 2016, D.E.C.S.A.

633

701

CONTROL DE CALIDAD DEL SERVICIO

• Introducción

• Control de la Calidad Comercial de Energía San Juan S.A.

• Control de la Calidad Técnica (Producto y Servicio Técnico) de Energía San Juan S.A.,

• Financiamiento para el pago de Sanciones y Activos Regulatorios de los Usuarios,


• Nueva Carta Compromiso para el financiamiento de nuevas obligaciones

• Bonificaciones a acreditar a los Usuarios afectados por mala calidad

• Montos acreditados en la Cuenta del Fondo de Contención Tarifaria

• Principales contingencias en el abastecimiento eléctrico de San Juan en 2016

• Calidad de la Prestación del Servicio en los Departamentos alejados

• Breve descripción de la interrupción de mayor importancia producida en la ET Rawson.

• Montos invertidos en tareas de poda; Usuarios afectados por fallas asociadas a la

falta de poda; Energía no suministrada, etc.

• Evolución de los Índices de Calidad del Servicio para la Provincia de San Juan

71 CONTROL DE CALIDAD DEL SERVICIO

CONTROL DE LA CALIDAD DEL SERVICIO

La Calidad del Servicio brindada es evaluada en dos as-pectos: • Calidad de la prestación en sus aspectos comerciales (Calidad Comercial)• Calidad de la prestación en sus aspectos técnicos (Ca-lidad Técnica).El no cumplimiento de los niveles de calidad defi nidos en el Contrato de Concesión da lugar a la aplicación de multas que bonifi can la factura de los Usuarios afecta-dos por defi ciencias del servicio, como una señal de incentivo a las inversiones de las Distribuidoras en el sentido de mejorar la calidad en la prestación.

Control de la Calidad Comercial

Tiene por objeto evaluar la atención brindada a los Usuarios ante reclamos por errores en la facturación, rotura de artefactos, incumplimiento en los tiempos de conexión, etc.

Se evalúan el tiempo empleado para atender el re-

clamo, los errores en los cargos facturados, la per-tinencia y veracidad de la documentación respalda-toria, y en general el cumplimiento de la normativa vigente.

Los montos detallados en la columna de “Acredita-ción Automática” son acreditados por Energía San Juan S.A. como bonifi cación o nota de crédito en forma automática a favor de los usuarios afectados.

Es importante destacar que las sanciones que la Distri-

buidora acredita de manera automática a los Usuarios, resultan de incumplimientos a los distintos Indicadores de Calidad Comercial, los que según el Contrato de Concesión deben “guardar relación con el monto de la facturación promedio mensual del usuario”.

Por otro lado, “Sanción General Resolución” son multas aplicadas ante incumplimientos en la atención comer-cial que la Distribuidora brinda a los Usuarios. Dichas sanciones tienen por objetivo “orientar las inversiones

Resolución de Auditoría

Total SancionesTotal Sanciones

Calidad Comercial

TOTALPeriodo de

ControlAcreditaciónAutomática (*)

SanciónGeneral

Sanción Particular

E.P.R.E. Nº 061/16 35º Semestre $ 231.126,97 $ 1.246.310,26 $ 238.774,62 $ 1.716.211,85

$ 201.073,26 $ 1.010.181,94 $ 205.023,77 $ 1.416.278,9736º Semestre

$ 432.200,23 $2.256.492,20 $ 443.798,39 $ 3.132.490,82

E.P.R.E. Nº 773/16

(*) Los montos detallados en la columna de “Acreditación Automática” son acreditados por Energía San Juan S.A. como bonifi cación o nota de crédito en forma automática a favor de los usuarios afectados.

Control de la Calidad Comercial de Energía San Juan S.A.

72CONTROL DE CALIDAD DEL SERVICIO

de la Distribuidora hacia el benefi cio de los usuarios, en el sentido de mejorar la calidad en la prestación del ser-vicio público de electricidad” y se destinan al universo de los Usuarios.

Los montos correspondientes a “Sanción General Re-solución” (por incumplimientos detectados en Audi-toría referidos a la atención comercial brindada a los Usuarios) se incorporaron en el mecanismo de fi nan-ciamiento que se menciona más adelante.

En la columna “Sanción Particular Resolución” se acu-mulan las sanciones particulares que surgen de la Au-ditoría, es decir casos de Usuarios a los que la Distribui-dora brinda una no satisfactoria atención comercial y que fueron detectados en la Auditoría.

Es función del E.P.R.E. el enviar señales a las Distribui-doras para la mejora en la atención comercial que brin-da a los Usuarios, mediante la aplicación de sanciones económicas ante incumplimientos comprobados. Los montos de estas sanciones deben guardar un equi-librio tal, que sin comprometer el desarrollo econó-

mico de la Distribuidora, le resulte más conveniente invertir en las mejoras necesarias en benefi cio de los Usuarios que afrontar las multas.

Control de la Calidad Técnica (Producto y Servicio Técnico)

Calidad del Producto: tiene por objeto el control del nivel de tensión y perturbaciones en la red.

Calidad del Servicio Técnico: se refi ere a la frecuen-cia de las interrupciones y duración de las mismas.

Las sanciones por Calidad del Producto se determinan teniendo en cuenta la energía suministrada con niveles de tensión por fuera de los rangos permitidos, y/o la energía no distribuida (por causas imputables a la Dis-tribuidora).

Además, el no cumplimiento de las obligaciones en cuanto al relevamiento y procesamiento de los datos para evaluar la calidad técnica por parte de la Distribui-dora, también las hacen pasible de sanciones.

Los montos de las sanciones por Producto y Servicio Técnico son acreditados por la Distribuidora como bo-nifi cación y/o crédito a los Usuarios afectados por la in-adecuada calidad.

Las sanciones por incumplimiento en el envío y/o perti-nencia y veracidad de la información son acreditadas al “Fondo de Contención Tarifaria”.

Síntesis de las sanciones por Control de Calidad del Producto y del Servicio Técnico, Energía San Juan S.A., año 2016.

En el marco de las disposiciones reglamentarias vigen-tes, Energía San Juan S.A. debe informar al E.P.R.E. y acreditar inmediatamente culminado el semestre de cada año, las sanciones que surjan por los apartamien-tos a los niveles de calidad defi nidos en el Contrato de Concesión (denominadas auto-sanción). Estas multas se refl ejan como bonifi caciones a favor de los usuarios, y son consideradas “a cuenta” de las que surgen luego de fi nalizadas las tareas de auditoría llevadas a cabo por el E.P.R.E.


Período de Control

Total Sanciones

Sanción Totalpor Semestre

Sanción por incumplimiento

Auto-sanción Complemento de Auditoría

Monto Resolución

1º Sem/14 $ 11.385.720,33 $ 4.135.127,04 772/16 $ 15.520.847,37

2º Sem/14 $ 5.282.475,42 $ 1.467.927,71 769/16 $ 6.750.403,13

1º Sem/15 $ 5.094.064,44 $ 2.056.125,23 1079/16 $ 7.150.189,67

2º Sem/15 $ 14.428.187,85 $ 3.746.407,91 117/17 $ 18.174.595,77

36.190.448,05 $ 11.405.587,89 $ 47.596.035,94

Resolución / Pe-ríodo de Control

Total Sanciones

Sanción Totalpor Semestre

Sanción por incumplimiento - Calidad Técnica

Producto Técnico Servicio Técnico

Nº 342/12(1º Sem/16)(*)

$ 9.545.483,83

Nº 342/12(2º Sem/16)(*)

$ 583.516,33 $ 6.281.721,06 $ 6.865.237,39

$ 602.171,76 $ 2.078.074,68 $ 2.680.246,44

(*) Los valores indicados se encuentran en proceso de auditoría fi nal y verifi cación de su acreditación como bonifi caciones a favor de los usuarios, en planes de pago dispuestos luego de las Audiencias Públicas

Multas que surgen de la Auditoría realizadas por el E.P.R.E.

Como resultado de las tareas de control y auditoría efectuadas por este E.P.R.E. se establecieron modifi -caciones en las sanciones determinadas por Energía San Juan S.A. para el 1º Semestre de 2014, 2º Se-mestre de 2014, 1º Semestre de 2015 y 2º Semestre de 2015, así como también las sanciones por incon-sistencia de información remitida por la Distribuido-ra en cuanto al relevamiento y procesamiento de los datos para evaluar la Calidad del Producto y Servicio técnico.

En la tabla de la izquierda se detallan las sanciones que surgen por los apartamientos a los estándares de calidad (niveles tensión, frecuencia y duración de cortes), establecidos en el Contrato de Concesión, tanto las de auto-sanción (determinadas por la Dis-tribuidora), como el complemento de auditoría (que surge de los controles y verifi caciones efectuadas por este E.P.R.E.):


Resoluciones por defi ciencias en la calidad técnica del servicioEn el disco compacto, integrante del presente infor-me, se encuentran detalladas en la categoría “otro tipo de reclamos de usuarios, defi ciencias en la cali-dad técnica del servicio”, todas las resoluciones emi-tidas mediante las cuales se intima a las Distribuido-ras a brindar solución a los reclamos de usuarios, por este concepto.

Financiamiento para el Pago de Sanciones y Activos Regulatorios de los Usuarios – Energía San Juan S.A.Con el consentimiento manifi esto de las Partes Acre-ditadas en Audiencia Pública, se aprobó mediante Resolución E.P.R.E. Nº 100/13, la solicitud de fi nan-ciamiento realizada por Energía San Juan S.A., es-tableciéndose el mecanismo de aplicación para la fi nanciación, los términos y condiciones correspon-dientes.

En el cuadro siguiente se indican las sanciones im-puestas a Energía San Juan S.A. acreditadas durante el año de 2016, varias de las cuales comenzaron a acreditarse durante el año 2015.

Evolución de las Sanciones por Calidad del Producto y Servicio Técnico – Energía San Juan S.A. (2010 – 2016)

(*) Es de destacar que los valores indicados hasta el 2º Semestre de 2015, son valores que incluyen las modifi caciones determinadas

luego de concluida la Auditoría del E.P.R.E.


1087/14 CST 2ºSem/12 1.212.907,83

1083/14 CST 1ºSem/13 14.629.905,74

1083/14 CST 2ºSem/13 16.197.004,10

342/12 CST 1ºSem/14 11.385.720,33

342/12 CST 2ºSem/14 5.282.475,41

342/12 CST 1ºSem/15 5.092.074

Total 53.800.087,41

Resolución Concepto Multa con destino a Usuarios afectados por Calidad ($)

Sanciones a Energía San Juan S.A., incluidas en el mecanismo de fi nanciamiento

En cumplimiento del mecanismo de fi nanciación aprobado, Energía San Juan S.A. acreditó mensual-mente como bonifi caciones a favor de los usuarios las cuotas correspondientes a las obligaciones cita-das, según lo que se detalla a continuación.

CST: Calidad de Servicio Técnico

Pagos acreditados por Energía San Juan S.A. en cumplimiento del mecanismo de fi nanciación (años 2014, 2015 y 2016)

Dado que desde el año 2015, pese a las intimaciones cursadas por este E.P.R.E., se observaron retrasos en los pagos que Energía San Juan S.A. debía realizar al Fondo de Contención Tarifaria, los cuales han sido fundamentados por la Distribui-dora en un escenario de “estrechez fi nanciera”, que no le permitía hacer frente a los compromisos asumidos.

Ante esta situación mediante Resolución E.P.R.E. N° 002/2016, se dispuso que desde el 1° de enero de 2016, las deudas que Energía San Juan S.A. mantiene con el Fondo de Contención tarifaria (por las multas dispuestas), fuesen compensadas con las diferencias que surjan a favor de las Distribuidora por facturación de consumos de los Usuarios.

Nueva Carta CompromisoAtento a lo establecido en la Resolución E.P.R.E. N° 216/16, luego del tratamiento en la Audiencia Pública, realiza-da en el marco de la “Revisión Tarifaria Ordinaria 2016-2021”, Energía San Juan S.A. mediante Carta Compro-miso de fecha 03/03/17, se ha comprometido a efectuar el fi nanciamiento de nuevas obligaciones, siguiendo el mecanismo de fi nanciamiento dispuesto en la Resolu-ción E.P.R.E. Nº 100/13.


Nota: cada Cuota incluye la cuota capital más los intereses, los cuales se calculan teniendo en cuenta una tasa igual a la Tasa Anual Vencida Vigente en el Banco de la Nación Argentina para los distintos plazos en sus operaciones de descuento (Tasa Activa).

Periodo Monto acreditado a Usuarios afectados por Calidad del Servicio ($)

Monto mensual acre-ditado en Fondo de

Contención Tarifaria ($)

Total Acreditado ($)

Pagos acreditados por Energía San Juan S.A. en cumplimiento del mecanismo de financiación (años 2014, 2015 y 2016)

Totales 2014 13.648.611,70 8.903.561,64 22.552.173,34Totales 2015 25.235.379,79 4.691.962,25 29.927.342,04Enero 16 3.404.681,05 0 3.404.681,05 Febrero 16 2.166.154,44 0 2.166.154,44 Marzo 16 2.101.096,94 0 2.101.096,94 Abril 16 2.050.558,29 0 2.050.558,29 Mayo 16 2.121.819,59 0 2.121.819,59 Junio 16 2.029.322,66 0 2.029.322,66 Julio 16 2.043.196,29 0 2.043.196,29 Agosto 16 1.788.526,19 0 1.788.526,19 Septiembre 16 1.708.711,91 0 1.708.711,91 Octubre 16 1.642.646,63 0 1.642.646,63 Noviembre 16 1.580.067,72 0 1.580.067,72 Diciembre 16 1.528.549,23 0 1.528.549,23 Total 2016 24.165.330,94 0 24.165.330,94Totales 63.049.322,43 13.595.523,89 76.644.846,32

Semestre/Resolución

Total $ 44.123.936,08

Cantidad de cuotas

mensuales

Bonifi cación a acreditar a los Usuarios

Monto de Multa con destino a los Usuarios

Intereses

1º Sem/13 y $ 7.139.751,54 $ 3.624.059,64 8

2º Sem/13

2º Semestre $ 14.428.187,85 $ 4.343.082,19 12

de 2015

Resolución $ 619.060,00 $ 178.102,71 12

48/2016

1º y 2º Sem/ $ 4.153.681,58 $ 518.470,50 18

2014

1º Sem/2016 $ 6.865.237,39 $ 953.233,51 17

1º Sem/2015 $ 1.228.598,68 $ 72.470,49 21

Sub-Total $ 34.434.517,04 $ 9.689.419,04

Nota: mediante Resolución E.P.R.E. Nº 48/2016 se sancionó a Energía San Juan S.A. por los incumplimien-tos constatados en cuanto a la falta de mantenimiento observada sobre la LAT Punta de Rieles-Jáchal, al analizar la falla ocurrida el día 15/07/15 que afectó a los Suministros ubicados en los departamentos de Calingasta, Iglesia, Jáchal y Valle Fértil, quienes se vieron privados del servicio por al menos 12:41 horas.

