Dec332 14

Viedma, 08 de Mayo de 2014
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SECRETARIA GENERAL
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AÑO LV EDICION DE 64 PAGINAS
Nº 5248
DECRETOS
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DECRETO Nº 332
Viedma, 27 de marzo de 2014.
Visto, el expediente del Registro del Ente provincial Regulador de la
electricidad de Río Negro N° 20926/12 caratulado “CEARC: Solicitud de
Prórroga en la Concesión de la Presentación del Servicio Público de
Distribución de Energía Eléctrica”, y;
CONSIDERANDO:
Que a través de la nota N° 041 la Cooperativa de Electricidad y
Anexos de Río Colorado Ltda. (en adelante CEARC) presentó ante el
Ente Provincial Regulador de la Electricidad de Río Negro (EPRE) el pasado
23/02/2012, la solicitud de prórroga de la concesión del ser-
vicio eléctrico dentro de su área de prestación por un plazo de 10 años (fs.
2-3).
Que a los fines de verificar la evolución de las condiciones de la concesión
del citado servicio público según parámetros definidos en la Reso-
lución EPRE N° 358/99 que definió sobre la adecuación de la CEARC al
marco regulatorio eléctrico, intervinieron las Áreas técnica y legal del
citado organismo, dictaminando a fs. 7-37, 42-45, 55-56, 98-102 y 115-
121.
Que los citados dictámenes exponen el desempeño de la CEARC desde el
año 1999 (fecha en que se reglamentó su adecuación al marco regulatorio
eléctrico) hasta el presente en lo referente a calidad de servicio, seguridad
pública y atención de los reclamos en el marco de las relaciones de consumo
que mantiene la cooperativa con sus usuarios del servicio público eléc-
trico.
Que el EPRE ha verificado el cumplimiento del procedimiento orientado
a obtener el otorgamiento de la concesión del servicio eléctrico por parte de
La Distribuidora CEARC en el marco de la ley J Nº 2902.
Que el último párrafo del art. 65 de la ley J 2902 dispone que producido
el vencimiento del plazo indicado en su primer párrafo, que para el caso de
la CEARC operó el 01 de septiembre de 2013, el Poder Ejecutivo otorgará
las concesiones pertinentes para la prestación del servicio en un todo de
acuerdo a las prescripciones de dicha ley.
Que en función de lo confirmado por el EPRE a través de su Resolución
N° 245/13 corresponde ratificar el contrato de otorgamiento de la concesión
del servicio eléctrico a la Cooperativa de Electricidad y Anexos de Río
Colorado Ltda. (CEARC), en las condiciones definidas en el Contrato de
Concesión.
Que a fs. 68-73 intervino la Secretaría de Estado de Energía de la provincia
de Río Negro.
Que han tomado la debida intervención la Secretaría legal y técnica y la
Fiscalía de Estado.
Que el presente decreto se dicta en uso de las facultades conferidas por el
artículo 181 inc. 1) de la Constitución Provincial y el artículo 65 de la ley J
2902.
Por ello,
El Gobernador
de la Provincia de Río Negro
DECRETA
Artículo 1°: Otorgar la Concesión del Servicio Público de Distribución
Eléctrica a la Cooperativa de Electricidad y Anexos de Río Colorado Ltda.
(CEARC), con exclusividad zonal, a partir del 2 de septiembre de 2013 hasta
el 27 de febrero de 2027, en las condiciones definidas en los Anexos que
forman parte del presente.
Art. 2º - El presente Decreto será refrendado por el Señor Ministro de
Obras y Servicios Públicos.
Art. 3º - Registrar, comunicar, publicar, tomar razón, dar al Boletín
Oficial y archivar.
WERETILNECK.- J. J. Arrieta.
—————
Anexo I
Artículo 1° - DEFINICIONES.
Para la interpretación correcta de los términos específicos adoptados en
los distintos Anexos que conforman este Contrato de Concesión, se
considerarán las siguientes acepciones:
ÁREA: Territorio dentro del cual debe efectuarse la prestación del ser-
vicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica
dentro de la zona descripta e individualizada en el plano del Anexo
N° 8, dentro de la jurisdicción provincial en los términos de la Ley
N° 2902. Determina el ámbito donde la Cooperativa de Electricidad y
Anexos de Río Colorado Limitada, está obligada a prestar el servicio y a
cubrir el incremento de demanda en los términos del presente Contra-
to.
AUTORIDAD DE APLICACION O ENTE: Es el Ente provincial
Regulador de la Electricidad de Río Negro (EPRE), creado por la Ley N°
2986.
CONCEDENTE: La provincia de Río Negro en virtud de lo dispuesto en
el Art. 65° y concordantes de la Ley N° 2902.
ENTRADA EN VIGENCIA: Es el 02 de septiembre de 2013.
EXCLUSIVIDAD ZONAL: Implica que ninguna otra empresa ni otra
autoridad nacional, provincial o municipal, podrá conceder o prestar por sí
misma el servicio público dentro del área de concesión de la Cooperativa de
Electricidad y Anexos de Río Colorado Limitada, a partir de la entrada en
vigencia de la presente Contrato, con excepción de aquéllas zonas que por
sus características sean encuadradas por el EPRE como Mercado Eléctrico
Disperso.
GRANDES USUARIOS DEL MEM: son quienes, por las caracte-
rísticas de su consumo conforme los módulos de potencia, energía y demás
parámetros técnicos que determine la SECRETARIA DE ENERGIA
ELECTRICA DE LA NACION, pueden celebrar contratos de compraventa
de energía eléctrica en bloque con los generadores en el Mercado Eléctrico
Mayorista.
LA CONCESION: Contrato de derecho público para la prestación del
servicio público eléctrico otorgada por la Provincia de Río Negro a LA
DISTRIBUIDORA de acuerdo a los principios derivados de la Ley N° 2902,
cuyo objeto se vincula a la distribución y comercialización dentro del
AREA, en las condiciones de calidad de servicio, régimen tarifario, relaciones
con los usuarios, seguridad pública y otras obligaciones previstas en el pre-
sente Contrato.
LA DISTRIBUIDORA: Es la Cooperativa de Electricidad y Anexos de
Río Colorado Limitada, también denominada C.E.A.R.C.
PLAZO DE CONCESION: Período comprendido entre el 02 de septiembre
de 2013 al 27 de febrero de 2027.
SERVICIO PUBLICO: Prestación del servicio de distribución y
comercialización de Energía Eléctrica a usuarios que se conecten a la red de
distribución de electricidad de LA DISTRIBUIDORA, pagando una tarifa
por el suministro recibido.
USUARIOS O CLIENTES: son los destinatarios finales de la prestación
del Servicio Público.

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Viedma, 08 de Mayo de 2014BOLETIN OFICIAL N° 5248
Artículo 2º - OBJETO Y ALCANCES.