Bonificaciones a acreditar a los Usuarios


Semestre/Resolución

Total de cuotas

mensuales

Bonificación a acreditar al Fondo de Contención Tarifario

Multa con destino al FCT

Intereses

CSC 1ºSem/2014 $1.246.310,26 $ 352.927,75 12

CSC 2ºSem/2014 $ 1.010.181,94 $ 157.975,85 17

CST 1º y 2º Sem/ $ 1.449.373,17 $ 226.658,14 17

2014

CST 1º Sem/2015 $ 827.526,55 $ 70.849,88 21

Sub-Total $ 4.533.391,92 $ 808.411,62 Total $ 5.341.803,54

Montos que deben ser acreditado en la Cuenta del Fondo de Contención Tarifario Principales contingencias en el abastecimiento eléc-trico de San Juan, periodo Enero 2016 – Diciembre 2016

Se detallan las principales interrupciones del servicio público de distribución de electricidad de San Juan, que afectaron a más de 8000 usuarios y duraron más de tres (3) minutos. En cada caso se precisa el día, la hora aproximada de la contingencia, y la zona afecta-da, así como una descripción del evento.

Fecha y Hora Zona afectada y Condiciones Climáticas Observaciones

25 de Mayo, 9 de Julio Capital, Caucete, Pocito, Rawson, Rivadavia, San Martín y Santa Lucia. Tormenta Eléctrica

25 de Mayo, 9 de Julio Capital Caucete Chimbas Pocito Rawson, Rivadavia San Martín y Santa Lucia Tormenta eléctrica

01/01/2016 18:54:23

01/01/2016 18:58:10

Falla en LAT132 kV San Juan - Villa Krause Caucete. Se res-tablece el servicio el 01/01/2016 a las 18:58.03

Interruptor de Alimentador: San Juan - Villa Krause. Se res-tablece el servicio el 01/01/2016 a las 19:41:28

Principales contingencias en el abastecimiento eléctrico de San Juan, periodo Enero 2016 – Diciembre 2016



25 de Mayo, 9 de Julio, Albardón, Angaco, Calingasta, Capital, Chimbas, Iglesia, Jáchal, Pocito, Rawson, Rivadavia, San Martín, Santa Lucía, Ullum y Valle Fértil. Tormenta Eléctrica

9 de Julio, Capital; Rawson, Santa Lucía. Tormenta Eléctrica.

Capital. Tormenta Eléctrica.

9 de Julio, Capital, Rawson, Santa Lucía. Tormenta Eléctrica.

9 de Julio, Capital, Rawson, Santa Lucía. Tormenta Eléctrica.

Capital y Rawson. Condiciones normales.

Calingasta, Iglesia, Jáchal, Valle Fértil. Tormenta Eléctrica.

9 de Julio, Capital, Pocito, Rawson y Santa Lucía. (Altas Temperaturas)

07/01/2016 19:56:30

07/01/2016 20:07:32

07/01/2016 20:09:55

07/01/2016 20:13:03

07/01/2016 20:19:30

21/01/2016 21:00:33

01/02/2016 3:59:38

16/02/2016 13:39:31

Falla en LAT 132 kV Punta Negra - Punta de Rieles y San Juan - Punta de Rieles. Se restablece el servicio el 07/01/2016 a las 21:13:00

Interruptor Alimentador: CAVIC - PUEYRREDON I: Se resta-blece servicio el 07/01/2016 a las 20:11:11

Interruptor Alimentador: SAN JUAN - CENTRO III. Se resta-blece servicio el 07/01/2016 a las 20:18:46

Interruptor Alimentador: CAVIC - PUEYRREDON II. Se res-tablece servicio el 07/01/2016 a las 20:56:20

Interruptor Alimentador: CAVIC - PUEYRREDON II - Se res-tablece servicio el 07/01/2016 a las 20:23:57

INTERRUPTOR TRAFO 1 EN 33 KV - RAWSON. Se restable-ce servicio el 21/01/2016 a las 23:39:25

Falla en LAT 132 kV Punta de Rieles - Jáchal se restablece el servicio el 01/02/2016 a las 05:20:10

INTERRUPTOR TRAFO 1 EN 33 KV - STA. LUCIA. se resta-blece el servicio el 16/02/2016 a las 13:51:41




Capital y Rawson. (Altas Temperaturas).

Capital y Rawson (Altas Temperaturas)

Capital y Rawson (Altas Temperaturas)

25 de Mayo, 9 de Julio, Angaco, Caucete, Chimbas, Pocito, Rawson, San Martin, y Santa Lucia. (Altas Temperaturas)

Capital y Rawson. (Altas Temperaturas)

Albardón, Angaco y Chimbas. (Altas Temperaturas)

Capital y Rivadavia. (Altas Temperaturas)

Albardón, Angaco y Chimbas. Condiciones normales.

Pocito y Rawson. Condiciones normales.

16/02/2016 13:39:31

16/02/2016 14:30:22

16/02/2016 14:30:23

16/02/2016 15:51:51

16/02/2016 15:51:53

16/02/2016 15:51:53

16/02/2016 15:52:52

18/02/2016 21:36:20

23/02/2016 3:10:34

INTERRUPTOR TRAFO 1 EN 13.2 KV – RAWSON se resta-blece el servicio el 16/02/2016 a las 13:50:09

Interruptor Trafo 1 EN 13.2 KV - Rawson. se restablece el servicio el 16/02/2016 a las 14:38:54

Interruptor Trafo 1 EN 33 KV - STA. LUCIA. se restablece el servicio el 16/02/2016 a las 14:34:18

Interruptor 132 kV : VILLA KRAUSE - CAUCETE - se resta-blece el servicio el 16/02/2016 a las 16:11:19

Interruptor Trafo 1 EN 13.2 KV - Rawson - se restablece el servicio el 16/02/2016 a las 15:55:45

Interruptor Trafo 1 EN 13.2 KV - Albardón - se restablece el servicio el 16/02/2016 a las 16:02:15

Interruptor Alimentador: SAN JUAN - SM DE ORO- se res-tablece el servicio el 16/02/2016 a las 16:11:48

Interruptor Alimentador: Sarmiento - Albardon I - se resta-blece el servicio el 18/02/2016 a las 22:08:47Interruptor Alimentador San Juan - Pocito II - se restablece el servicio el 23/02/2016 a las 03:30:58




Chimbas y Rivadavia. Condiciones normales.

Pocito, Rawson y Sarmiento Condiciones normales.

25 de Mayo, 9 de Julio, Caucete, Pocito, Rawson, San Martin y Santa Lucía. Condiciones normales.

Pocito y Rawson. Condiciones normales.

Capital. Condiciones normales.

Capital, Chimbas, Rawson, Rivadavia, Santa Lucía, Ullum. Condiciones normales.

Albardón, Angaco, Chimbas, San Martín. Viento y Condiciones normales.

Albardón, Angaco, Chimbas y San Martin. Condiciones normales.

Albardón, Angaco, Chimbas y San Martín. Condiciones normales.

23/02/2016 7:28:17

24/02/2016 8:52:11

02/04/2016 6:04:03

26/04/2016 8:55:51

13/06/2016 11:32:21

16/07/2016 3:14:28

11/08/2016 5:48:52

07/10/2016 2:33:59

07/10/2016 21:14:35

ALIM 33KV P. Industrial - P. Rieles- se restablece el servicio el 23/02/2016 a las 12:20:00

Interruptor Alimentador San Juan - Pocito I- se restablece el servicio el 24/02/2016 a las 08:55:30

Interruptor 132 kV : VILLA KRAUSE - CAUCETE se restable-ce el servicio el 02/04/2016 a las 06:07:45

INTERRUPTOR TRAFO 1 EN 13.2 KV – Pocito, se restablece el servicio el 26/04/2016 a las 09:21:07

Interruptor Alimentador San Juan - Centro III - se restablece el servicio el 13/06/2016 a las 11:37:42

Falla en Interruptor TRAFO 2 EN 13,2 KV – Punta de Rieles - Se normaliza el servicio el 16/07/2016 a las 04:35:31

Interruptor Alimentador: SARMIENTO - ALBARDON II. Se normaliza el servicio el 11/08/2016 a las 06:43:31 ALIM. Albardón 1 EN ET Sarmiento. Se normaliza el servi-cio el 07/10/2016 a las 2:39:50

ALIM. Albardon 1 EN ET Sarmiento. . Se normaliza el servi-cio el 07/10/2016 a las 21:24:00




Jáchal, Iglesia, Valle Fértil e Iglesia. Condiciones normales.

Capital, Chimbas y Rivadavia. Condiciones normales.

Pocito, Rawson, Rivadavia

25 de Mayo, 9 de Julio, Angaco, Capital, Caucete, Chimbas, Pocito, Rawson, San Martin, Santa Lucía y Sarmiento. Condiciones normales.

Albardón, Angaco y Chimbas. Condiciones normales.

Capital, Pocito y Rawson. Condiciones normales.

Pocito, Rawson y Rivadavia. Condiciones normales.

9 de Julio, Rawson, y Santa Lucía. Condiciones normales.

20/10/2016 10:18:43

04/12/2016 20:21:12

20/12/2016 15:18:44

24/12/2016 13:16:04

31/12/2016 16:25:55

31/12/2016 17:13:40

31/12/2016 17:13:40

31/12/2016 17:13:42

Falla LAT 132 kV Punta de Rieles - Jáchal. Se normaliza el servicio el 20/10/2016 a las 14:32:22 hs

TRAFO 2 - DISYUNTOR DE 13,2 KV. Se normaliza el servicio el 04/12/2016 a las 05:53:52

Interruptor Alimentador: SAN JUAN - SCOP. Se normaliza el servicio el 20/12/2016 a las 15:23:41 hs

Falla LAT 132 kV San Juan - Villa Krause. Se normaliza el servicio el 24/12/2016 a las 13:21:07 hs

INTERRUPTOR TRAFO 1 EN 33 KV - ALBARDON Se norma-liza el servicio el 31/12/2016 a las 17:12:30 hs

Interruptor Alimentador: Villa Krause - Rawson. Se norma-liza el servicio el 31/12/2016 a las 22:39:22 hs.

Interruptor Alimentador San Juan – Scop. Se normaliza el servicio el 31/12/2016 a las 22:39:22 hs

INTERRUPTOR TRAFO 1 EN 33 KV - STA. LUCIA Se norma-liza el servicio el 31/12/2016 a las 17:27:20 hs


Pocito y Rawson. Altas temperaturas31/12/2016 17:21:18 INTERRUPTOR TRAFO 1 EN 13,2 kV - V. KRAUSE Se nor-maliza el servicio el 31/12/2016 a las 19:29:38 hs


Calidad de la prestación del servicio en los Departamentos alejados

Las interrupciones que se informan son las de Media Tensión y Baja Tensión, mayores de tres minutos, excluyendo aquellas originadas por causas de fuerza mayor, y las solicitadas por el usuario, u originadas por fallas internas del usuario.

A continuación se indican cómo han evolucionado los indicadores en la zona Norte del Sistema (Jáchal, Calingasta, Iglesia y Valle Fértil).

Cantidad de Cortes Promedio por Usuario Semestral (zona norte) Tiempo de corte Promedio por Usuario por Semestre (zona norte)

5,64

SEMESTRES SEMESTRES


Cantidad de Cortes Promedio por Usuario Semestral Tiempo de corte Promedio por Usuario por Semestre

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

CalingastaJáchalIglesia

Breve descripción de las interrupciones de mayor importancia en la Provincia

Falla producida en la Estación Transformadora RawsonLa falla en instalaciones de la ET “Rawson”, ocurrida el día 31/12/16, provocó la salida de servicio de otras instalaciones, dejando sin servicio a un total de 105.823 suministros, y evidenciándose importantes demoras en el restablecimiento del servicio, con los consiguientes inconvenientes para los usuarios. En efecto, más de 6.900 usuarios que en confi guración normal se vinculan a la ET “Rawson”, permanecieron sin servicio por más de 5hs.

SEMESTRES SEMESTRES

Calidad de la prestación del servicio en los Departamentos alejados


Se instrumentó desde el E.P.R.E. una investigación pormenorizada, a fi n de identifi car y precisar si se verifi caron incumplimientos por parte de Energía San Juan S.A. de las previsiones de la normativa vi-gente.

Del análisis de los descargos presentados por Ener-gía San Juan S.A. y demás antecedentes disponi-bles, ha quedado demostrada la falta de inversión por parte de la Distribuidora para dotar al sistema de la capacidad sufi ciente para permitir el rápido resta-blecimiento del servicio en caso de falla, y la falta de mantenimiento sufi ciente, necesario y adecuado por parte de Energía San Juan S.A. sobre las instalacio-nes de la ET “Rawson”.

Motivo por el cual se emitió la Resolución E.P.R.E. Nº 312/17, sancionado a Energía San Juan S.A. con una multa de $ 538.751,82, habiéndose comprobado incumplimientos por parte de Energía San Juan S.A. de los dispuestos en el artículo 25 inciso f) del Con-trato de Concesión.

Tareas de Poda, Energía San Juan S.A. (2008 – 2016)

Se presenta un estudio comparativo de las campañas de poda llevadas a cabo por Energía San Juan en los últimos nueve años, a fi n de verifi car si se ha concretado una correcta y efi caz aplicación de ingresos tarifa-rios respectivos.

Montos invertidos en tareas de poda por Energía San Juan S.A.


Usuarios afectados por Fallas asociadas a la falta de poda Energía No Subministrada

La siguiente gráfi ca presenta la Energía No Suministrada a los Usuarios, produc-to de contingencias cuyo motivo fue atribuido por Energía San Juan S.A. a “falta de poda”.

Contingencias por falta de poda

Se presentan la cantidad de cortes que afectaron las redes de la Distribuidora (MT y BT), en los que la misma Energía San Juan S.A. asigna como motivos de la contingencia “falta de poda”.


Frecuencia Media de Interrupción por Transformador Frecuencia Media de Interrupción por kVA instalado

FMIT: Frecuencia Media de Interrupción por Transformador instalado, represen-ta la cantidad de veces que el transformador “promedio” sufrió una interrupción de servicio.

FMIK: Frecuencia Media de Interrupción por kVA instalado, representa la canti-dad de veces que el kVA promedio sufrió una interrupción de servicio.

Evolución de los Índices de Calidad de Servicio para la Provincia de San Juan

Índices de frecuencia de Interrupciones (teniendo en cuenta las contingencias de Media tensión):


Tiempo Total de Interrupción por Transformador instalado Tiempo Medio de Interrupción por kVA instalado

Índices de tiempo de Interrupciones (Media tensión):


Calidad de Servicio (Media y Baja Tensión)

Cantidad de Cortes Promedio por Usuario en el Semestre - “CCPUS” Tiempo Promedio de Cortes por Usuario en el Semestre - “TPCUS”

• Reclamos de Usuarios por Rotura de Artefactos

- Número de artefactos repuestos o reparados a Usuarios del 2005 al 2016

- Número de artefactos repuestos o reparados por Energía San Juan

S.A., en forma previa a la intervención del Ente Regulador (2010 – 2016)

- Relación entre casos Asumidos y No Asumidos por la Distribuidora en 2016

- Discriminación mensual de casos Asumidos y No Asumidos por Energía

San Juan S.A., año 2016

- Número de artefactos repuestos o reparados por las Distribuidoras, a

partir de Resoluciones del E.P.R.E., discriminados por tipo de artefacto

(2010 – 2016)

• Reclamos de Usuarios asentados en el Libro de Quejas de las Distribuidoras

• Gestión de los Reclamos de Usuarios

• Resoluciones emitidas favorablemente a los Usuarios, agrupadas por Tipo de Re-

clamos, año 2016.

• Reclamos resueltos Año 2016, según el motivo del reclamo

• Reclamos resueltos Año 2016, según la respuesta al Usuario

ATENCIÓN AL USUARIO

90ATENCIÓN AL USUARIO

Año Totales

2005 1.605

2006 803

2007 2.852

2008 2.922

2009 1.545

2010 3.134

2011 3.681

2012 2.139

2013 4.441

2014 4.006

2015 4.963

2016 6.953

Totales 39.044

Reclamos por Rotura de Artefactos, Nº de Artefactos repuestos o

reparados a Usuarios (2005 – 2016)

ATENCIÓN AL USUARIO

Nº de Artefactos repuestos y/o reparados por Energía San Juan S.A., en forma previa a la intervención del Ente Regulador


Artefactos 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Televisor 734 774 251 470 419 458 1212Freezer/heladera 514 270 67 320 271 398 623Equipo de música 71 186 88 56 58 89 63Video-grabador/DVD/MP3 188 252 34 87 46 65 72Microondas 73 181 28 63 56 81 106Aire Acondicionado 293 152 92 278 196 329 554Equipo de Computación 284 130 159 116 65 173 233Registradora/Calculadora 7 2 2 0 3 7 3Alarmas 29 26 17 41 20 33 46Ampliador canales/Deco 5 58 60 124 88 127 112Cámara Frigorífi ca 9 3 2 5 2 13 22Motores/ Bomba 90 88 25 73 65 79 197Teléfono/Fax 75 22 44 132 86 149 66Lámparas/Luminaria 63 384 437 1046 609 744 880Electrodomésticos Varios 251 301 165 301 108 181 203Cartel Luminoso 8 0 0 1 0 0 0Fotocopiadora 3 0 1 1 2 2 3Ecógrafos 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 2.697 2.829 1.472 3.114 2.094 2.928 4.395

91 ATENCIÓN AL USUARIO

Número de Reclamos de Usuarios por Roturas de Artefactos en Ener-gía San Juan S.A., relación entre casos Asumidos y No Asumidos por

la Distribuidora en 2016.

Discriminación mensual de casos Asumidos y No Asumidos por Energía San Juan S.A., año 2016

En los casos Asumidos, la Empresa Distribuidora directamente, previo a la intervención del E.P.R.E., repone o repara los artefactos dañados.

Si asumidos por Energia San Juan No asumidos por Energia San Juan

90%

10%


Número de Artefactos repuestos o reparados por las Distribuidoras, a partir de Resoluciones E.P.R.E., discriminados por tipo de artefacto (2010 – 2016).

Artefactos 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Televisor 106 253 227 398 418 467 539Heladera 101 134 128 281 335 361 429PC/Periféricos 34 47 78 96 298 311 358Varios 37 43 0 85 144 193 235Aire Acondicionado 51 67 52 141 219 221 299Bomba/Motor 24 21 48 66 66 71 87Video 2 21 0 3 4 5 8Freezer 18 76 0 32 76 78 111Centro Musical 2 19 9 17 21 36 63Radio/Radiograbador 1 6 0 4 9 11 19Central Telefónica 7 17 0 4 14 7 11Microondas 1 15 11 20 16 12 28Otros 36 46 77 93 120 142 167Reproductor de DVD 2 23 14 10 15 12 21Teléfono 0 7 12 9 14 10 17Balanza 0 0 0 2 17 3 5Lavarropas 7 22 0 31 33 21 38Lavavajilla 1 14 0 2 11 14 33Máquina Registradora 1 0 0 2 1 2 3Máquina de coser 0 2 0 0 0 0 0Alarma 1 4 3 7 6 12 26Ventilador 2 7 0 21 49 37 58Fotocopiadora 1 5 2 2 3 2 3Ampliador de Canales 2 3 6 1 23 7 0Filmadora 0 0 0 0 0 0 0Total 437 852 667 1327 1912 2035 2558

En todos los casos, los reclamos fueron reali-zados en primer lugar en la Distribuidora, en donde fueron rechaza-dos, no asumiendo la misma su responsabili-dad por la rotura de los artefactos. Posterior-mente los Usuarios re-clamaron en el E.P.R.E., en donde se hizo lugar a su reclamo.

93 ATENCIÓN AL USUARIO

Reclamos asentados en el Libro de Quejas de las Distribuidoras

Los reclamos y/o quejas de los usuarios registrados en el Libro de Quejas de las Distribuidoras, deben ser obligatoriamente notifi cados al E.P.R.E., generan-do cada una de estas quejas y/o reclamos un expe-diente.

Energía San Juan S.A. distribuye la energía en todo el territorio de la Provincia, con excepción de Cauce-te, por ello la mayoría de las quejas, y/o reclamos se refi eren al servicio brindado por la misma.

Para el periodo 2005 - 2016 se registra un total acu-mulado de 347 reclamos de usuarios asentados en el Libro de Quejas de la Distribuidora Energía San Juan S.A.

Gestión de los Reclamos de Usuarios

En el E.P.R.E. se reciben continuamente consultas, quejas y/o reclamos por parte de los Usuarios del Servicio Público de Distribución de Electricidad. Una

Reclamos resueltos en el E.P.R.E. año 2016, según la respuesta al Usuario

Favorable al Usuario

85,82%

14,18%

No favorable al Usuario

cantidad signifi cativa de estos casos se resuelven expeditivamente, otros se formalizan como un Re-clamo que se tramita por medio de un expediente.

Para la gestión de los expedientes de reclamos de usuarios se requiere información a las Distribuido-ras, se obtienen las pruebas necesarias para la reso-lución del reclamo, se evalúan técnicamente los an-tecedentes obrantes, se producen informes técnicos y dictámenes jurídicos, culminando el proceso con la emisión de una Resolución, que puede hacer lugar, o no, al reclamo del usuario.

Durante el año 2016 se emitieron 1202 Resolucio-nes, de las cuales 767 corresponden a Reclamos de Usuarios, por distintos motivos tales como Actas de Comprobación, Error de Facturación y Rotura de Artefactos. Varias de esas Resoluciones incluyen los reclamos de conjuntos de usuarios, agrupados por tratar una temática similar, emitiéndose en estos ca-sos una única Resolución para los mismos.

A partir de las 767 Resoluciones emitidas por Recla-mos de Usuarios, se ha dado respuesta a un total de

1.534 Usuarios. Tales casos se pueden observar en las Resoluciones múltiples 054/16; 055/16; 056/16; 057/16; 065/16; 088/16; 109/16; 110/16; 137/16; 143/16; 149/16; 190/16; 228/16; 611/16; 612/16; 613/16; 614/16; 771/16; 824/16; 846/16; 862/16; 865/16 y 944/16.


Todas las Resoluciones por Reclamos de Usuarios emitidas en los años 2016 se encuentran incorporadas en los discos compactos anexos al presente informe, clasifi cados por tipo de reclamo.

Resoluciones emitidas favorablemente a los Usuarios, agrupadas por Tipo de Reclamos, año 2016

Reclamos resueltos año 2016, según el motivo del reclamo y relaciona-do con la cantidad de usuarios a los que se ha dado respuesta

Error de Facturación; 18,25%Acta de Comprobación;

0,33%Otros; 1,11%

Defi ciente Calidad Servicio;

9,32%

Rotura de Artefactos; 70,99%

Defi ciente Calidad de Servicio

53,32%

25,55%

18,64%

2,22%0,26%

Error de Facturación

Rotura de Artefactos

Otros

Acta de Comprobación

• Gráficos

- Evolución 2004 – 2016, Energía Operada en San Juan (MWh/Año)

- Evolución 2004 – 2016, Potencia Operada en San Juan (MW-año)

• Tablas

- Tasa de crecimiento anual de Energía Operada 2004 – 2016

- Tasa de crecimiento anual de Potencia Operada 2004 – 2016

• Evolución del Mercado de Energía Facturada por Categoría y Departamento

- Totales Energía San Juan S.A., 2009 – 2016

- Totales D.E.C.S.A. (Caucete), 2009 – 2016

- Evolución Energía Facturada por Departamento 2009 – 2016 (MWh/año)

- Energía Facturada 2016, por mes y categoría, Energía San Juan S.A.

- Energía Facturada 2016, por mes y categoría, D.E.C.S.A.

- Energía Facturada 2016 /MWh/Año), por Departamento y Categoría

Tarifaria

MERCADO ELÉCTRICO PROVINCIAL, ENERGÍA Y POTENCIA OPERADA

96MERCADO ELÉCTRICO PROVINCIAL, ENERGÍA Y POTENCIA OPERADA

Mercado Provincia de San Juan

Evolución de la Energía y Potencia Operadas Periodo 2004 – 2016

Energía Operada Provincia de San Juan [MWh/año] Potencia Operada Provincia de San Juan [MW - año]

• ELECTROMETALÚRGICA ANDINA S.A.; • LOMA NEGRA S.A.; • MINAS ARGENTINAS S.A. (PROYECTO MINERO GULACAMAYO); • CERÁMICA SAN LORENZO ICSA.;

• FRUTOS DE CUYO S.A.; • TARANTO SAN JUAN S.A.; • LIBERTAD S.A.;• TROY RESOURCES LTD (PROYECTO MINERO CASPOSO).

Grandes Usuarios del MEM (GUMA) de la Provincia de San Juan:

97 MERCADO ELÉCTRICO PROVINCIAL, ENERGÍA Y POTENCIA OPERADA

Tasa de crecimiento anual de Energía Operada 2004 – 2016 Tasa de crecimiento anual de Potencia Operada 2004 – 2016

2004 5,40% 17,31% 32,05% 11,95%2005 6,52% -0,20% 3,97% 5,62%2006 7,83% 7,65% -4,06% 4,61%2007 9,19% 9,29% -20,73% 1,76%2008 1,75% 3,70% -10,93% -0,64%2009 5,08% 3,12% -34,06% -1,78%2010 8,47% 10,05% 33,86% 11,48%2011 5,80% 3,67% 25,59% 8,50%2012 8,92% 9,97% -28,90% 2,83%2013 4,80% 6,37% 10,03% 5,44%2014 2,85% 5,72% 27,45% 5,82%2015 7,20% 6,88% -19,13% 3,49%2016 3,42% 1,04% -14,76% 1,34%

2004 3,81% 24,43% 23,85% 10,36%2005 7,29% -7,98% 1,79% 1,20%2006 10,23% 48,66% -10,47% 10,03%2007 11,65% -26,11% -10,03% 4,46%2008 5,55% 3,55% -11,04% 2,95%2009 6,39% 8,02% -15,10% 5,29%2010 8,82% 10,75% 27,42% 11,04%2011 7,90% -6,44% 8,78% 6,13%2012 9,04% 33,33% -23,66% 4,60%2013 9,72% 11,95% 4,86% 10,59%2014 5,18% 8,48% 19,02% 7,45%2015 5,03% -1,39% 8,51% 2,81%2016 2,39% 5,76% -13,46% 2,97%

Energía San Distribuidora Grandes Año Juan S.A. Eléctrica de Usuarios Mayores TOTAL Caucete S.A. MEM

Energía San Distribuidora Grandes Año Juan S.A. Eléctrica de Usuarios Mayores TOTAL Caucete S.A. MEM

Evolución del Mercado de Energía Facturada 2009-2016.

Las diferencias entre los valores de Energía Operada respecto de Energía Facturada que se muestran a continuación, radican que en la primera están incluidas las Pérdidas Técnicas (Pérdidas en Redes de Distribución) y No Técnicas (Pérdidas por Hurto de Energía o Fraude), mientras que la Energía Facturada no las incluye.


T1-R 571.254 621.996 656.806 733.126 789.612 811.154 883.597 957.237 T1-G 106.116 117.166 124.318 135.190 146.152 144.933 150.640 157.252 T1-AP 52.584 54.185 57.505 59.565 61.524 64.546 67.459 69.976 T2 74.651 75.156 78.416 81.818 80.099 80.120 83.712 88.576 T3 155.137 182.889 199.775 222.813 227.434 234.459 257.440 252.670 TRA 40.870 46.350 52.359 62.903 72.422 71.765 76.608 75.436 T4 195.710 198.268 201.861 194.793 195.332 181.248 183.694 165.080 Total 1.196.321 1.296.011 1.371.039 1.490.208 1.572.576 1.588.226 1.703.150 1.766.228

T1-R 22.006 24.265 24.879 27.769 30.209 31.414 34.619 36.196 T1-G 4.336 4.806 4.943 5.184 5.439 5.396 5.691 5.640 T1-AP 3.399 4.219 4.326 4.577 4.631 4.667 5.205 5.612 T2 3.669 4.099 4.265 4.573 4.911 5.343 5.669 5.727 T3 8.436 8.327 9.351 9.968 10.845 10.367 10.185 11.442 TRA 969 1.468 2.057 3.227 4.018 4.786 5.279 3.779 T4 4.316 4.347 4.038 3.931 3.742 3.586 3.681 3.471 Total 47.132 51.531 53.859 59.228 63.795 65.559 70.329 71.867

TARIFA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TARIFA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

ENERGÍA FACTURADA - Energía San Juan S.A. [MWh/año]

ENERGÍA FACTURADA - Distribuidora Eléctrica de Caucete S.A. (D.E.C.S.A.) [MWh/año]

Referencias:T1-R Usuarios Residenciales.T1-G Usuarios Generales (Pequeños Comercios, Talleres, Estudios, etc).T1-AP Alumbrado Público.

T2 Medianas Demandas (Industrias, Comercios, Bodegas, etc.)T3 Grandes Demandas (Grandes Industrias y Comercios, Bodegas, etc.)TRA Riego Agrícola.T4 Grandes Demandas de Peaje (Grandes Industrias y Comercios, Bodegas, etc.)