La concedente otorga a La Distribuidora y ésta acepta, la concesión para
la prestación del servicio público eléctrico dentro del área, en condiciones de
exclusividad zonal.
Artículo 3º - La concesión otorgada implica que LA DISTRIBUIDORA
está obligada a atender todo incremento de demanda dentro de su AREA de
concesión, ya sea solicitud de nuevo servicio o aumento de la capacidad de
suministro, en las condiciones de calidad especificadas en el Anexo 4 del
presente Contrato.
Artículo 4º: PLAZO DE CONCESION.
La concedente otorga la concesión del servicio público en el área de La
Distribuidora, hasta el 27 de febrero de 2027 a partir de la entrada en
vigencia de este Contrato.
Artículo 5º - La CONCEDENTE podrá otorgar a La DISTRIBUIDORA,
una prórroga de la concesión por un plazo máximo de diez (10) años,
reservándose el derecho de mantener, modificar o suprimir la Exclusividad
Zonal, y siempre que se cumplan las siguientes condiciones:
a) La solicitud de prórroga de la concesión deberá ser presentada ante el
ENTE por La DISTRIBUIDORA, con una anticipación no menor a
dieciocho (18) meses ni mayor a veinticuatro (24) meses a la fecha de
finalización de la concesión, debiendo fundamentar acabadamente tal
petición a juicio exclusivo del ENTE, exponiendo los motivos que
justifiquen el otorgamiento de la prórroga.
b) El EPRE resolverá sobre la solicitud de prórroga y determinará en su
caso, las condiciones en que se prorrogará la concesión.
La decisión que adopte el ENTE al respecto deberá ser fundada y quedará
encuadrada en los términos del Art. 53, concordantes y normas reglamentarias
de la Ley N° 2902.
Artículo 6º - El EPRE está facultado a requerir a LA DISTRIBUIDORA
la continuación en la prestación del Servicio Público, por un plazo no mayor
de doce (12) meses contados a partir del vencimiento del Plazo de Concesión.
A tal efecto EL EPRE, notificará fehacientemente a LA DISTRIBUIDORA,
con una antelación no inferior a seis (6) meses del vencimiento del Plazo de
Concesión.
Artículo 7°: INVERSIONES Y REGIMEN DE APROVISIONAMIENTO
DE ENERGIA ELECTRICA.
Es exclusiva responsabilidad de LA DISTRIBUIDORA realizar las
inversiones necesarias para asegurar la prestación del SERVICIO PUBLICO
conforme al nivel de calidad exigido en el Anexo 4 del presente Contrato, así
como la de celebrar los contratos de compraventa de energía eléctrica en
bloque que considere necesarios para cubrir el incremento de demanda dentro
de su AREA.
Artículo 8°: USO DE DOMINIO PÚBLICO.
LA DISTRIBUIDORA tendrá derecho a hacer uso y ocupación, de los
lugares integrantes del dominio público provincial, incluso su subsuelo y
espacio aéreo, que fuesen necesarios para la colocación de las instalaciones
para la prestación del SERVICIO PUBLICO, incluso líneas de comunicación
y mando y de interconexión con centrales generadoras de energía eléctrica
o con otras redes de distribución o de transporte de energía eléctrica, sin
perjuicio de su responsabilidad por los daños que pueda ocasionar a dichos
bienes, o a terceros, en el curso de su utilización.
Artículo 9°: SERVIDUMBRE Y MERAS RESTRICCIONES.
LA DISTRIBUIDORA podrá utilizar en beneficio de la prestación del
SERVICIO PUBLICO los derechos emergentes de las restricciones
administrativas al dominio, quedando autorizada a tender y apoyar, mediante
postes y/o soportes, las líneas de distribución de la energía eléctrica y/o
instalar cajas de maniobras, de protección y/o distribución de energía eléctrica
en ámbito del dominio público provincial, de conformidad con la
reglamentación vigente y/o que dicte el EPRE.
Artículo 10. - A los efectos de la prestación del Servicio Público, LA
DISTRIBUIDORA, gozará de los derechos de servidumbre previstos en las
Leyes Nº 1701 y N° 2902.
Artículo 11. - TRABAJOS EN LA VIA PUBLICA.
La instalación en la vía pública o en lugares de dominio público, de
infraestructura para la prestación del SERVICIO PUBLICO por parte de LA
DISTRIBUIDORA, deberá realizarse en un todo de acuerdo a la normativa
vigente, resguardando en todo momento la seguridad pública .
LA DISTRIBUIDORA será responsable de todos los gastos incurridos en
la realización de tales trabajos, como asimismo, de los daños que los mismos
puedan ocasionar a terceros o a los bienes de dominio público.
Artículo 12. - REMOCION DE INSTALACIONES.
Una vez autorizada por la Autoridad respectiva la colocación de cables y
demás instalaciones en la vía pública u otros lugares de dominio público, no
podrá obligarse a LA DISTRIBUIDORA a removerlos o trasladarlos sino
cuando fuera necesario en razón de obras a ejecutarse por la Nación, la
Provincia, alguna Municipalidad de la provincia de Río Negro comprendida
dentro del AREA o empresas concesionarias de servicios u obras públicas. En
tales casos, la orden deberá emitirla el EPRE y comunicarla a LA
DISTRIBUIDORA, con una anticipación suficiente. Los gastos derivados de
la remoción o traslado -excluido el lucro cesante- deberán serle reintegrados
a LA DISTRIBUIDORA por parte de la autoridad o empresa que sean titulares
de las obras.
Asimismo, los vecinos del ÁREA, podrán solicitar su remoción o traslado
a LA DISTRIBUIDORA, fundamentando las razones de tal petición; si las
mismas fueran razonables y no afectasen derechos de otros Usuarios y/o
vecinos del Área o el nivel de calidad de la prestación del Servicio Público,
LA DISTRIBUIDORA deberá atender dichas solicitudes, con cargo a quienes
lo solicitaran.
Todos los gastos de remoción, retiro, traslado, modificación,
acondicionamiento, sustitución y prolongación de cables e instalaciones que
fuera menester realizar, para que queden en perfectas condiciones de seguridad
y eficiencia desde el punto de vista técnico y económico, serán a cargo
exclusivo de LA DISTRIBUIDORA.
Toda controversia que se suscite con motivo de estas solicitudes será
resuelta por el EPRE.
Artículo 13. - MEDIDORES.
Cada medidor de consumo, antes de ser colocado o repuesto, deberá ser
verificado por LA DISTRIBUIDORA de acuerdo a las normas IEC (Interna-
tional Electrotechnical Commission) o las de aquéllos países miembros del
IEC debiendo cumplimentar las disposiciones de la Ley Nacional N° 19.511.
Los medidores monofásicos y trifásicos, deberán ser clase DOS (2),
excepto en el caso de las tarifas correspondientes a grandes consumos, que
deberán ser de clase UNO (1).
Artículo 14. - LA DISTRIBUIDORA deberá presentar al EPRE para su
aprobación, en la oportunidad y forma que el ENTE lo reglamente, un plan
de muestreo estadístico de medidores por lotes de similares características
(tipo, corriente, antigüedad de instalación) que permita evaluar las condiciones
de cada lote y tomar decisiones al respecto, debiendo con posterioridad
cumplir con el plan acordado.
Sólo podrá exigirse a LA DISTRIBUIDORA el retiro, mantenimiento y
recontraste de medidores, en los términos y condiciones establecidos en el
Régimen de Suministro y/o en el plan indicado en el párrafo anterior.
Artículo 15. - RESPONSABILIDAD.
LA DISTRIBUIDORA será responsable por todos los daños y perjuicios
causados a terceros y/o bienes de propiedad de estos, como consecuencia de
la prestación del Servicio Público y/o el incumplimiento de sus obligaciones
contenidas en el presente y en el Marco Regulatorio Eléctrico.
A los efectos de lo estipulado en este Artículo, entre los terceros se
considera incluida LA CONCEDENTE. LA DISTRIBUIDORA será
responsable por los daños que pudieran producirse en ocasión de prestarse el
servicio en forma directa o a través de contratistas, subcontratistas, con
personal dependiente y/o contratado, o los producidos por el riesgo o vicio
de los bienes de su propiedad o que tengan a su cuidado. LA DISTRIBUIDORA
deberá mantener indemne a LA CONCEDENTE frente a cualquier reclamo
por daños y perjuicios o de cualquier otra naturaleza que tenga por causa
alguno de los supuestos descriptos precedentemente.
Artículo 16. - OBLIGACIONES DE LA DISTRIBUIDORA.
LA DISTRIBUIDORA deberá cumplimentar las siguientes obligaciones:
a) Prestar el Servicio Público dentro del Área, conforme a los niveles de
calidad detallados en el Anexo 4 del presente Contrato, teniendo los
Usuarios los derechos establecidos en el respectivo Regimen de
Suministro, contenido en el Anexo 7 de este Contrato.
b) Satisfacer toda demanda de suministro del Servicio Público en el Área,
atendiendo todo nuevo requerimiento, ya sea que se trate de un aumento
de la capacidad de suministro o de una nueva solicitud de servicio.
c) Suministrar la energía eléctrica necesaria para la prestación del servicio
de Alumbrado Público a cada una de la Municipalidades existentes
dentro del Área en las condiciones técnicas actualmente vigentes, sin
perjuicio de las modificaciones que pacten las partes.
d) Suministrar energía eléctrica en tensiones igual o inferior a 33 KV o en
cualquier otra acordada con el EPRE.
e) Si existieran suministros con otros núcleos de tensión no normalizados
y/o en corriente continua, los mismos no serán ampliados y serán
sustituidos por suministros a las tensiones de 33 KV o en cualquier otra
acordada con el EPRE, en cuanto ello sea necesario y en todos los
casos con cargo a LA DISTRIBUIDORA.
f) La Distribuidora podrá para cumplir con su obligación de asegurar el
abastecimiento proponer al EPRE niveles de tensión de suministro de
energía eléctrica superiores a los 33 KV. En caso de ser aprobado el
nuevo nivel de tensión tendrán un tratamiento particular según sea el
caso:
- Si se realizan para cumplir con la Calidad de Servicio requerida en el
Contrato de Concesión, estarán a cargo de La Distribuidora.
- Si se efectúan para abastecer a un nuevo usuario, o atender una
ampliación de potencia se tratarán por Contribución Especial
Reembolsable.

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Viedma, 08 de Mayo de 2014 BOLETIN OFICIAL N° 5248
- Los costos asociados a las modificaciones de las instalaciones
existentes por el cambio de tensión propuesto por La Distribuidora
estarán a su cargo.
- Si las modificaciones a la red existente surgen por requerimientos de
los Usuarios, La Distribuidora podrá solicitar aportes reintegrables
según la normativa a ese efecto.
g) Efectuar las inversiones, y realizar el mantenimiento necesario para
garantizar los niveles de calidad del servicio definidos en el Anexo 4 de
la presente Contrato.
h)Adoptar las medidas necesarias para asegurar la provisión y disponibilidad
de energía eléctrica, a fin de satisfacer la demanda en tiempo oportuno
y conforme al nivel de calidad establecido en el Anexo 4 de la presente
Contrato, debiendo a tales efectos asegurar las fuentes de
aprovisionamiento. LA CONCEDENTE no será responsable, bajo
ninguna circunstancia, de la provisión de energía eléctrica faltante
para abastecer la demanda actual o futura de LA DISTRIBUIDORA,
incluso en los sistemas aislados.
i) Recibir en uso y atender a su cargo de acuerdo al nivel de calidad
establecido en el Anexo 4 de la presente Contrato, la operación y
mantenimiento del suministro eléctrico de la infraestructura que el
Gobierno Provincial construya y financie con el fin de atender
necesidades eléctricas insatisfechas.
j) Permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad de
transporte de sus sistemas, mientras no esté comprometida para
abastecer su demanda, en las condiciones pactadas con aquél, y
conforme a los términos de la Ley Nº 24.065. La capacidad de
transporte, incluye la de transformación y el acceso a toda otra
instalación o servicio, que el EPRE determine.
k)Fijar especificaciones mínimas de calidad para la electricidad que se
coloque en su sistema de distribución, de acuerdo a los criterios que
especifique el EPRE.
l) Facilitar la utilización de sus redes a Grandes Usuarios del MEM en las
condiciones que se establecen en el Anexo 2 Régimen Tarifario de la
presente Contrato.
m) Instalar, operar y mantener las instalaciones y/o equipos, de forma
tal que no constituyan peligro para la seguridad pública, respetando las
normas que regulan la materia.
ñ)Adecuar su accionar al objetivo de preservar y/o mejorar los ecosistemas
involucrados con el desarrollo de su actividad, cumpliendo con las
normas destinadas a la protección del medio ambiente actualmente en
vigencia, como asimismo, aquellas que en el futuro se establezcan.
n)Propender y fomentar para sí y para sus USUARIOS el uso racional de
la energía eléctrica.
o)Elaborar y aplicar, previa aprobación del EPRE, las normas que han de
regir la operación de las redes de distribución en todos aquellos temas
que se relacionen a vinculaciones eléctricas que se implementen con
otro Distribuidor, con Transportistas y/o Generadores.
p)Abstenerse de dar comienzo a la construcción, operación, extensión o
ampliación de instalaciones de la magnitud que precise la calificación
del EPRE, sin obtener previamente el certificado que acredite la
conveniencia y necesidad pública de dicha construcción, instalación o
ampliación, conforme al procedimiento establecido en la Ley Nº 2902
y la reglamentación que al efecto dicte el EPRE.
q) Abstenerse de abandonar total o parcialmente la prestación del Servicio
Público o las instalaciones destinadas o afectadas a su prestación, sin
contar previamente con la autorización del EPRE.