Evolución de la Energía Facturada por Departamento 2009 – 2016 [MWh/año]

Depto. 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Capital 312.176 328.740 335.916 355.528 365.117 361.480 374.269 386.034San Martin 24.341 26.345 30.058 32.670 34.841 35.491 38.096 37.912Angaco 7.791 8.971 10.273 11.648 13.124 13.952 16.191 16.870Santa Lucia 88.249 94.642 100.536 108.068 107.273 116.067 129.842 133.1909 de Julio 16.207 18.146 19.555 21.840 24.125 25.282 28.127 28.32225 de Mayo 46.864 47.374 48.760 48.818 54.034 52.358 55.534 53.972Rawson 159.272 167.125 178.486 193.972 206.693 209.203 223.628 239.772Pocito 91.121 105.826 118.338 136.567 144.897 149.305 163.597 173.371Rivadavia 114.153 121.215 126.326 139.268 147.780 150.633 158.844 174.783Zonda 14.030 18.093 18.463 18.566 21.582 22.842 22.894 20.132Chimbas 106.147 115.747 119.872 130.224 137.400 139.778 150.706 156.401Sarmiento 81.874 92.834 100.521 109.153 123.751 118.947 133.006 133.392Jáchal 30.190 34.764 35.885 38.557 43.738 44.889 49.216 52.576Albardón 51.719 58.129 64.796 71.605 73.058 72.929 76.683 76.332Ullum 21.260 21.661 23.721 26.952 26.955 26.802 27.175 25.093Calingasta 12.355 14.420 15.762 20.492 19.097 19.785 22.944 23.463Iglesia 9.237 10.872 12.095 13.610 15.043 14.788 16.836 17.199Valle Fértil 9.337 11.107 11.674 12.669 14.067 13.696 15.561 17.412Caucete 47.132 51.531 53.859 59.228 63.795 65.559 70.329 71.867TOTAL 1.243.453 1.347.541 1.424.899 1.549.436 1.636.371 1.653.785 1.773.479 1.838.095


Energía Facturada 2016, por Mes y Categoría [MWh/mes] – Energía San Juan S.A.

Energía Facturada 2016, por Mes y Categoría [MWh/mes] – D.E.C.S.A.

Categoría ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 TOTAL

T1-R 98.435 89.952 78.902 68.354 77.318 85.273 86.613 74.167 61.594 63.436 79.611 93.580 957.237

T1-G 16.129 14.223 13.024 11.839 12.670 12.641 11.687 10.364 10.543 11.739 14.889 17.502 157.252

T1-AP 4.414 5.199 5.632 6.342 5.890 7.463 5.367 6.747 5.657 6.460 5.445 5.363 69.976

T2 8.132 7.898 7.783 6.543 6.987 7.273 6.769 7.077 6.735 6.659 7.801 8.919 88.576

T3 23.375 24.214 24.120 19.946 18.282 17.788 18.039 18.934 19.842 20.827 22.565 24.738 252.670

TRA 9.246 8.049 6.799 4.301 2.765 2.118 2.526 4.997 7.195 8.233 8.803 10.403 75.436

T4 16.161 16.150 16.969 14.285 12.453 11.461 11.899 12.290 12.729 12.979 13.511 14.194 165.080

TOTAL 175.892 165.683 153.228 131.610 136.365 144.018 142.901 134.578 124.296 130.334 152.625 174.698 1.766.228

Categoría ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 TOTAL

T1-R 4.540 4.377 2.761 2.244 2.789 3.174 3.062 2.634 2.348 2.207 2.563 3.497 36.196

T1-G 665 626 461 420 413 417 420 394 407 414 465 539 5.640

T1-AP 470 467 460 478 463 463 477 475 469 467 465 456 5.612

T2 613 593 511 457 445 461 428 437 427 417 482 454 5.727

T3 1.210 1.243 1.569 1.201 743 634 648 739 743 840 855 1.015 11.442

TRA 635 424 212 132 124 62 65 219 455 444 442 564 3.779

T4 240 391 404 324 266 228 239 263 242 264 291 319 3.471

TOTAL 8.374 8.122 6.378 5.257 5.243 5.439 5.340 5.162 5.092 5.052 5.564 6.845 71.867


T1-R1 4.777 193 193 1.151 180 330 2.345 1.157 2.018 166T1-R2 38.552 1.971 1.569 12.358 1.715 3.097 26.566 12.361 22.506 1.110T1-R3 140.063 15.010 10.660 64.569 11.454 16.351 135.093 63.937 101.868 8.017T1-G1 838 21 16 102 14 24 246 104 124 7T1-G2 3.239 67 56 400 69 99 873 373 500 32T1-G3 54.411 2.501 1.940 8.819 1.883 3.549 20.777 12.804 13.280 1.067T1-AP 16.202 1.426 656 6.627 937 2.064 8.072 5.783 9.098 413T2-SMP 10.292 624 263 2.037 338 540 3.389 2.081 2.212 230T2-CMP 24.373 1.138 752 3.133 707 1.371 7.172 4.254 4.600 55T3- BT 32.612 699 36 3.876 460 647 8.315 7.138 5.053 481T3- MT 13,2 R 38.094 9.191 228 19.562 3.404 6.160 6.248 18.891 7.722 4.855T3- MT 13,2 B - - - - - - - 0 - -T3- MT 33 - - - - - 1.051 - 0 93 -T3- AT - - - - - - - 0 - -T-RA RSD 180 2.542 437 580 4.336 9.520 7.083 11.844 221 1.450T-RA RCD - 1.019 65 - 2.462 6.721 835 211 - 526T4- BT CMP - - - - - - - 0 - -T4- BT 3.650 - - - - - 440 0 - -T4- MT 13,2 R 18.753 1.512 - 9.976 365 2.055 12.318 32.433 5.490 1.722T4- MT 13,2 B - - - - - - - 0 - -T4- MT 33 - - - - - 394 - 0 - -T4- AT - - - - - - - 0 - -TOTAL 386.034 37.912 16.870 133.190 28.322 53.972 239.772 173.371 174.783 20.132

ZO

ND

A

DEP

TO

.

CA

PIT

AL

SA

N

MA

RTIN

SA

NTA

LUC

ÍA

9 D

E

JU

LIO

25 D

E

MA

YO

RA

WS

ON

PO

CIT

O

RIV

AD

AV

IA

AN

GA

CO

Energía Facturada 2016 [MWh/Año], por Departamento y Categoría Tarifaria


T1-R1 1.653 486 593 536 158 347 306 309 1.213 18.109 T1-R2 20.706 3.801 3.981 5.437 1.161 1.839 1.434 1.561 9.657 171.379 T1-R3 81.010 27.553 31.458 31.515 6.470 13.043 10.513 10.035 25.326 803.944 T1-G1 67 42 45 25 9 25 24 34 130 1.896 T1-G2 308 144 161 101 24 89 73 119 509 7.236 T1-G3 8.125 3.963 3.426 3.441 1.223 3.327 1.876 2.350 5.002 153.761 T1-AP 6.439 2.393 2.773 3.016 467 1.053 1.465 1.093 5.612 75.588 T2-SMP 1.141 649 1.000 1.028 302 1.103 612 873 2.861 31.575 T2-CMP 4.347 2.377 1.441 1.273 810 1.320 327 412 2.865 62.727 T3- BT 8.221 3.472 3.111 4.581 1.156 658 328 175 7.700 88.718 T3- MT 13,2 R 13.487 17.357 774 2.309 2.487 260 - 166 3.742 154.937 T3- MT 13,2 B - - - - - - - - - - T3- MT 33 - 17.287 - - 1.784 - 242 - - 20.456 T3- AT - - - - - - - - - - T-RA RSD 273 14.139 - 1.928 3.568 53 0 25 3.550 61.727 T-RA RCD - 3.031 - 519 1.262 347 - 261 229 17.488 T4- BT CMP - - - - - - - - - - T4- BT - - - - 230 - - - 512 4.832 T4- MT 13,2 R 10.625 19.808 3.813 20.624 3.981 - - - 2.959 146.434 T4- MT 13,2 B - - - - - - - - - - T4- MT 33 - 16.891 - - - - - - - 17.285 T4- AT - - - - - - - - - - TOTAL 156.401 133.392 52.576 76.332 25.093 23.463 17.199 17.412 71.867 1.838.095

TO

TAL

DEP

TO

.

CH

IMB

AS

SA

RM

IEN

TO

ALB

AR

DO

N

ULLU

M

CA

LIN

GA

STA

IGLES

IA

VA

LLE

FER

TIL

CA

UC

ETE

JA

CH

AL

Energía Facturada 2016 [MWh/Año], por Departamento y Categoría Tarifaria

MERCADO ELÉCTRICO PROVINCIAL, USUARIOS

ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDADSAN JUAN

• Evolución de la cantidad de Usuarios de la Provincia de San Juan, 2009 – 2016

• Evolución del Número de Usuarios por Categoría, 2009 – 2016

• Usuarios a Diciembre de 2016, discriminados por Departamento y Categoría

• Crecimiento del Número de Usuarios por Categoría, 2009 – 2016

• Usuarios por Departamento y Categoría Tarifaria, evolución 2009 – 2016

• Usuarios por Categoría Tarifaria, Total Energía San Juan S.A., 2009 – 2016

104MERCADO ELÉCTRICO PROVINCIAL – USUARIOS

Evolución de Cantidad de Usuarios Provincia de San Juan

MERCADO ELÉCTRICO PROVINCIAL – USUARIOS

173.081 178.669

184.026 187.992

192.765 197.455

202.501 207.332

193.313 199.409

205.601 210.224

215.756 221.017

226.747 231.981

50.000

100.000

150.000

200.000

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

T1 - Usuarios Residenciales Total Usuarios

105 MERCADO ELÉCTRICO PROVINCIAL – USUARIOS

Usuarios a Diciembre de 2016, discriminados por Departamento y Categoría Tarifaria.

ZONDADepartamento CAPITAL SAN MARTIN

SANTA LUCÍA

9 DE JULIO

25 DE MAYO

RAWSON POCITO RIVADAVIAANGACO

T1-R1 9.336 483 517 2.284 474 724 3.769 1.963 3.038 347T1-R2 21.986 1.042 835 6.966 893 1.613 12.202 5.634 9.094 590T1-R3 12.517 1.508 1.045 6.091 1.161 1.678 15.248 7.210 12.892 799 T1-G1 2.008 55 61 233 39 63 506 246 265 16 T1-G2 1.439 27 20 173 25 43 365 161 194 11 T1-G3 3.494 139 98 558 104 200 1.292 703 844 64 T1-AP 542 150 94 290 80 134 467 397 327 55 T2-SMP 345 18 10 61 7 13 101 75 62 14 T2-CMP 344 13 9 50 15 17 88 64 65 1 T3- BT 164 4 1 16 2 8 40 27 24 2 T3- MT 13,2 R 34 6 2 16 8 20 16 33 10 11 T3- MT 13,2 B - - - - - - - - - - T3- MT 33 - - - - - 3 - - 1 - T3- AT T-RA RSD 1 58 13 12 53 126 59 152 5 12 T-RA RCD - 8 1 - 11 42 7 5 - 3 T4- BT CMP - - - - - - - - - - T4- BT 6 - - - - - 1 - - - T4- MT 13,2 R 21 4 - 11 2 4 17 13 6 4 T4- MT 13,2 B - - - - - - - - - - T4- MT 33 - - - - - 2 - - - - T4- AT TOTAL 52.237 3.515 2.706 16.761 2.874 4.690 34.178 16.683 26.827 1.929


Usuarios a Diciembre de 2016, discriminados por Departamento y Categoría Tarifaria.

TOTALDepartamento CHIMBAS SARMIENTO ALBARDÓN ULLÚM CALINGASTA IGLESIA VALLE FÉRTIL

CAUCETEJÁCHAL

T1-R1 3.450 1.370 1.913 1.238 356 967 1.120 1.072 1.478 35.899 T1-R2 12.563 2.008 2.073 3.021 627 993 728 885 3.505 87.258 TT1-R3 6.630 2.623 3.146 3.020 678 1.243 1.034 910 4.742 84.175 T1-G1 176 130 125 71 23 100 79 105 255 4.556 T1-G2 153 58 73 52 6 33 33 49 189 3.104 T1-G3 425 246 206 199 63 174 120 177 510 9.616 T1-AP 249 188 189 166 39 120 104 81 35 3.707 T2-SMP 42 24 28 31 12 32 16 24 116 1.031 T2-CMP 59 44 33 26 10 15 7 11 58 929 T3- BT 34 19 6 16 4 10 4 4 39 424 T3- MT 13,2 R 22 41 3 9 6 1 - 3 10 251 T3- MT 13,2 B - - - - - - - - - T3- MT 33 - 32 - - 1 - 2 - 39 T3- AT - T-RA RSD 10 77 - 20 18 2 1 1 4 624 T-RA RCD - 16 - 4 8 5 - 1 111 222 T4- BT CMP - - - - - - - - - T4- BT - - - - 1 - - - 1 9T4- MT 13,2 R 12 20 2 6 5 - - - 5 132 T4- MT 13,2 B - - - - - - - - - T4- MT 33 - 3 - - - - - - 5 T4- AT - TOTAL 23.825 6.899 7.797 7.879 1.857 3.695 3.248 3.323 11.058 231.981


Crecimiento del Nº de Usuarios por Categoría Provincia de San Juan

T1-R 1,57% 3,23% 3,00% 2,16% 2,54% 2,43% 2,56% 2,39%T1-G 3,91% 2,01% 3,33% 3,00% 2,74% 1,79% 2,59% 1,59%T1-AP 3,10% 3,04% 4,51% 1,87% 5,42% 4,58% 3,22% 1,48%T2 2,86% 1,68% 5,08% 3,32% 2,98% 3,63% 3,73% 3,54%T3 5,02% 6,97% 9,12% -0,68% 4,81% 6,56% 7,08% 2,59%TRA 0,00% 14,14% 14,60% 15,48% 10,34% 3,54% 3,42% 0,00%T4 -4,71% -1,65% -2,79% -5,75% -1,83% -4,35% -0,65% -4,58%Total 1,77% 3,15% 3,11% 2,25% 2,63% 2,44% 2,59% 2,31%

TARIFA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

T1-R 173.081 178.669 184.026 187.992 192.765 197.455 202.501 207.332 T1-G 14.599 14.893 15.389 15.850 16.285 16.576 17.005 17.276 T1-AP 2.926 3.015 3.151 3.210 3.384 3.539 3.653 3.707 T2 1.549 1.575 1.655 1.710 1.761 1.825 1.893 1.960 T3 502 537 586 582 610 650 696 714 TRA 474 541 620 716 790 818 846 846 T4 182 179 174 164 161 154 153 146 Total 193.313 199.409 205.601 210.224 215.756 221.017 226.747 231.981

TARIFA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Evolución del Nº de Usuarios por Categoría


Departamento TARIFA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Usuarios por Departamento y Categoría Tarifaria – Evolución (2009 – 2016)

SAN MARTÍN

ANGACO

TT1-R 38.252 39.035 39.948 40.490 40.849 42.274 42.268 43.839 T1-G 6.103 6.250 6.425 6.542 6.643 6.729 6.849 6.941 T1-AP 474 484 499 504 515 527 627 542 T2 626 626 635 655 662 669 687 689 T3 158 169 180 180 190 188 196 198 TRA 1 1 1 1 1 1 1 1 T4 28 28 27 27 28 27 27 27 Total 45.642 46.593 47.715 48.399 48.888 50.415 50.655 52.237 T1-R 2.492 2.596 2.655 2.682 2.889 2.949 3.011 3.033 T1-G 177 174 187 195 209 212 215 221 T1-AP 103 105 111 124 132 134 117 150 T2 18 22 26 27 28 29 30 31 T3 7 7 8 8 8 8 9 10 TRA 28 37 43 52 56 60 66 66 T4 5 5 5 4 4 4 4 4 Total 2.830 2.946 3.035 3.092 3.326 3.396 3.452 3.515T1-R 1.855 2.011 2.046 2.081 2.161 2.236 2.241 2.397 T1-G 135 137 141 155 172 170 175 179 T1-AP 78 80 81 79 81 91 23 94 T2 12 13 15 14 14 17 17 19 T3 1 1 3 3 3 2 3 3 TRA 5 5 7 11 12 13 14 14 T4 1 1 - - - - - - Total 2.087 2.248 2.293 2.343 2.443 2.529 2.473 2.706