r) Abstenerse de ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus
instalaciones, excepto las que puedan fundarse en categorías de Usuarios,
o diferencias que determine el EPRE, respetando la limitación prevista
en el Art. 45° del Decreto N° 1291/95.
s) Abstenerse de constituir hipoteca, prenda, u otro gravamen o derecho
real en favor de terceros sobre los bienes afectados a la prestación del
Servicio Público, sin perjuicio de la libre disponibilidad de aquéllos
bienes que en el futuro resulten inadecuados o innecesarios para tal fin,
previa desafectación autorizada por el EPRE.
t) Abstenerse de realizar actos que implique competencia desleal o abuso
de una posición dominante en el mercado. En tales supuestos, el EPRE,
previa instrucción sumarial respetando los principios del debido proceso,
podrá intimar a LA DISTRIBUIDORA a cesar en tal actitud, y/o
aplicar las sanciones previstas en el Anexo 4 de la presente Contrato.
u) Abonar la tasa de inspección y control que fije el EPRE, conforme a
lo dispuesto por la Ley Nº 2986.
v)Poner a disposición del EPRE todos los documentos e información
necesarios, o que este le requiera, para verificar el cumplimiento de la
adecuación de sus prestaciones al Marco Regulatorio Eléctrico y toda
norma aplicable, sometiéndose a los requerimientos que a tal efecto el
mismo realice.
w)Cumplimentar las disposiciones y normativa emanadas del EPRE en
virtud de sus atribuciones legales y reglamentarias.
x)Cumplir con todas las leyes y regulaciones que por cualquier concepto
le sean aplicables, entre ellas, las de orden laboral y de seguridad
social.
y)LA DISTRIBUIDORA deberá atender dentro del Área, toda solicitud
de aumento de capacidad de servicios existentes y toda solicitud de
nuevos servicios. En la medida que se cumplan los supuestos previstos
en la normativa reglamentaria impartida por el EPRE sobre contri-
bución especial reembolsable, La Distribuidora podrá solicitar un
anticipo financiero a quien peticione una nueva conexión o ampliación
de potencia, cuya viabilidad y monto máximo será definido por el
EPRE.
Artículo 17. - OBLIGACIONES DE LA CONCEDENTE.
Es obligación de LA CONCEDENTE garantizar a LA DISTRIBUIDORA
la exclusividad para la prestación del Servicio Público en el Área, por el
término y bajo las condiciones que se determinan en la Ley N° 2902 y el
presente Contrato, con excepción de aquéllas zonas que por sus características
sean encuadradas por el EPRE como Mercado Eléctrico Rural Disperso.
La CONCEDENTE podrá dejar sin efecto la EXCLUSIVIDAD ZONAL
o modificar el AREA dentro de la cual se ejerce, cuando innovaciones
tecnológicas conviertan toda o parte de la prestación del servicio público de
distribución y comercialización que reviste actualmente la condición de
monopolio natural, en un ámbito donde puedan competir otras formas de
prestación de tal servicio.
Artículo 18. - REGIMEN TARIFARIO.
LA DISTRIBUIDORA deberá calcular su Cuadro Tarifario de acuerdo al
procedimiento descripto en los Anexos 2 y 3 del presente Contrato, someterlo
a la aprobación del EPRE y facilitar el conocimiento de los valores tarifarios
a los usuarios.
Los Cuadros Tarifarios que apruebe la Autoridad de Aplicación constituyen
valores máximos, límite dentro del cual la DISTRIBUIDORA facturará a sus
Usuarios por el servicio prestado.
Artículo 19. - El Régimen Tarifario y el Cuadro Tarifario serán revisados
en las oportunidades previstas en el capítulo IX de la ley 2902.
Con un (1) año de antelación al vencimiento de cada Régimen y Cuadro
Tarifario, LA DISTRIBUIDORA presentará al EPRE la propuesta de un
nuevo Régimen Tarifario y Cuadro Tarifario.
La propuesta que efectúe LA DISTRIBUIDORA deberá respetar los
principios tarifarios establecidos en la Ley N° 2902, su reglamentación y los
lineamientos y parámetros que especifique el EPRE, debiendo basarse en los
siguientes principios:
A. Reflejar el costo marginal o económico de la prestación del Servicio
de Distribución para los siguientes cinco (5) años, incluyendo el
costo de desarrollo de redes, los costos de operación y
mantenimiento y los costos de comercialización.
B. La asignación de los costos propios de Distribución a los
parámetros tarifarios de cada categoría que se defina en el
Régimen Tarifario, deberá efectuarse teniendo en cuenta la
modalidad de consumo de cada grupo de usuarios y el nivel de
tensión en que se efectúe el suministro.
C. La propuesta de modificación del Régimen Tarifario deberá
sustentarse en la estructura de consumo de los usuarios y tener un
grado de detalle que relacione los costos económicos con los
parámetros de tarifación para cada categoría de usuarios.
Artículo 20. - LA DISTRIBUIDORA podrá proponer al EPRE el
establecimiento de tarifas que respondan a modalidades de consumo no
contempladas en el Régimen Tarifario del Anexo 2 de la presente Contrato,
cuando su aplicación signifique mejoras técnicas y económicas en la prestación
del servicio tanto para los Usuarios como para LA DISTRIBUIDORA.
Artículo 21. - CUADRO TARIFARIO VIGENTE.
El Cuadro Tarifario vigente es el que figura en el Anexo 6 del presente
Contrato.
Artículo 22. - ESTABILIDAD TRIBUTARIA.
LA DISTRIBUIDORA estará sujeta al pago de todos los tributos
establecidos en la legislación vigente y no regirá a su respecto ninguna
excepción que le garantice exenciones ni estabilidad tributaria de impuestos,
tasas o gravámenes nacionales, provinciales o municipales.
Sin perjuicio de ello, si con posterioridad a la fecha de Entrada en Vigencia,
se produjera un incremento de su carga fiscal, originada como consecuencia
de la sanción de impuestos, tasas o gravámenes específicos y exclusivos de la
actividad de prestación del Servicio Público o de la consagración de un
tratamiento tributario diferencial para este o discriminatorio respecto de
otros Servicios Públicos, LA DISTRIBUIDORA podrá solicitar al EPRE se
le autorice a trasladar el importe de dichos impuestos, tasas o gravámenes a
las Tarifas o precios en su exacta incidencia.
Artículo 23. - En relación a los usos de espacios públicos municipales en
cuya jurisdicción se preste el servicio público, La DISTRIBUIDORA abonará
a contribución correspondiente sobre sus entradas brutas (netas de impuestos

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y/o tasas y/o conceptos no asociados a la venta de energía eléctrica)
por todo ingreso asociado al negocio de venta de energía eléctrica
dentro de cada Municipio, exceptuándose para su cómputo, las entra-
das por venta de energía eléctrica para el alumbrado público y/o pres-
tación de este último servicio. Los montos correspondientes a ambas
prestaciones, en caso de acordarse esta última, serán discriminados en la
facturación al usuario con el importe correspondiente a esta contribu-
ción.
Toda divergencia que se suscite entre las municipalidades y
LA DISTRIBUIDORA será resuelta en forma irrecurrible por el EPRE,
si las partes interesadas no hubieren optado por someterla a decisión judicial
mediante el ejercicio de las acciones pertinentes.
Artículo 24. - GARANTIAS.
LA DISTRIBUIDORA deberá instrumentar, dentro del plazo de ocho (8)
meses a contar desde la ENTRADA EN VIGENCIA, las garantías que resulten
satisfactorias para el EPRE, en cumplimiento de sus obligaciones que surgen
del presente Contrato.
Artículo 25. - SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO.
En caso de incumplimiento de sus obligaciones por parte de LA
DISTRIBUIDORA, el EPRE podrá aplicar las sanciones previstas en el
Anexo 4 de la presente Contrato, sin perjuicio de la ejecución de las garantías
reconocidas en el artículo precedente y de la facultad de la CONCEDENTE
de declarar la caducidad de la concesión.
Artículo 26. - RESTRICCIONES.
Sin perjuicio de las limitaciones establecidas en el Art. 32° de la Ley Nº
24.065, ni LA DISTRIBUIDORA, ni ninguna Empresa Controlante de la
misma, ni ninguna Empresa Controlada por la misma podrá ser propietaria
o accionista mayoritaria de una Empresa Transportista.
Artículo 27. - PROHIBICION DE CESION.
Los derechos y obligaciones de LA DISTRIBUIDORA emergentes de
este Contrato no podrán ser cedidos a ningún tercero sin el consentimiento
previo del Poder Ejecutivo Provincial.
Artículo 28. - SOLUCION DE DIVERGENCIAS.
Toda controversia que se genere entre LA DISTRIBUIDORA y los
Generadores, Transportistas, y/o Usuarios con motivo de la prestación del
Servicio Público y de la aplicación o interpretación del Marco Regulatorio
Eléctrico, será sometida a la jurisdicción del EPRE, conforme a las
prescripciones de las Leyes Nº 2902 y N° 2986 y de sus normas reglamen-
tarias.
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Anexo 2
RÉGIMEN TARIFARIO
1.- VIGENCIA DEL RÉGIMEN TARIFARIO
Este régimen es aplicable a los usuarios del servicio público de distribución
de energía eléctrica abastecidos por LA DISTRIBUIDORA CEARC, desde el
1 de Noviembre del 2009 hasta el 31 de Octubre de 2014.
2.- CATEGORÍAS TARIFARIAS
Las categorías tarifarias en la que se agrupan los distintos usuarios resultan
de considerar inicialmente, qué Agente abastece la demanda, y a partir de allí
tener en cuenta las cuestiones técnicas asociadas, como son la potencia
demandada, el nivel y modalidad de consumo, y la conexión física del
suministro.
2.1.- Categorías Principales.
De las condiciones expuestas surge la siguiente división de Categorías
Tarifarias en las que se encuadrarán los distintos usuarios de LA
DISTRIBUIDORA CEARC.
a) Usuarios abastecidos por LA DISTRIBUIDORA CEARC según la
potencia Demandada:
a.1) Usuarios de Pequeñas Demandas: Son aquellos cuya demanda
máxima promedio de 15 minutos es inferior o igual a 10 kW
(kilowatts).
a.2) Usuarios de Grandes Demandas: Son aquellos cuya demanda
máxima promedio de 15 minutos es superior a 10 kW (kilo-
watts).
b) Usuarios abastecidos por el MEM o Usuarios del Servicio de Peaje: Son
todos aquellos usuarios que se abastecen de energía directamente desde
el MEM y la misma se transporta a través de la red de LA
DISTRIBUIDORA. Estos usuarios se corresponden con los usua-
rios cuya demanda máxima promedio de 15 minutos es más de 10
kw.
2.2.- Subcategorías Tarifarias.
Las subcategorías surgen de considerar la modalidad de consumo, el
volumen de energía y potencia y las características de conexión a la red de
cada suministro.
2.2.A.- PEQUEÑAS DEMANDAS (T1).
2.2.A.1.- Tipos de Suministro.
Dentro de la categoría tarifaria Pequeñas Demandas (T1) se definen los
siguientes: T1 R (Residencial), T1 G (General), T1 B, (en bornes del
transformador MT/BT) y T1 AP (Alumbrado).
La diferencia entre T1 R y T1 G, con la T1 B radica en las características
físicas de conexión a la red de cada suministro.
La diferencia entre consumos T1 R y T1 G se plantea a partir del destino
del uso de la energía que se consume en el período medido y tienen su
correspondencia en las T1 B.
a) Tarifa Residencial - T1 R (Uso Residencial, Baja Tensión).
La categoría tarifaria Pequeñas Demandas del tipo residencial comprende
las tarifas T1 R1 y T1 R2.
Los encuadramientos en esta categoría se realizarán en forma auto-
mática en función del volumen de energía consumida en el mes a fac-
turar. Los consumos bimestrales hasta 300 kWh inclusive, correspon-
den a la tarifa T1 R1 y los mayores a 300 kWh corresponden a la
T1 R2.
Se encuadrarán en tarifa T1 R al suministro brindado en los lugares
enumerados a continuación:
• Casas o departamentos destinados exclusivamente para habitación,
incluyendo las dependencias e instalaciones de uso colectivo (escaleras,
pasillos, lavaderos, cocheras, ascensores, bombas, equipos de
refrigeración o calefacción y utilizaciones análogas), y a las de
iluminación en espacios comunes exteriores que no tomen el suministro
de la fase de AP y que sirvan a dos o más viviendas, como por ejemplo:
consorcios, planes habitacionales, etc.
• Viviendas cuyos ocupantes realicen trabajos manuales y/o artesanales,
siempre que en ellas no se atienda al público, y que las potencias de los
motores y/o artefactos afectados a dicha actividad no excedan de 0,50
kW cada uno y de 3 kW en conjunto.
• Oficinas o pequeños locales de cualquier carácter, que formen parte de
la vivienda que habite el usuario, que sean explotadas por él mismo,
que no se atienda al público y cuyo consumo no sea preponderante
sobre el de la vivienda propiamente dicha.
• Obras de construcción, cuyo destino sea algunas de las enunciadas en
los puntos anteriores, cuando la titularidad del suministro eléctrico la
ejerza el propietario, excluyéndose expresamente las construcciones
múltiples de viviendas.
b) Tarifa General T1 G (Uso General, Baja Tensión).
La categoría tarifaria pequeñas demanda del tipo general comprende las
tarifas T1-G1 y T1-G2. Los encuadramientos en esta categoría se realizarán
en forma automática en función al volumen de energía consumida
mensualmente. Los consumos bimestrales hasta 1000 kWh inclusive,
corresponden a la Tarifa T1 G1, y los consumos bimestrales mayores a 1000
kWh corresponden a la Tarifa T1 G2.