CAPITAL




T1-R 12.425 12.686 13.272 13.645 13.982 14.422 14.889 15.341 T1-G 824 838 870 912 926 941 961 964 T1-AP 221 225 253 248 255 277 305 290 T2 98 101 100 99 103 105 102 111 T3 24 27 29 32 32 30 34 32 TRA 13 12 12 11 12 12 11 12 T4 12 12 12 12 11 11 11 11 Total 13.617 13.901 14.548 14.959 15.321 15.798 16.313 16.761 T1-R 1.956 2.019 2.072 2.137 2.330 2.410 2.438 2.528 T1-G 146 147 156 158 165 168 170 168 T1-AP 63 63 63 65 66 79 61 80 T2 13 13 16 19 19 20 21 22 T3 9 9 9 8 8 9 9 10 TRA 43 47 50 57 64 65 66 64 T4 4 3 3 3 3 3 3 2 Total 2.234 2.301 2.369 2.447 2.655 2.754 2.768 2.874 T1-R 3.359 3.416 3.495 3.544 3.618 3.870 3.894 4.015 T1-G 297 301 306 308 311 306 302 306 T1-AP 93 91 96 102 111 129 141 134 T2 22 22 25 24 23 25 27 30 T3 21 22 25 27 26 24 28 31 TRA 134 142 147 154 167 170 164 168 T4 14 12 12 8 7 6 6 6 Total 3.940 4.006 4.106 4.167 4.263 4.530 4.562 4.690

SANTA LUCIA

9 DE JULIO

25 DE MAYO




T1-R 27.418 28.809 29.482 30.132 30.458 30.324 31.342 31.219 T1-G 1.724 1.752 1.807 1.859 1.962 2.034 2.108 2.163 T1-AP 398 429 432 436 450 458 555 467 T2 166 163 163 174 183 183 186 189 T3 52 54 60 38 41 48 52 56 TRA 23 24 30 54 63 65 65 66 T4 21 21 20 19 20 19 19 18 Total 29.802 31.252 31.994 32.712 33.177 33.131 34.327 34.178 T1-R 11.712 12.249 12.971 13.358 13.693 13.951 14.625 14.807 T1-G 789 812 865 958 1.022 1.044 1.083 1.110 T1-AP 314 318 329 348 372 379 319 397 T2 95 92 103 103 114 121 130 139 T3 49 52 54 46 50 52 61 60 TRA 85 101 115 136 147 149 154 157 T4 15 15 15 15 15 15 15 13 Total 13.059 13.639 14.452 14.964 15.413 15.711 16.387 16.683 T1-R 21.576 22.134 22.569 23.032 23.911 24.098 25.397 25.024 T1-G 947 971 1.021 1.079 1.130 1.201 1.244 1.303 T1-AP 246 247 261 262 290 307 438 327 T2 94 96 101 101 101 112 119 127 T3 19 20 23 21 25 34 37 35 TRA 5 5 5 6 7 6 5 5 T4 7 7 7 7 6 6 6 6 Total 22.894 23.480 23.987 24.508 25.470 25.764 27.246 26.827

RAWSON

POCITO

RIVADAVIA




T1-R 1.345 1.390 1.432 1.480 1.633 1.696 1.708 1.736 T1-G 67 64 68 80 80 82 92 91 T1-AP 43 43 44 44 47 47 56 55 T2 9 10 13 11 12 13 14 15 T3 5 8 9 10 10 11 11 13 TRA 8 9 10 12 14 14 14 15 T4 7 7 7 6 4 4 4 4 Total 1.484 1.531 1.583 1.643 1.800 1.867 1.899 1.929 T1-R 18.760 19.341 19.966 20.260 20.496 20.928 21.423 22.643 T1-G 644 646 655 672 689 703 751 754 T1-AP 183 190 205 207 221 231 308 249 T2 87 88 88 91 93 93 94 101 T3 37 36 40 47 45 48 53 56 TRA 5 9 11 10 13 13 10 10 T4 13 13 12 12 12 12 12 12 Total 19.729 20.323 20.977 21.299 21.569 22.028 22.651 23.825T1-R 4.558 4.688 4.896 5.077 5.326 5.662 5.812 6.001 T1-G 443 445 445 440 441 439 443 434 T1-AP 146 148 156 163 173 180 131 188 T2 47 49 52 52 54 56 67 68 T3 43 50 59 70 73 84 86 92 TRA 52 61 66 71 76 75 87 93 T4 33 33 32 30 30 26 25 23 Total 5.322 5.474 5.706 5.903 6.173 6.522 6.651 6.899

ZONDA

CHIMBAS

SARMIENTO




T1-R 5.706 5.931 6.081 6.278 6.608 6.753 6.960 7.132 T1-G 388 379 380 388 388 393 396 404 T1-AP 145 159 169 167 181 184 109 189 T2 31 34 41 38 38 48 51 61 T3 9 7 7 6 8 9 8 9 TRA 1 - - - - - - - T4 2 2 2 2 2 2 2 2 Total 6.282 6.512 6.680 6.879 7.225 7.389 7.526 7.797T1-R 5.663 5.870 6.112 6.259 6.497 6.742 6.922 7.279 T1-G 315 328 333 335 331 320 328 322 T1-AP 114 122 136 138 149 154 150 166 T2 33 36 41 46 46 51 55 57 T3 13 16 20 19 21 25 25 25 TRA 20 20 19 19 20 22 25 24 T4 7 7 7 6 6 6 6 6 Total 6.165 6.399 6.668 6.822 7.070 7.320 7.511 7.879T1-R 1.261 1.329 1.368 1.438 1.499 1.609 1.607 1.661 T1-G 84 86 91 94 93 91 91 92 T1-AP 32 33 34 34 38 38 32 39 T2 21 20 19 19 20 21 20 22 T3 10 10 11 11 11 11 12 11 TRA 13 14 21 22 23 24 27 26 T4 7 7 7 7 7 7 7 6 Total 1.428 1.499 1.551 1.625 1.691 1.801 1.796 1.857

JACHAL

ALBARDÓN

ULLUM




T1-R 2.288 2.430 2.523 2.628 2.871 3.017 3.071 3.203 T1-G 280 278 287 292 292 296 302 307 T1-AP 103 103 107 108 114 118 98 120 T2 24 27 38 38 41 42 43 47 T3 4 6 6 5 6 9 10 11 TRA 7 7 7 7 5 5 6 7 T4 - - - - - - - - Total 2.706 2.851 2.968 3.078 3.329 3.487 3.530 3.695T1-R 2.089 2.179 2.293 2.392 2.494 2.739 2.746 2.882 T1-G 208 212 222 228 231 231 230 232 T1-AP 85 91 91 92 96 101 101 104 T2 15 17 19 20 20 21 25 23 T3 4 5 6 5 6 6 6 6 TRA 2 4 2 2 1 1 1 1 T4 - - - - - - - - Total 2.403 2.508 2.633 2.739 2.848 3.099 3.109 3.248T1-R 1.979 2.074 2.201 2.316 2.460 2.572 2.667 2.867 T1-G 242 249 279 285 303 309 318 331 T1-AP 69 69 69 69 70 77 48 81 T2 21 26 29 33 28 32 32 35 T3 6 5 5 6 6 7 7 7 TRA 2 2 2 3 3 2 2 2 T4 - - - - - - - - Total 2.319 2.425 2.585 2.712 2.870 2.999 3.074 3.323

CALINGASTA

IGLESIA

VALLE FÉRTIL


DPTO. TARIFA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Evolución del Nº de Usuarios por Categoría D.E.C.S.A. (Caucete)

CAUCETE (D.E.C.S.A.)

TARIFA 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TOTAL Energía San Juan S.A

TT1-R 173.081 178.669 184.026 187.992 192.765 197.455 202.501 207.332 T1-G 14.599 14.893 15.389 15.850 16.285 16.576 17.005 17.276 T1-AP 2.926 3.015 3.151 3.210 3.384 3.539 3.653 3.707 T2 1.549 1.575 1.655 1.710 1.761 1.825 1.893 1.960 T3 502 537 586 582 610 650 696 714 TRA 474 541 620 716 790 818 846 846 T4 182 179 174 164 161 154 153 146 Total 193.313 199.409 205.601 210.224 215.756 221.017 226.747 231.981

Usuarios por Categoría Tarifaria – Total Energía San Juan S.A.Evolución (2008 – 2015)

T1-R 8.387 8.482 8.644 8.763 8.990 9.203 9.480 9.725 T1-G 786 824 851 870 897 907 947 954 T1-AP 16 15 15 20 23 28 34 35 T2 117 120 131 146 162 167 173 174 T3 31 33 32 40 41 45 49 49 TRA 27 41 72 88 106 121 128 115 T4 6 6 6 6 6 6 6 6 Total 9.370 9.521 9.751 9.933 10.225 10.477 10.817 11.058

• Introducción

• Total Recursos Presupuestados, evolución 2014 - 2016

• Tasa de Inspección y Control: evolución 2014 – 2016 ($/mwh)

• Directorio y Planta de Personal EPRE 2016

• Presupuesto: evolución Partida Personal, 2014 – 2016

• Planta de Personal en relación a las variables del Mercado Eléctrico Provincial

•Auditoría y Control del Tribunal de Cuentas de la Provincia sobre las Cuentas

del E.P.R.E

• Convenio de Pasantías U.N.S.J. – E.P.R.E.

• Ampliación Edificio del E.P.R.E.

• Organigrama del E.P.R.E

GESTION ADMINISTRATIVA

116GESTION ADMINISTRATIVA

GESTIÓN ADMINISTRATIVA DEL E.P.R.E.

El E.P.R.E., Ente Provincial Regulador de la Electricidad, está creado por la Ley Nº 524-A de Marco Regulador de la Actividad Eléctrica de la Provincia de San Juan. Inició formalmente sus actividades el 22 de enero de 1996.

El E.P.R.E., en su carácter de entidad autárquica, for-mula su Presupuesto Anual de Gastos y Cálculo de Recursos, posee competencia para disponer de sus bienes, etc.

Total Recursos Presupuestados: Evolución 2014 – 2016

Tasa de Inspección y Control: evolución 2014 – 2016 ($/MWh)

7,28

9,27

13,03

0

2

4

6

8

10

12

14

2014 2015 2016

El artículo 61º de la Ley Nº 6668 prevé que “El E.P.R.E. se regirá en su gestión fi nanciera, patrimonial y contable por las disposiciones del presente Marco Regulatorio y los reglamentos que a tal fi n se dicten…”

En cuanto a las relaciones del E.P.R.E. con su personal, por el Artículo 61º de la Ley Nº 524-A se dispone que las mismas se regirán por la Ley de Contrato de Trabajo, Ley Nº 20.744/21.297 y modifi catorias y será de aplicación el Convenio Colectivo de Trabajo Nº 36/75 que rija la activi-dad del sector eléctrico o el régimen que lo sustituya, no

siéndoles de aplicación el régimen jurídico básico de la función pública.

La Tasa de Inspección y Control es abonada por las Distri-buidoras ENERGÍA SAN JUAN S.A. y D.E.C.S.A e integra el recurso presupuestario del Ente.

El Presupuesto Anual, es publicado en el Boletín Ofi cial, informado e incorporado al solo efecto formal en el Pre-supuesto de la Provincia, es decir no hay aportes de re-cursos del Tesoro Provincial al presupuesto del E.P.R.E.

117 GESTION ADMINISTRATIVA

Directorio y Planta Personal E.P.R.E. a Diciembre 2016 Presupuesto - Evolución Partida Personal 2014 – 2016

La Partida de Personal incluye Directorio, Personal de Planta, Contratos de Trabajo a Plazo Fijo, Pasan-tes U.N.S.J., Asignaciones Familiares y recursos para Dedicación Funcional originados a partir de mayores requerimientos por los proyectos y Obras de Interco-

nexión Eléctrica en 500 kV y Obras de 132 kV Inte-grantes del Sistema Interconectado Provincial, entre otros.

En marzo de 2016, en concordancia con los linea-

mientos y criterios adoptados por el Gobierno de la Provincia de San Juan en materia salarial, se otorgo al Personal del Ente Regulador un incremento sala-rial del orden del 32%.

Contratos a


2007 42 1.582.513 299,8 185.834

2008 44 1.572.356 308,65 189.942

2009 43 1.544.430 324,96 199.313

2010 44 1.721.686 360,82 199.409

2011 43 1.867.981 382,93 205.601

2012 42 1.920.817 400,54 210.244

2013 41 2.025.337 442,95 215.756

2014 42 2.143.158 475,93 221.017

2015 46 2.217.883 489,32 226.747

2016 48 2.247.578 503,86 231.981

AñoPlanta de Personal

Energía Opera-da (MWh/año)

Potencia Operada (MW/año)

Total Usuarios

Planta de Personal en relación a las variables del Mercado Eléctrico Provincial

Planta de Personal en relación a las variables del Mercado Eléctrico Provincial

El Mercado Eléctrico Provincial ha tenido un crecimiento signifi cativo, no obstante ello la dotación de personal del E.P.R.E. se mantiene prácticamente constante desde su creación.

Planta de Personal Total UsuariosEnergía Operada (MWh/año) Potencia Operada (MW/año)

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%

160%

170%

180%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Porcentaje


AL MES DE MAYO DE 2017 TODAS LAS CUENTAS DE RESPONSABILIDAD DEL E.P.R.E. SE ENCUENTRAN APROBA-DAS POR EL TRIBUNAL DE CUENTAS DE LA PROVINCIA DE SAN JUAN.

EL TRIBUNAL DE CUENTAS, ORGANIS-MO DE CONTRALOR PÚBLICO DE LA PROVINCIA DE SAN JUAN, HA APRO-BADO “EN CUANTO HUBIERE LUGAR A DERECHO, LA LEGALIDAD DE LA PER-CEPCIÓN E INVERSIÓN DE CAUDALES PÚBLICOS REALIZADOS”.

Cuentas del E.P.R.E. auditadas por el Tribunal de Cuentas de la Provincia:

• Cuenta General “Ente Provincial Regulador de la Electricidad”.

• Cuenta “Fondo de Contención Tarifaria”.

• Cuenta “Fondo del Plan de Infraestructura Eléctrica Provincial para el Desarrollo Socio Económico y Pro-ductivo (Fondo PIEDE)”.