El encuadramiento en esta tarifa se corresponde con los usos no asociados
a la T1 R y T1 AP.
c) Tarifa en Bornes T1 B (Uso Residencial o General con conexión a
bornes de transformador MT/BT).
La tarifa T1 B es una tarifa que se asimila a la T1 R y T1 G en lo
que respecta a los consumos y usos del servicio que le dan los usua-
rios. La demanda máxima promedio de 15 minutos, es inferior o igual
a los 10 kW, pero se distingue de estas por la condición física en que el TP
MT/BT los abastece directamente sin que se genere un desarrollo de red de
BT.
Para acceder a esta tarifa, las condiciones técnicas son las siguien-
tes:
El suministro debe efectuarse en forma directa desde el trans-
formador mediante la acometida o por un cruce de calle y acometida, lo que
implica que no se genera un desarrollo de red de BT a partir de sus
bornes.
El cumplimiento de la condición técnica de un TP que no genera un
desarrollo de red de BT, implica el encuadramiento automático del usuario o
usuarios abastecidos por dicho TP en la categoría T1 B. La falta de
cumplimiento de esta obligación por parte de LA DISTRIBUIDORA CEARC,
será sancionada por la Autoridad de Aplicación.
Ante la modificación de la instalación inicial de LA DISTRIBUIDORA
que implique un desarrollo de red de BT, los suministros involucrados
encuadrados originalmente en "bornes" serán reencuadrados en la tarifa que
corresponda, sin que sea necesario contar en forma previa con la conformidad
del usuario.
En ningún caso, el usuario afectado podrá oponerse a la modificación de
las instalaciones eléctricas de LA DISTRIBUIDORA, ni a su reencuadramiento
en la tarifa que corresponda de acuerdo al presente Régimen Tarifario y la
nueva condición técnica de su suministro.

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Las Tarifas T1 B se asimilan exactamente a los usos y apertura de las
mencionada T1 R y T1 G, es decir que se contemplan:
T1 B R1 para consumos residenciales menores o iguales a 300 kWh/bim.
T1 B R2 para consumos residenciales mayores a 300 kWh/bim.
T1 B G1 para consumos generales menores o iguales a 1000 kWh/bim.
T1 B G2 para consumos generales mayores a 1000 kWh/bim.
Nota: Existe una apertura de las categorías tarifarias adicional a las
mencionadas debido a segmentaciones actual del Costo de Abastecimiento
dispuestas a nivel del Mercado Eléctrico Mayorista, que diferencia para los
usuarios residenciales consumos inferiores o iguales a 1000 kWh/bim, entre
1000 y 1400 kwh/bim, entre 1400 y 2800 kWh/bim, y mayores a 2800
kWh/bim. Asimismo, diferencia para los usuarios generales consumos
inferiores a 4000 kWh/bim, y mayores o iguales a 4000 kWh/bim. En estas
segmentaciones el único cargo que varía es el costo por compra de energía
según las distintas categorías. Dicha segmentación así como el concepto de
precios que se afecte podrá variar conforme a las disposiciones nacionales.
d) Tarifa Alumbrado T1 AP (Uso Alumbrado, Baja Tensión).
La Tarifa AP se aplicará a los usuarios que utilizan el suministro con la
finalidad de iluminar espacios públicos o comunes externos, señalamiento
luminoso, publicidades, cabinas telefónicas, relojes, etc., siempre que la
demanda máxima promedio de 15 minutos por punto de suministro o punto
de consumo sea inferior o igual a 10 kW.
Suministros encuadrados en esta subcategoría:
• Se aplicará la Tarifa AP a los suministros vinculados al Alumbrado
Público de calles, avenidas, plazas, puentes, caminos y demás vías
públicas, como así también para la energía eléctrica que se suministre
para los sistemas de señalamiento luminoso para el tránsito.
• Regirá además para la iluminación de fuentes ornamentales,
monumentos de propiedad nacional, provincial o municipal y relojes
visibles desde la vía pública instalados en iglesias o edificios
gubernamentales, siempre que los consumos respectivos sean registrados
con medidores independientes.
• Se aplicará también al alumbrado de espacios comunes exteriores
pertenecientes a entidades no gubernamentales (consorcios, corredores
viales, etc.) que se alimentan de la fase de AP.
En el caso de demandas de las características anteriores, superiores a los
10 kW, se aplicará la Tarifa T2 AP.
Condiciones de suministro para esta Tarifa:
Las condiciones de suministro son similares a cualquier tarifa T1, con la
particularidad de que cada medición se efectúa desde un punto asociado a un
puesto de transformación.
Esta tarifa, con la estructura de costos adoptada, asegura a CEARC la
obtención de los recursos necesarios para efectuar la medición efectiva de
los consumos, como sucede con cualquier otro usuario de su servicio. Por tal
razón, LA DISTRIBUIDORA tiene la obligación de instalar la medición
correspondiente.
El costo de normalización de la medición se cubrirá a través del pago por
parte del usuario de la tasa de conexión correspondiente.
En el caso que sea necesaria la medición estimada, por cuanto existe
imposibilidad de una medición tal cual lo prevé la Tarifa, se deberán suscribir
los Convenios pertinentes, los cuales estarán sujetos a la autorización del
EPRE.
• Transición:
Dado que la práctica habitual es la facturación de consumos estimados,
será necesario adecuar esta a los requerimientos técnicos que se derivan de
esta nueva reglamentación. Para ello se establece un plazo de doce meses a
partir de la firma de este Contrato, para el cumplimiento efectivo de esta
obligación por parte de CEARC.
Superado dicho plazo y dentro de los quince días posteriores, LA
DISTRIBUIDORA deberá presentar un estado de situación de cada uno de los
puntos de abastecimiento de alumbrado público, adjuntando en los casos en
que no se haya concretado la normalización exigida, la documentación
pertinente que avale las gestiones efectuadas y los motivos del
incumplimiento.
2.2.A.2.- Cargos a aplicar.
Por el consumo de energía eléctrica, el usuario de esta categoría T1
abonará:
• Un cargo fijo, haya o no consumo de energía: este cargo fijo será
representativo de la medición requerida por el usuario. Existen entonces
Cargos Fijos para suministros monofásicos y Cargos Fijos para
suministros trifásicos, asociados a cada una de las subcategorías tarifarias
según corresponda.
• Un cargo variable en función de la energía consumida, según la
subcategoría tarifaria correspondiente.
Los valores correspondientes a los cargos fijos y variables se calcularán
según lo que se establece en el “Procedimiento para la Determinación del
Cuadro Tarifario”.
2.2.A.3.- Recargos y penalidades.
Los cargos que anteceden rigen para un factor de potencia inductivo,
para la frecuencia industrial (Cos fi) igual o superior a 0,85.
LA DISTRIBUIDORA se reserva el derecho de verificar el factor de
potencia; en el caso que el mismo fuese inferior a 0,85 está facultada a
aumentar los cargos indicados en los porcentajes que se indican a continua-
ción:
- Cos fi m enor de 0,85 hasta 0,75: 10%
- Cos fi m enor de 0,75: 20%
A tal efecto, LA DISTRIBUIDORA podrá, a su opción, efectuar
mediciones y registro de la suma de energía reactiva suministrada en el
período de facturación, en los horarios de pico más resto, con el objeto de
establecer el valor medio del factor de potencia en dichos horarios.
Si de las mediciones efectuadas surgiese que el factor de potencia es
inferior a 0,85, LA DISTRIBUIDORA notificará al usuario tal circunstancia,
otorgándole un plazo de sesenta (60) días corridos para la normalización de
dicho factor.
Si una vez transcurrido el plazo aún no se hubiese corregido la anor-
malidad, LA DISTRIBUIDORA estará facultada a aplicar las penalidades
estipuladas, aumentando los cargos tarifarios indicados en los incisos a) y b)
de este punto, a partir de la primer facturación que se emita con poste-
rioridad a la comprobación de la anomalía, y hasta tanto la misma sea
subsanada.
Cuando el valor medio del factor de potencia fuese inferior a 0.60, LA
DISTRIBUIDORA, previa notificación, podrá suspender el servicio eléctrico
hasta tanto el usuario adecue sus instalaciones a fin de superar dicho valor
límite.
2.2.B.- GRANDES DEMANDAS (T2).
A esta categoría se la identifica como Tarifa 2 (T2) y abarca a los
usuarios que demandan más de 10 kW. Las subcategorías surgen de considerar
la demanda, la modalidad de contratación de esa demanda, el nivel de tensión
y las características de conexión a la red.
A los fines de su clasificación y aplicación tarifaria para los usuarios
comprendidos en la Tarifa T2, se definen los siguientes tipos de suministro
a continuación.
2.2.B.1.- Tipos de Suministro.
a) Tarifa T2.
Son las tarifas que se rigen por los principios ya enunciados en el título
GRANDES DEMANDAS (T2), y que no cuentan con particularidades en el
uso del suministro eléctrico.
Pueden encuadrarse en esta tarifa, todos los usuarios con más de 10 kW
de potencia. Su característica consiste en que el Cargo por Uso de Red, se
aplica mensualmente sobre una única Potencia, coincidente con la máxima
potencia a demandar en el año declarada por el Usuario. El resto de los
cargos son comunes a las distintas opciones de tarifas T2.
Suministro en BT: el único requisito es demandar una potencia superior a
los 10 kW.
Las conexiones en bornes de transformador MT/BT, no cuentan con
condiciones adicionales, salvo las físicas que exigen que el suministro debe
efectuarse desde bornes de transformador a través de una acometida o cruce
de calle y acometida. Es decir, que el transformador debe cumplir la condición
de no generar un desarrollo de red a partir de sus bornes.
Suministro en MT: se consideran aquellas entre 1 y 13,2 kV y para
acceder a este nivel de tensión sin cargos adicionales, el usuario deberá
mínimamente declarar una potencia máxima anual de 50 kW.
La tensión de suministro en Media Tensión, mayor a 1 kV y menor a
13,2 kV, se definirá en función de la disponibilidad de instalaciones
correspondientes en el punto de conexión.
LA DISTRIBUIDORA CEARC deberá encuadrar automáticamente a los
usuarios que cumpla con la condición física para ser encuadrado en las Tarifas
T2 en bornes MT/BT. En caso de no hacerlo, será sancionada por la Autoridad
de Aplicación.
En ambos casos, las modificaciones en la instalación de LA
DISTRIBUIDORA o de la conexión del usuario (cambio de punto de
suministro), que signifiquen que el suministro dejó de cumplir las condiciones

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previstas para acceder a estas tarifas, provocarán el inmediato encuadramiento
del mismo en la tarifa que corresponda, por parte de LA DISTRIBUIDORA,
sin que sea necesario contar en forma previa con la conformidad del usua-
rio.
En ningún caso, el usuario afectado podrá oponerse a la modificación de
las instalaciones eléctricas de LA DISTRIBUIDORA, ni a su reencuadramiento
en la tarifa que corresponda de acuerdo al presente Régimen Tarifario y la
nueva condición técnica de su suministro.
b) T2 AP (Alumbrado Público).
Para este consumo valen las consideraciones efectuadas para la Tarifa
T1 AP, diferenciándose en el hecho de que en este caso se trata de puntos de
suministros en bornes de TP MT/BT cuya demanda excede los 10 kW y por
lo tanto debe ser considerados como una Gran Demanda (T2).
Por las características de este consumo la T2AP se prevé en BT, y
cuentan con un Cargo por Uso de Red asociado a su modalidad de consumo
en el nivel de bornes del TP MT/BT y según una declaración anual única.
c) T2 PJ (Servicio de Peaje).
Surgen a partir de la obligación que tiene LA DISTRIBUIDORA de
permitir a los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista ubicados
en su zona de concesión, que efectuaren contratos con Generadores, el uso
de sus instalaciones de Distribución, debiendo realizar las expansiones con
los mismos criterios que se aplican para con los usuarios a los cuales LA
DISTRIBUIDORA les presta servicio de distribución y abastecimiento de
electricidad y considerando también la misma calidad de servicio.
Los tipos de suministro son los mismos definidos para la Tarifa 2, por lo
tanto el tratamiento a los usuarios debe ser equivalente en lo que respecta a
las subcategorías, tasas, régimen de contratación de la capacidad de suministro,
cargos y multas, con las diferencias en el reconocimiento del costo de
abastecimiento para LA DISTRIBUIDORA CEARC que sólo se limita al
reconocimiento de las pérdidas eléctricas por el uso de su red.
La jurisdicción del EPRE sobre este uso de las instalaciones de LA
DISTRIBUIDORA alcanza la definición de tarifas de peaje, las que de
acuerdo a la metodología utilizada resultan comparables con sus similares T2
ya que basan sus cargos en estas y sólo se diferencian en el componente de
abastecimiento.
d) T2 DV (Demandas Variables).
Esta tarifa tiene en cuenta marcadas variaciones en la demanda máxima
de potencia en el transcurso del año.
Esta tarifa alcanza a todos los usuarios T2, no así a los consumos destinados
al AP ya que es claramente una demanda constante a lo largo de todo el año.
En esta categoría se debe abonar un Cargo por Uso de Red que remunere
sobre la máxima exigencia, de acuerdo a lo declarado para cada trimestre en
la declaración anual de potencia, pudiendo los usuarios encuadrarse
voluntariamente a ella según su modalidad de consumo.
2.2.B.2.- Detalle Tarifas T2 Grandes Demandas.
T2: Contienen a todo aquel usuario que declare una única potencia anual.