• Cuenta “Fondo Línea de Interconexión en 500 kV, Mendoza - San Juan”.

Auditoría y Control de las Cuentas ejercicio 2015

El 22 de abril de 2016 el Tribunal de Cuentas de la Provincia de San Juan, mediante Nota Múltiple Nº 308/16, notifi có el plazo dispuesto por la Constitu-ción Provincial en su artículo 256 para la presenta-ción de las Cuentas Generales correspondiente al ejercicio 2015.

El 02 de mayo de 2016 se presentaron las cuentas detalladas a continuación:

• Cuenta General del Ejercicio 2015 “Ente Provincial Regulador de la Electricidad”.

• Cuenta General del Ejercicio 2015 “Fondo de Con-tención Tarifaria”.

• Cuenta General del Ejercicio 2015 “Fondo del Plan de Infraestructura Eléctrica Provincial para el desa-rrollo Socio económico y productivo”.

• Cuenta General del Ejercicio 2015 “Fondo Línea de Interconexión en 500 kV, Mendoza - San Juan”.

El 01-09-2016 el Tribunal de Cuentas, mediante Acta Acuerdo Nº 3770, aprueba la Cuenta “Fondo Línea de Interconexión en 500 kV Mendoza-San Juan” ejer-cicio 2015.

El 15-09-2016 el Tribunal de Cuentas, mediante Acta Acuerdo Nº 3798, aprueba la Cuenta “Fondo del Plan de Infraestructura Eléctrica Provincial para el

AUDITORÍA Y CONTROL DEL TRIBUNAL DE CUENTAS DE LA PROVINCIA SOBRE LAS CUENTAS DEL E.P.R.E.


Desarrollo Socio Económico y Productivo, (Fondo PIEDE), ejercicio 2015.

El 23-03-2017 el Tribunal de Cuentas, mediante Acta Acuerdo Nº 4109, aprueba el ejercicio 2015 de las Cuentas: “Ente Provincial Regulador de la Electrici-dad” y “Fondo de Contención Tarifaria”.

Auditoría y Control de las Cuentas “Fondo Línea de Interconexión en 500 kV Mendoza – San Juan”

La totalidad de la información de la percepción e in-versión de importes en el “Fondo Línea de Interco-nexión en 500 kV Mendoza – San Juan” se remitió periódicamente al Tribunal de Cuentas desde el ini-cio mismo de su creación.

No obstante lo mencionado en el párrafo anterior, en fecha 16 de junio de 2016 el Tribunal de Cuentas de la Provincia de San Juan, mediante Acta Nº 3707/16, intimó al E.P.R.E. para reformular la información res-pectiva en el formato utilizado por dicha repartición

en las Cuentas Generales, incluyendo los ejercicios 2005 a 2012.

El 11 de julio de 2016, dentro del plazo otorgado, se presentó idéntica información ya remitida, adecuada al formato de planillas Excel requerido por el Tribu-nal de Cuentas.

El Tribunal de Cuentas que el 04-08-2016 por Acta Especial Nº 483/16 dio el ingreso formal a todas las cuentas desde el día de la fecha de presentación.Desde el 02-12-2016 a 12-05-2017 el Tribunal de Cuentas comunicó la aprobación de la legalidad de la percepción e inversión de caudales públicos realizados, sin observación alguna respecto de los importes oportunamente informados relacionados a las cuentas del “Fondo Línea de Interconexión en 500 kV Mendoza - San Juan”.

Presentación para Auditoría y Control de las Cuentas ejercicio 2016

El 17 de abril de 2017 el Tribunal de Cuentas de la Provincia de San Juan, mediante Nota Múltiple Nº

284/17, notifi có el plazo dispuesto por la Constitu-ción Provincial en su artículo 256 para la presenta-ción de las Cuentas Generales correspondiente al ejercicio 2016.

El 02 de mayo de 2017 se presentaron, en tiempo y forma, para su análisis y control por parte del Tribu-nal de Cuentas de la Provincia, las cuatro cuentas del E.P.R.E. antes detalladas.


La Universidad Nacional de San Juan y el E.P.R.E. tienen fi rmado un Convenio de Pasantías en el marco de la Ley Nacional Nº 26.427. En el marco de este Convenio alumnos de carreras de grado, que se encuentran en la etapa fi nal de su carrera

16

16

11

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2014 2015 2016

Convenio de Pasantías U.N.S.J. – E.P.R.E. realizan trabajos de Tesis, Prácticas de Fábrica, entrenamiento y/o capacitación en temas específi cos.

Han participado, entre otros, alumnos de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electro-mecánica, Electrónica e Industrial de la Facultad de Ingeniería y de Licenciatura en Administración de Empresas de la Facultad de Ciencias Sociales.

Además, periodicamente se realizan actividades académicas extracurriculares en la sede del EPRE, incluyendo visitas guiadas a Estaciones Tranformadoras y Líneas de Alta Tensión, destinadas a alumnos de distintas carreras de la Facultad de Ingienería, de la UNSJ.


Actividades académicas

extracurriculares

Alumnos de la Facultad de

Ingeniería - UNSJ.


124ORGANIGRAMA FUNCIONAL DEL EPRE (a Mayo de 2017)

Sol Salcedo

Ing. Diego MolinaIng. Oscar De Oro

• Auditoria del Fondo Plan de Infraestructura Eléctrica Provincial Para el

Desarrollo Socioeconómico y Productivo (PIEDE)

• Montos Facturados, Percibidos y Depositados desde el 19/02/16 al 31/12/16

• Estado de situación de los depósitos de Energía San Juan S.A.

• Estado de situación de los depósitos de D.E.C.S.A.

• Certificados de Requerimiento - Pagos de Obras a partir del Fondo PIEDE

• Montos anuales pagados por Certificados de Requerimiento al 31/12/16

• Saldo PIEDE al 31/12/16

• Ingresos a la Cuenta Corriente PIEDE desde el 19/02/16 al 31/12/16

• Egresos de la Cuenta Corriente PIEDE desde el 19/02/16 al 31/12/16

• Resumen de Movimientos de la Cuenta Corriente al 31/12/16

• Monto Invertido (Capital)

AUDITORIA DEL FONDO PIEDE

126AUDITORÍA DEL FONDO PIEDE

AUDITORIA DEL “FONDO PIEDE” - Fondo del Plan de Infraestructura Eléctrica Provincial para el Desarrollo Socioeconómico y Pro-ductivo.

El Fondo del Plan de Infraestructura Eléctrica Pro-vincial Para el Desarrollo Socioeconómico y Pro-ductivo, “Fondo PIEDE”, se creó Mediante la Ley Provincial Nº 863-A.El Fondo PIEDE tiene por objeto la concreción de un Flujo de Fondos para la fi nanciación de obras eléc-tricas para el incremento de la seguridad y calidad del abastecimiento de energía eléctrica, mediante la integración de las localidades aisladas al Siste-ma lnterconectado Provincial y el fortalecimiento de puntos vulnerables de la red de servicio público de distribución de electricidad en zonas de especial relevancia productiva y social.Oportunamente se defi nieron como prioritarias para fi nanciar las obras de Interconexión Eléctrica de los Sistemas Aislados de los Departamentos de Calingasta y Valle Fértil. Posteriormente, en el marco de la normativa vigen-te, el E.P.R.E. califi có como fi nanciables por el Fon-

do PIEDE a las Obras del Grupo A y B (en ejecución o ejecutadas), entre las que se detallan:• ET Nueva San Juan 500/132 kV y Ampliación 500 kV ET Gran Mendoza.• Ampliación ET San Juan 132 kV y las Obras de 132 kV Integrantes del Sistema de Interconexión Provincial (SIP) (ET Provincial La Bebida 132 kV Y Ampliación 132 kV ET Provincial Punta de Rieles).• Construcción Línea Provincial de Subtransmisión de 132 KV para vincular las Estaciones Transforma-doras Provinciales Punta de Rieles y La Bebida”.• Construcción y Provisión de la “ET Provincial Rawson - Pocito 132/33/13,2 kV”.• Construcción y Provisión de la Ampliación 132 kV Centro Distribución ET Provincial La Bebida asocia-das a las Obras de 132 kV Complementarias a la Interconexión Eléctrica de 500 kV Provincia de San Juan.• Construcción y Provisión de la “ET Provincial Al-bardón - Chimbas 132/33/13,2 kV”.• Línea Doble Tema 132 kV Centro Distribución de Alta Tensión ET La Bebida - ET Albardón – Chimbas y Línea Doble Terna 132 kV Centro Distribución de Alta Tensión La Bebida - ET Rawson - Pocito.

• Provisión de Cable Subterráneo y Construcción de la Línea de 132 kV Subterránea entre el Centro de Distribución de Alta Tensión 132 kV ET Provin-cial La Bebida con el empalme a cable de 132 kV Trinidad.• Obra en los Niveles de Media y Baja Tensión de la Red Eléctrica del Departamento Caucete.

Por la Ley Provincial Nº 863-A el E.P.R.E. debe arbi-trar las medidas a fi n de asegurar la inexistencia de impacto en la Tarifa de los Usuarios que pudiera de-venir de los aportes al Fondo creado, con respecto a los valores vigentes previos a la sanción de la Ley, con excepción de los derivados de variaciones en el costo de desarrollo que se dispusieran a través de Audiencias Públicas y de la evolución de precios y cargos derivados del Mercado Eléctrico Mayorista.En este capítulo se presenta información de la au-ditoría que se realiza sobre la facturación emitida por Energía San Juan S.A. y D.E.C.S.A., verifi cando además la efectiva transferencia de los montos re-caudados a la Cuenta Fiduciaria – Fideicomiso de Administración y Financiero “Fondo PIEDE”.

127 AUDITORÍA DEL FONDO PIEDE

Concepto

Montos Facturados, Percibidos y Depositados desde el 20/02/16 al 31/12/16

TOTALES

Fondo PIEDE Fondo PIEDEE.T. Cañada

HondaOperación y

Mantenimiento (#)

D.E.C.S.A ENERGÍA SAN JUAN S.A.

Facturado $ 2.143.796,58 $ 159.619.188,15 $ 1.411.914,50 $ 850.686,65 $ 162.703.114,69

Percibido $ 2.426.042,05 $ 153.161.669,58 $ 1.373.369,47 $ 850.686,65 $ 156.032.790,59

Depositado (*) $ 166.132.277,01 $ 166.132.277,01

(*) Ver estado de situación de los Depósitos de D.E.C.S.A. que se encuentra más adelante(#) Operación y Mantenimiento LEAT 500 kV Rodeo - Iglesia / Calingasta

Estado de Situación de los Depósitos de Ener-gía San Juan S.A.

Energía San Juan S.A., por CARTA COMPROMISO del 16/12/13, a los fi nes de garantizar el pago de los montos mensuales recaudados del Fondo “PIEDE” y del “Fondo Especial para la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan”, otorgó un “Mandato Irrevocable” a la Empresa de Transporte de Caudales JUNCADELLA,

a efectos que dicha empresa deposite cada mes en las cuentas de los respectivos Fideicomisos, la totalidad de los fondos recaudados diariamente por pagos realiza-dos por los Usuarios en el Edifi cio Central de Energía San Juan S.A., hasta completar la obligación de pago de la Distribuidora, teniendo en cuenta los montos re-caudados en el mes anterior.

La Carta Compromiso modifi có la metodología de los

depósitos correspondientes a los montos reconocidos por la energía abastecida en las localidades que esta-ban aisladas al momento de la sanción de la Ley Pro-vincial Nº 863-A (Departamentos de Calingasta y Valle Fértil), interconectados con recursos del Fondo PIEDE. Se estableció que los depósitos mensuales se realicen en su totalidad en función de los montos efectivamen-te recaudados de los usuarios y no por adelantado en función del monto reconocido por la energía abastecida


en el mes anterior, como se venía realizando anterior-mente.

Estado de Situación de los Depósitos de D.E.C.S.A.

(*) Se ha emitido la Resolución E.P.R.E. Nº 1192/16 a los efectos de regularizar los montos pendientes de de-pósito por parte de D.E.C.S.A., para distintos periodos, a partir de las diferencias que surgen de los montos que posee a favor la Distribuidora por el concepto Di-ferencias Tarifarias. En tal sentido, con fecha 07/12/17 quedó acreditado el pago por parte de D.E.C.S.A. de $2.326.662.-

Certificados de Requerimiento - Pago de Obras a partir del Fondo PIEDE

La Ley Provincial Nº 863-A establece que todos los gastos asociados a las obras, contratación, inspección, administración, etc., son imputados al Fideicomiso de Administración y Financiero “Fondo PIEDE”.Los Certifi cados de Requerimiento son un acto admi-nistrativo del E.P.R.E. por medio del cual se le solicita

al Fideicomiso de Administración y Financiero Fondo PIEDE”, (Nación Fideicomisos S.A.), que transfi era los montos de las facturas de profesionales y/o empresas contratadas por los “Comité de Ejecución de la Obra”, las cuales se corresponden con Avances de Obras.

Los Comité de Ejecución de las Obras en sus corres-pondientes Actas de Reunión, aprueban las facturas presentadas, fi nalmente el E.P.R.E. emite una Resolu-ción aprobando los Certifi cados de Requerimiento para su pago. Comités de Ejecución de Obras

Los distintos Comités de Ejecución estuvieron confor-mados por al menos tres miembros en todos los casos, entre los miembros se pueden citar: • Ministro de Minería, Dr. Alberto Hensel, • Presidente del E.P.R.E. Dr.-Ing. Jorge F. Rivera, • Director de Recursos Energéticos Ing. Antonio Soler • Director General de Vialidad, Ing. Juan Manuel Ma-gariños.• Representantes de la Empresa Barrick Gold Corpo-ration

• Representantes de Minera Argentina Gold S.A.

Certificados de Requerimiento emitidos desde el año 2006

Corresponden a las siguientes obras: • Estación Transformadora “Cañada Honda”• Interconexión Eléctrica del Departamento de Calin-gasta• Interconexión Eléctrica del Departamento de Valle Fértil• Obras del Grupo “A” y “B” ( antes detalladas)• Obras en los niveles de Media y Baja Tensión de la Red Eléctrica del Departamento Caucete.

Montos anuales pagados por Certificados de Requerimientos desde 2006 al 31/12/16

En el periodo de análisis del presente Anuario se pa-garon Certifi cados de Requerimiento desde el Nº 1076 hasta el Nº 1284. Cada uno de estos Certifi cados, apro-bados por Resolución E.P.R.E., están detallado en el dis-co compacto anexo del presente Anuario.

129 AUDITORÍA DEL FONDO PIEDE

Montos anuales pagados por Certifi cados de Requerimientos desde 2006 al 31/12/16

20062007200820092010201120122013 Interconexión Calingasta $ 1.101.195,622013 Interconexión Valle Fértil $ 3.913.097,522013 Obras Grupo A y B $ 1.066.076,072014 Interconexión Calingasta $ 650.106,122014 Interconexión Valle Fértil $ 50.053,752014 Obras Grupo A y B $ 157.178.066,502015 Interconexión Calingasta $ 767.351,402015 Obras Grupo A y B $ 337.861.451,772016 Interconexión Calingasta $ 658.252,152016 Obras Grupo A y B $ 372.425.106,53

Total al $ 1.311.414.035,0131/12/2016

$ 2.389.664,27$ 9.205.638,72$ 1.979.457,68$ 679.414,42

$ 74.088.622,76$ 226.898.518,44$ 120.501.961,29

E.T. Cañada Honda; In-terconexión Calingasta; Interconexión Valle Fértil; Obras Grupo A y B

Año OBRAS Monto de los Certificados

Saldo PIEDE al 19/02/16

Ingresos a la Cuenta PIEDE desde el 20/02/16 al 31/12/16

Saldo en Cuenta Corriente al 19/02/16 $ 2.459.209,81Capital Invertido en FCI al 19/02/16 $ 154.942.802,55Saldo $ 157.402.012,36

Aporte FCT-PIEDE (Gobierno de San Juan) $ 5.933.043,20Aporte Estado Nacional-Convenio Marco $ 115.957.755,60Aporte Estado Nacional-Programa de Convergencia $ 77.600.000,00Venta de Pliegos Licitatorios $ 54.000,00Renta por Inversiones en FCI $ 57.029.019,86Total de Ingresos $ 422.706.095,67

Aporte PIEDE Factura Usuarios, Usuarios Cañada Honda, Operación y Mantenimiento L.E.A.T. 500 KV Rodeo/ Iglesia-Calingasta.

$ 166.132.277,01

Concepto Monto

Concepto Monto


Resumen de Movimientos

Pago Obras del Periodo Analizado (Certifi -cados de Requerimiento Nº 1076 - 1284)

FCI Pellegrini $ 220.772.044,99Monto Invertido $ 220.772.044,99

Saldo Total Capital PIEDE al 19/02/16Capital Invertido en FCI al 19/02/16Ingresos a la Cuenta PIEDE desde el 20/02/16 al 31/12/16Egresos de la Cuenta Corriente PIEDE desde el 20/02/16 al 31/12/16Fondos Totales al 31/12/16Monto Invertido Saldo Cuenta Corriente al 31/12/16

Impuestos, Comisiones, Gravamen Ley Créditos y DébitosEGRESOS

$ 3.773.507,73

$ 339.872.381,74

$ 2.459.209,81$ 154.942.802,55$ 422.706.095,67

$ 339.872.381,74

$ 240.235.726,28$ 220.772.044,99$ 19.463.681,29

$ 336.098.874,01

Egresos de la Cuenta Corriente Piede 20/02/16 al 31/12/16

Monto Invertido

Notas:INGRESOS:•Aporte Usuarios, realizados por las Distribuidoras en calidad de agentes de retención y percepción del Fondo PIEDE.• Operación y Mantenimiento, corresponde a los montos recaudados en concepto de “Operación y Man-tenimiento L.E.A.T. 500 kV Rodeo/Iglesia-Calingasta”.• Aporte FCT – PIEDE, realizado por el Gobierno de San Juan con fondos provenientes del Fondo Subsi-diario para Compensación Regionales de Tarifas a Usuarios Finales (FCT) al Fondo PIEDE, en el marco del Decreto M.I.yT. Nº 522/08.• APORTE ESTADO NACIONAL - CONVENIO MARCO, aporte no reembolsable comprometido por parte del Ministerio de Planifi cación Federal, Inversión Pública y Servicios, para la ejecución del “Sistema Eléc-trico rn Extra Tensión Rodeo-Calingasta”. • APORTE ESTADO NACIONAL – PROGRAMA DE CONVERGENCIA, o Aporte “Programa de Conver-gencia de Tarifas Eléctricas y Reafi rmación del Federalismo Eléctrico en Argentina” de fecha 12/01/15 sus-cripto entre el Estado Nacional y San Juan, el “Convenio Instrumental para Obras de Distribución Eléctrica en San Juan fi rmado entre la Secretaria y la Provincia” y el “Convenio de Aplicación 2015 de la Provincia de San Juan” fi rmado entre la Secretaría, el E.P.R.E. y Energía de San Juan S.A. • Venta de Pliegos Licitatorios de “Compulsas Publicas de Antecedentes y Precios y Venta de Pliegos de “Licitaciones Públicas.• Renta por Inversiones en FCI, corresponde a la Renta obtenida por las inversiones realizadas en “Fondo Común de Inversiones Pellegrini-Renta pesos Clase B” (FCI).EGRESOS:• Los débitos Impuesto, Comisiones, Gravamen Ley Crédito y Débitos: débitos practicados en la Cuenta Fiduciaria – Fideicomiso “Fondo PIEDE”, corresponden a: - Débitos practicados por los alcances de la Ley Nº 25.413 (Impuesto a los Débitos y Créditos) - Sistema de Control de Retenciones (SI.CO.RE.), AFIP. - Honorarios del Banco: mantenimiento de la cuenta, comisión por transferenciasINVERSIONES:• FCI Pellegrini, corresponde a las inversiones realizadas en “Fondo Común de Inversiones Pellegrini-REN-TA FIJA Clase B” (FCI).

• Introducción

•Montos Facturados, Percibidos y Depositados desde el 01/03/16 al 31/12/16

- C.A.M.M.E.S.A; Energía San Juan S.A; D.E.C.S.A.

• Estado de Situación de los Depósitos de Energía San Juan S.A.

• Estado de Situación de los Depósitos de D.E.C.S.A.

• Movimientos de Recursos en el Fondo Línea 500 kV

- Saldo Fideicomiso Interconexión total al 31/12/16

-Ingresos desde el 01/03/16 al 31/12/16

- Egresos desde el 01/03/16 al 31/12/16

- Totales Generales al 31/12/16

AUDITORÍA DEL FONDO ESPECIAL LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV MENDOZA - SAN JUAN

132AUDITORÍA DEL FONDO ESPECIAL LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV MENDOZA - SAN JUAN

Mediante Ley Provincial Nº 789-A se creó en la Pro-vincia de San Juan el FONDO ESPECIAL PARA LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV ENTRE MEN-DOZA Y SAN JUAN.

El Fondo originalmente se destinó a cubrir el treinta por ciento (30%) del precio fi nal de la obra LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV ENTRE MENDOZA Y SAN JUAN, siendo el setenta por ciento (70%) del precio fi nal de la obra aportado por el Fondo Fiducia-rio de Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) de juris-dicción nacional.

Con dicho Fondo se cubre también el fi nanciamiento de la construcción de la ESTACIÓN TRANSFORMA-DORA NUEVA SAN JUAN 500/132 kV y la AMPLIA-CIÓN DE LA ESTACIÓN TRANSFORMADORA GRAN MENDOZA 500 kV, con el objeto de viabilizar la ope-ración en 500 kV de la Línea Mendoza - San Juan, así

como al fi nanciamiento parcial o total de otras Obras de Transporte en Extra Alta Tensión para el abaste-cimiento eléctrico de la Provincia, a través de inter-conexiones adicionales con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y también obras complemen-tarias de 132 kV para garantizar la adecuada vincula-ción de la ET Nueva San Juan 500/132 kV con la red de transporte de subtransmisión en Alta Tensión en 132 kV del Sistema Interconectado Provincial.

Energía San Juan S.A. y D.E.C.S.A. son los encarga-dos de recaudar el aporte de los Usuarios del Mer-cado Eléctrico Provincial, de los Grandes Usuarios Particulares (GUPA) y Grandes Usuarios Menores (GUME).

A su vez, C.A.M.M.E.S.A., (Compañía Administra-dora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A.), es la responsable de recaudar el aporte de los Grandes

Usuarios Mayores (GUMA).

Energía San Juan S.A., D.E.C.S.A. y C.A.M.M.E.S.A. están obligadas a la percepción y transferencia de los montos recaudados a la cuenta creada en Nación Fideicomiso S.A., denominada Fideicomiso Finan-ciero “FINANCIAMIENTO PARCIAL DE LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV ENTRE MENDOZA Y SAN JUAN”.

Los Usuarios benefi ciarios del Fondo de Contención Tarifaria, encuadrados en las tarifas T1R1, T1G1, y los usuarios de la tarifa T1 R2 con consumos meno-res o iguales a 350 kWh/bimestre, que cumplen con determinadas condiciones, están exceptuados del aporte establecido en la Ley Nº 7.480.

La Ley Nº 789-A establece que el E.P.R.E. debe audi-tar este Fondo.

AUDITORÍA DEL FONDO ESPECIAL PARA LA LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV ENTRE MENDOZA Y SAN JUAN

133 AUDITORÍA DEL FONDO ESPECIAL LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV MENDOZA - SAN JUAN

Facturado $ 69.538.429,03 $ 3.154.625,22 $ 9.431.149,98 $ 82.124.204,23 Percibido $ 68.535.120,55 $ 3.197.037,80 $ 9.431.149,98 $ 81.163.308,33 Depositado $ 66.698.886,87 (*) $ 9.431.149,98 $ 76.130.036,86

(*) Ver estado de situación de los Depósitos de D.E.C.S.A.

Concepto Energía San Juan D.E.C.S.A. C.A.M.M.E.S.A. TOTAL

Montos Facturados, Percibidos y Depositados desde el 01/03/16 al 31/12/16Estado de Situación de los Depósitos de Energía San Juan S.A.

Por CARTA COMPROMISO del 16/12/13, la Distribui-dora a los fi nes de garantizar el pago de los mon-tos mensuales recaudados en calidad de Agente de Retención de los Fondos “PIEDE” y “Fondo Especial para la Línea de Interconexión en 500 kV entre Men-doza y San Juan”, otorgó un “Mandato Irrevocable” a la Empresa de Transporte de Caudales JUNCADE-LLA, a efectos de que dicha empresa deposite cada mes en las cuentas de los respectivos Fideicomisos, la totalidad de los fondos recaudados diariamente por pagos realizados por los Usuarios del Servicio de Electricidad en el Edifi cio Central de Energía San Juan S.A., hasta completar la obligación de pago de la Distribuidora, teniendo en cuenta los montos re-caudados en el mes anterior.

Estado de Situación de los Depósitos de D.E.C.S.A.(*) Se ha emitido la Resolución E.P.R.E. Nº 1192/16 a los efectos de regularizar los montos pendientes de depósito por parte de D.E.C.S.A., para distintos periodos, a partir de las diferencias que surgen de

los montos que posee a favor la Distribuidora por el concepto Diferencias Tarifarias. En tal sentido, con fecha 27/02/17 quedó acreditado el pago por parte de D.E.C.S.A. de $ 3.750.940

Certifi cados de Requerimiento - Pago de Obras a partir del Fondo LINEALa Ley Provincial Nº 789-A establece que todos los gastos asociados a las obras, contratación, inspec-ción, administración, etc., son imputados al Fidei-comiso Financiero “Fondo Especial para la Línea de Interconexión en 500 kV entre Mendoza y San Juan”.

Los Certifi cados de Requerimiento son un acto admi-nistrativo del E.P.R.E. por medio del cual se le solicita al Fideicomiso de Administración “Fondo Especial para la Línea de Interconexión en 500 kV entre Men-doza y San Juan”, (Nación Fideicomisos S.A.), que transfi era los montos de las facturas de profesiona-les y/o empresas contratadas por los “Comité de Eje-cución de la Obra”, las cuales se corresponden con Avances de Obras.

134AUDITORÍA DEL FONDO ESPECIAL LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV MENDOZA - SAN JUAN

Los Comité de Ejecución de las Obras en sus corres-pondientes Actas de Reunión, aprueban las facturas presentadas, fi nalmente el E.P.R.E. emite una Reso-lución aprobando los Certifi cados de Requerimiento para su pago.

Comités de Ejecución de las Obras Los distintos Comités de Ejecución estuvieron con-formados por al menos tres miembros en todos los casos, entre los miembros se pueden citar:

• Ministro de Minería, Dr. Alberto Hensel,

• Presidente del E.P.R.E. Dr.-Ing. Jorge F. Rivera,

• Director de Recursos Energéticos Ing. Antonio Soler

• Representantes de la Empresa Barrick Gold Corporation

Saldo Fideicomiso Interconexión Total al 29/02/16

Ingresos a la Cuenta Fondo Línea 500 kV desde el 01/03/16 al 31/12/16

Saldo en la Cuenta Corriente al 29/02/16 $ 2.829.665,98Saldo Cuenta Dólares – Pesifi cado al 29/02/16 $ 1.026,78Saldo Capital Invertido $ 358.260.007,41Saldo $ 361.090.700,17

Aporte Usuarios Periodo Analizado $ 76.130.036,86Aporte Cargo por Congestión y Perdidas, depositados por C.A.M.E.S.A $ 1.671.518,00Acta Acuerdo (BEASA-MAGSA-Gobierno Provincial) $ 146.306.435,82Renta por Inversión en Moneda Extranjera (Incluye Dif. de Cambio) $ 306.123,00Renta por Inversión en FCI $ 106.634.839,49Ingresos $ 331.048.953,18

Concepto Monto

Concepto Monto

Movimientos de Recursos en el FONDO LÍNEA 500 kV

Movimientos de la Cuenta Corriente

135 AUDITORÍA DEL FONDO ESPECIAL LÍNEA DE INTERCONEXIÓN EN 500 kV MENDOZA - SAN JUAN

Egresos a la Cuenta Fondo Línea 500 kV desde el 01/03/16 al 31/12/16

Resumen de Movimientos

Pago obras del periodo analizado (CERT. REQ.Nº 37 AL 67) $ 118.587.613,32Gastos por Comisiones Bancarias, Impuestos, SICORE, Retenciones, $ 6.249.479,18Ley Créditos/Débitos Egresos $ 124.837.092,50

Saldo en la Cuenta Corriente al 29/02/16 $ 2.829.665,98Saldo Cuenta Dólares Pesifi cado al 29/02/16 $ 1.026,78Saldo Capital Invertido $ 358.260.007,41Ingresos a la Cuenta F.L. 500 kV desde el 01/03/16 al 31/12/16 $ 331.048.953,18Egresos de la Cuenta F.L. 500 kV desde el 01/03/16 al 31/12/16 $ 124.837.092,50Saldo Fondo Línea Pesos al 31/12/16 $ 567.302.560,85Saldo Cuenta Dólares-Pesifi cados al 31/12/16 $ 609,49Saldo Invertido en Plazo Fijo Dólares (Pesifi cado al 31/12/16) $ 20.572.806,79Saldo Invertido FCI $ 545.065.624,61Saldo Cuenta Corriente Pesos $ 1.663.519,96

Concepto Monto

Cuenta Corriente Monto

Movimientos de la Cuenta Corriente

Totales Generales Fideicomiso Línea 500 kV Mendoza - San Juan al 31/12/16

TASA ALUMBRADO PÚBLICO Y CONTRIBUCION MUNICIPAL

• Introducción

• Valores vigentes año 2016 para Tasa de Alumbrado Público y Contribución

Municipal, por Departamento y Categoría Tarifaria

• Totales anuales 2016, para cada uno de los Departamentos de la Provincia

- Monto Facturado por las Distribuidoras a los Usuarios en concepto de

Alumbrado Público

- Monto Recaudado de los Usuarios por Alumbrado Público para

transferir a los Municipios

- Monto Facturado por las Distribuidoras a cada Municipio, por

consumos de Alumbrado Público

- Contribución Municipal: Monto Facturado a los Usuarios

137 TASA ALUMBRADO PÚBLICO Y CONTRIBUCION MUNICIPAL

Los prestadores del servicio de Alumbrado Público son los Municipios, quienes fi jan mediante Ordenan-zas Municipales el monto de la Tasa de Alumbrado Público (TAP), como así también el monto del tributo municipal defi nido como “Contribución por uso del espacio aéreo municipal” (CM).

Las Distribuidoras facturan por cuenta y orden de cada Municipio la TAP, en consecuencia actúan solo como agente de retención, liquidando periódicamen-te lo recaudado por este concepto a cada Municipio.

En cuanto a la CM, las Distribuidoras liquidan a los Municipios, los montos incluidos en las facturas emi-tidas, independientemente de la recaudación de este concepto, es decir si la misma fue abonada o no por el usuario.

TASA ALUMBRADO PÚBLICO Y CONTRIBUCION MUNICIPAL

Cada municipio es la autoridad que establece los montos de los tributos municipales, como así también las eventuales excepciones en su percepción.

El E.P.R.E. sólo cumple el rol de auditar que los conceptos de TAP y CM sean facturados, recaudados y transferidos respectivamente a cada uno de los Municipios, de acuerdo a lo dispuesto en las respectivas Ordenanzas Municipales.

Durante el 2016 algunos municipios emitieron Ordenanzas modifi cando los montos defi nidos para la TAP y CM, entre ellos se puede mencionar Capital, Angaco, Rawson, Pocito, Rivadavia, Chimbas, Albardón y Caucete.

A continuación se presentan para cada una de las categorías tarifarias los valores vigentes a diciembre de 2016 tanto de TAP como de CM. Luego se presenta para cada Departamento, mes a mes, lo facturado, re-caudado y transferido por Energía San Juan S.A. a los Municipios por estos conceptos.

En todo el capítulo se usa la siguiente notación: CF (Cargo Fijo); CV (Cargo Variable), CM (Contribución Mu-nicipal), TAP (Tasa de Alumbrado Público).

138TASA ALUMBRADO PÚBLICO Y CONTRIBUCION MUNICIPAL

Valores vigentes por Departamento de la TAP y CM, año 2016

CategoríasTarifariasDepartamento

T.A.P. C.M.

Cargo Fijo($/mes)

Cargo Va-riable (%)

Cargo porConsumo($/kWh)

Cargo Variable (%)

CAPITAL

SAN MARTIN

ANGACO

SANTA LUCIA

T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; T4; TRA

T1 R; T1 R1 Carenciado; T1 G; T2; T3; T4; TRA

T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; TRA

T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; TRA

T1 R1 Carenciado

T1 AP

T1 R1 Carenciado

T1 R1 Carenciado

T4

33 12% 0

0 0% 0 0%

0 0% 0 0%

10,2 12% 0 12%

12 12% 0 12%

13 10% 0 12%

0 0% 0 12%

0 0% 0 12%

13 0% 0,008 12%

1,5% (Mín. $9,00)

9 DE JULIO

T1 AP; T1 R; T1 G

T2; T3; T4; TRA

T1 R1 Carenciado

10 12% 0 12%

15 15% 0 12%

0 0% 0 0%




T.A.P. C.M.

Cargo Fijo($/mes)

Cargo Va-riable (%)


Cargo Variable (%)

25 DE MAYO

RAWSON

POCITO

T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; T4; TRA

T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; T4; TRA T1 R1 Carenciado

T1 AP

TRA

T1 R; T1 G; T2; T3; T4; T1 R1 Carenciado

T1 R1 Carenciado

7,70 0% 0 12%

8,5 12% 0 12%

0 0% 0 0%

0 0% 0 0%

24 10% 0 12%

24 10% 0 6%

30 10% 0 0 0% 0 0%RIVADAVIA

T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; T4; TRAT1 R1 Carenciado

12% (Mín. $2,50)

10,4 7% 0 0 0% 0 10,4 8% 0 10,4 8% 0 10,4 9,5% 0 10,4 8% 0 10,4 8% 0 10,4 6% 0 45 1,5% 0

12% (Mín. $50,00)

12% (Mín. $50,00)

12% (Mín. $50,00)

12% (Mín. $50,00)

12% (Mín. $50,00)

12% (Mín. $50,00)

12% (Mín. $50,00)

12% (Mín. $50,00)

0%

CHIMBAS

T1 APT1 R1 CarenciadoT1 R1T1 R2 T1 R3T1 G1; T1 G2; T1 G3T2 SMPT2 CMPT3; T4; TRA




T.A.P. C.M.

Cargo Fijo($/mes)

Cargo Va-riable (%)


Cargo Variable (%)

2 8,5% 0 5%

3 8% 0 6%

SARMIENTO

JÁCHAL



ALBARDON T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; T4; TRA T1 R1 Carenciado 20 12% 0 12%

ULLUM T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; T4; TRA T1 R1 Carenciado 6,5 12% 0 12%

CALINGASTAT1 R1; T1 R1 Carenciado

T1 AP; T1 R2; T1 R3; T1 G; T2; T3; T4; TRA

6 10% 0 6%

8 12% 0 6%

IGLESIA T1 AP; T1 R; T1 G; T2; T3; T4; TRA

T1 R1 Carenciado

6 12% 0

0 0% 0 12%

12%(CF. $1,00)

VALLE FERTIL T1 AP

T1 R; T1 R1 Carenciado; T1 G; T2; T3; T4; TRA

0 0% 0 0% 3,5 20% 0 0%

ZONDAT1 AP; T1 R; T1 G; T2; TRA T1 R1 Carenciado 8 12% 0 12%

T3

T4

8 12% 0 6%

0 0% 0,0045 12%




T.A.P. C.M.

Cargo Fijo($/mes)

Cargo Va-riable (%)


Cargo Variable (%)

CAUCETE

T1 - R1T1 - R2T1 - R3T1 - G1 y T1 - G2T1 - G3T2-SMPT2-CMPT3; TRAT4

14,5 8% 0 11%36,25 8% 0 11%36,25 8% 0 11%58,00 8% 0 11%101,50 8% 0 11%101,50 8% 0 11%116,00 8% 0 11%145,00 8% 0 11%174,00 8% 0 11%

TASA ALUMBRADO PUBLICO CONTRIBUCION MUNICIPAL

Municipio

CAPITAL $47.603.558,32 $45.635.391,25 $21.807.536,81 $7.072.879,42

Facturado a los Usuarios por E.S.J.S.A

Recaudado por E.S.J.S.A.para transferir a los Municipios

Facturado por E.S.J.S.A. al Municipio por Consumo A.P.

Facturado a los Usuarios

Totales anuales 2016 para cada uno de los Departamentos



Municipio

SAN MARTIN $3.106.273,26 $2.931.568,45 $2.716.983,46 $2.706.592,39

ANGACO $1.454.453,45 $1.348.811,85 $1.913.760,59 $1.095.212,21

SANTA LUCIA $9.732.278,98 $9.268.504,39 $8.494.806,76 $9.049.203,52

VALLE FERTIL $2.049.241,26 $1.845.601,54 $1.852.838,89 $0,00

9 DE JULIO $2.318.974,80 $2.146.104,49 $2.092.747,86 $1.776.561,97

25 DE MAYO $424.670,40 $426.612,38 $3.845.965,71 $3.663.440,33

RAWSON $19.293.416,94 $17.785.274,16 $13.499.221,41 $15.782.239,05

POCITO $12.753.754,68 $11.847.520,87 $7.372.270,91 $9.601.044,84

RIVADAVIA $19.365.521,24 $17.910.902,25 $13.366.241,13 $11.655.630,40


Recaudado por E.S.J.S.A.para transferir a los Municipios

Facturado por E.S.J.S.A. al Municipio por Consumo A.P.





Municipio

ZONDA 928.650,90 995.637,66 590.132,82 611.135,85

CHIMBAS 5.779.251,73 5.763.488,18 3.997.603,09 9.206.753,71

SARMIENTO $8.054.377,86 $7.648.182,47 $4.680.255,15 $4.645.447,44

JACHAL $2.731.142,23 $2.576.646,02 $4.916.702,25 $1.849.965,67

IGLESIA $1.482.113,47 $1.366.438,68 $3.245.739,02 $1.302.756,64

ULLUM $1.785.945,91 $1.620.948,32 $1.508.678,89 $1.760.202,82

CALINGASTA $3.539.481,42 $3.369.507,96 $2.626.144,39 $1.610.801,67

ALBARDON $6.132.623,29 $5.679.648,03 $8.057.073,85 $4.310.073,02

CAUCETE $ 6.744.632,47 $ 5.729.434,26 $ 6.564.619,64 $ 4.606.616,26


Recaudado por E.S.J.S.A.para transferir

a los Municipios

Facturado por E.S.J.S.A. al Municipio por Consumo

A.P.



• Introducción

•Valores vigentes al año 2016

• Auditorias de Fondo Solidario Hospitalario, objetivos

- Montos Facturados, Recaudados y Transferidos a Salud Pública por

Energía San Juan S.A., año 2016

- Montos Facturados, Recaudados y Transferidos a Salud Pública por

D.E.C.S.A., año 2016

- Evolución Anual del Fondo Solidario Hospitalario desde el año 2005 al

2016

AUDITORIA SOBRE FONDO SOLIDARIO HOSPITALARIO

145 AUDITORIAS DEL FONDO SOLIDARIO HOSPITALARIO

FONDO SOLIDARIO HOSPITALARIO

Creado mediante Ley Nº 426-Q.

• Son agentes de retención y percepción del Fon-do las empresas que prestan el servicio de distribu-ción de energía eléctrica, quienes deben depositar los importes recaudados en una cuenta especial denominada “FONDO SOLIDARIO HOSPITALARIO”, abierta a ese efecto en el Banco de San Juan S.A., esta cuenta es inembargable.•Los recursos del Fondo son destinados con exclu-sividad a la compra de medicamentos y material descartable, con destino a los hospitales públicos y centros sanitarios.

Por la Ley Nº 426-Q el Fondo se conforma con re-cursos que provienen de los usuarios del servicio de energía eléctrica.

Auditorias del Fondo Solidario HospitalarioLa Ley Nº 426-Q dispone que el E.P.R.E. tiene a su cargo auditar y controlar el Fondo Solidario Hospi-talario.

Fondo Solidario Hospitalario, valores vigentes al año 2016

Residenciales T1R1 consumo bimestral ≤ a 220 kWh 1Residenciales T1R2 consumo bimestral > 220 kWh y < 580 kWh 5Residencial T1R3 consumo bimestral > a 580 kWh 6General T1G1 consumo bimestral ≤ a 240 kWh 4General T1G2 consumo bimestral > 240 kWh y < 580 kWh 5General T1G3 consumo bimestral > a 580 kWh 6Tarifa Alumbrado Público 0T2 Demanda Máx. ≥ a 10 kW y < a 50 kW sin medición de potencia 10T2 Demanda Máx. ≥ a 10 kW y < a 50 kW con medición de potencia 14T3 Grandes Demandas potencia Contratada > 50 kW 20T3 Riego Agrícola sin Diferimiento 10T3 Riego Agrícola con Diferimiento 20T4 Servicio de Peaje 40

Categorías $ por Bimestre

Objetivos de las Auditorias • Verifi cación de la correcta facturación de los im-portes mensuales a los usuarios.• Verifi cación de la recaudación y su posterior trans-ferencia a la cuenta perteneciente a Salud Pública en

el Banco San Juan. • Verifi cación de la correcta aplicación de los recur-sos (compra de medicamentos y material descarta-ble destinado a Hospitales Públicos y Centros sanita-rios de la Provincia).

146AUDITORIAS DEL FONDO SOLIDARIO HOSPITALARIO

Mes Facturado ($) Recaudado y Transferido ($) Mes Facturado ($) Recaudado y Transferido ($)

Energía San Juan S.A. - 2016 D.E.C.S.A. - 2016

Enero 521.281,00 504.404,61Febrero 537.630,50 525.290,00Marzo 563.362,00 569.473,16Abril 567.489,00 536.646,13Mayo 554.250,00 572.821,75Junio 543.077,00 552.167,77Julio 539.835,50 505.306,19Agosto 542.775,50 556.239,76Septiembre 544.616,50 542.190,65Octubre 538.924,00 510.554,95Noviembre 523.091,00 507.763,36Diciembre 524.562,50 538.374,36Totales 6.500.894,50 6.421.232,69

Enero 28.548,50 26.873,50Febrero 26.259,50 27.356,50Marzo 22.538,50 28.103,00Abril 20.693,50 26.972,50Mayo 22.137,00 26.292,00Junio 22.724,50 25.539,00Julio 22.049,00 25.457,50Agosto 21.322,00 25.821,00Septiembre 20.516,00 25.648,50Octubre 20.150,00 25.042,50Noviembre 21.355,00 24.251,00Diciembre (*) 24.035,00 21.153,50Totales 272.328,50 308.510,50

(*) La información del año 2016, se encuentra sujeta a Auditoria. (*) La información del mes diciembre 2016, se encuentra sujeta a Auditoria.

Montos Facturados, Recaudados y Transferidos a Salud Pública

147 AUDITORIAS DEL FONDO SOLIDARIO HOSPITALARIO

(*) En los totales anuales de D.E.C.S.A. es mayor lo recaudado que lo factura-do, ya que la misma can-celó en 2016 deudas por montos recaudados y no transferidos en 2015

Año Energía San Juan S.A. D.E.C.S.A.

Facturado ($) Recaudado ($) Facturado ($) Recaudado ($)

2005 4.202.778,66 4.177.242,51 186.362,40 188.310,19

2006 4.468.999,00 4.420.084,77 195.164,50 194.121,97

2007 4.770.235,50 4.707.854,16 223.083,50 219.713,83

2008 4.917.197,50 4.916.400,31 235.149,00 195.244,33

2009 5.113.598,50 5.063.161,59 199.300,14 200.780,58

2010 5.297.820,00 5.247.093,50 254.165,50 251.828,57

2011 5.494.919,00 5.459.101,08 261.025,50 259.698,87

2012 5.733.587,00 5.687.545,77 273.761,00 266.424,38

2013 5.922.403,00 5.862.923,26 285.877,50 282.631,47

2014 6.109.122,00 6.044.826,87 282.631,47 290.818,81

2015 6.333.561,50 6.335.285,40 281.011,50 307.281,00

2016 6.500.894,50 6.421.232,69 272.328,50 (*) 308.510,50 (*)

Evolución Anual Fondo Solidario Hospitalario desde el año 2005 al 2016

Acto Ignaguración Estación Transformadora Nueva San Juan 500/132 kV



Documents

ANUARIO 2016 E.P.R.E. SAN JUAN ANUARIO 2016