T2 BT_B - Suministro en Baja Tensión desde Bornes del TP MT/BT
T2 BT_R - Suministro en Baja Tensión desde la red de BT.
T2 MT_R - Suministro en Media Tensión desde la red de MT.
T2 AP - Suministro para Alumbrado Público en bornes de TP MT/BT
T2 PJ - Servicio de Peaje: Se las identifica por la función de Prestación
Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) que realiza LA
DISTRIBUIDORA.
T2 PJ BT_B - Suministro en Baja Tensión desde bornes del TP MT/BT
T2 PJ BT_R - Suministro en Baja Tensión desde la red de distribución
T2 PJ MT_R - Suministro en Media Tensión desde la red de distribución
T2 DV: Contienen a todo aquel usuario que declare anualmente más de un
valor de potencia, contemplando períodos trimestrales.
T2 DV BT_B - Suministro en Baja Tensión desde Bornes del TP MT/BT
T2 DV BT_R - Suministro en Baja Tensión desde la red de BT.
T2 DV MT_R - Suministro en Media Tensión desde la red de MT.
T2 DV PJ - Servicio de Peaje: Se las identifica por la función de
prestación Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) que
realiza LA DISTRIBUIDORA y la demanda anual variable por períodos
trimestrales.
T2 DV PJ BT_B - Suministro en Baja Tensión desde bornes del TP MT/
BT
T2 DV PJ BT_R - Suministro en Baja Tensión desde la red de distribu-
ción
T2 DV PJ MT_R - Suministro en Media Tensión desde la red de
distribución
Nota: Excepto para las T2 AP, para el resto de las categorías existe una
apertura adicional a las mencionadas debido a la actual segmentación del
Costo de Abastecimiento a nivel del Mercado Eléctrico Mayorista, que
diferencia demandas entre 10 y 300 kW y demandas mayores a 300 kW.
Para esta segmentación el único cargo que varía según las categorías es el
costo por compra de energía. Dicha segmentación así como el concepto de
precios que se afecte podrá variar conforme a las disposiciones naciona-
les.
2.2.B.3.- Condiciones de encuadramiento de la Tarifa T2.
El encuadramiento en las tarifas T2 comienza a regir a partir de la firma
del respectivo Contrato de Encuadramiento por parte del usuario, en el cual
acuerda con LA DISTRIBUIDORA el valor de “capacidad máxima de
suministro”.
Se define como “capacidad máxima de suministro” a la potencia máxima
en kW promedio de 15 minutos consecutivos, que el usuario declara requerir
para su suministro y que LA DISTRIBUIDORA se compromete a poner a
disposición del usuario en el punto de entrega en cualquier horario.
a) Condiciones de encuadramiento generales.
El usuario podrá ejercer la opción de rescisión del Contrato de
Encuadramiento, en cualquier momento durante la vigencia del acuerdo.
El usuario también podrá en cualquier momento solicitar formalmente
una potencia mayor a la “capacidad máxima de suministro” acordada y
puesta a su disposición.
El usuario sólo podrá solicitar formalmente una potencia menor a la
“capacidad máxima de suministro” acordada y puesta a su disposición, al
momento del vencimiento de un ciclo de 12 meses.
El valor de capacidad máxima de suministro convenido en cada período
será válido y aplicable, a los efectos de la facturación del Cargo por Uso de
la Red (CUR) correspondiente en ese período.
LA DISTRIBUIDORA deberá comunicar al usuario, en forma fehaciente,
con 10 días hábiles de anticipación al vencimiento del Contrato de Encua-
dramiento el vencimiento del mismo, a efectos de que el usuario pueda
proceder a establecer la nueva capacidad a contratar para el año siguiente.
En caso de que el usuario no ejerza ningún tipo de opción, el Contrato se
renovará automáticamente por 12 meses más.
Si el usuario decide modificar su "capacidad de suministro" en el transcurso
de los 12 meses de vigencia de su Contrato de encuadramiento, sólo podrá
hacerlo por una potencia mayor, para lo cual deberá convenir una nueva
"capacidad máxima de suministro", la que reemplazará a la anterior a partir
de la fecha del nuevo Contrato y regirá por los próximos DOCE (12) meses.
En caso que el usuario optara por solicitar la baja antes de cumplirse un
ciclo de 12 meses y solicitara nuevamente el servicio en la categoría de
Grandes Demandas sin que haya transcurrido un período de 18 meses contados
a partir de la suscripción del último Contrato de Encuadramiento, la
Distribuidora podrá exigir el pago -al precio vigente en el momento del
pedido de la reconexión- del Cargo por Uso de la Red en base a la última
"capacidad de suministro" convenida, por los meses que le hubiera
correspondido mientras el servicio estuvo desconectado, hasta el
cumplimiento del plazo de vigencia del Convenio de Encuadramiento.
Por el cambio de categoría tarifaria ya sea dentro de Grandes Demandas
o peaje, cuando el mismo se efectúa sin interrupción del suministro, se
mantendrá la "capacidad de suministro" declarada hasta el vencimiento del
Contrato, pudiendo el usuario modificarla sólo por una potencia mayor.
Para el reencuadramiento tarifario de una Tarifa de Grandes Demandas a
una de Pequeñas Demandas, deberá cumplirse el período de vigencia del
Contrato de "capacidad de suministro", o caso contrario, la Distribuidora
podrá exigir el pago del Cargo por Uso de la Red sobre la base de la última
"capacidad de suministro" convenida, por los meses restantes hasta el
vencimiento del Contrato.
Para el caso del usuario que se encuadra por primera vez en esta categoría
y desconoce por diversos motivos cual es la posible potencia máxima a
demandar, podrá solicitar un período de prueba para determinar el valor de
capacidad máxima de suministro de forma previa al encuadramiento en la
Tarifa T2.
Este período abarcará tres meses consecutivos durante los cuales LA
DISTRIBUIDORA CEARC facturará provisoriamente en la Tarifa T2 todos
los cargos previstos. En particular el cargo por uso de la red se afectará por
el valor de la potencia máxima registrada mensual. Finalizado este período
y verificado que las potencias registradas corresponden a la categoría, el
usuario suscribirá el Convenio respectivo con CEARC, lo que formaliza su
encuadramiento en la Tarifa T2, rigiendo a partir de ese momento las
condiciones previstas en este.

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Si el usuario no aceptara suscribir el Convenio que formaliza su
encuadramiento en la Tarifa T2, LA DISTRIBUIDORA CEARC deberá
facturar como Tarifa T1 y quedará habilitada a proceder de manera de
limitar el consumo a la categoría Pequeñas Demandas de acuerdo a lo dispuesto
por el EPRE en su Resolución Nº 490/2002.
Si el usuario optara por no continuar con el suministro LA
DISTRIBUIDORA quedará habilitada para dar la baja al mismo.
b) Modalidad de contratación variable trimestral.
Las categorías tarifarias variables previstas dentro de las Grandes
Demandas, están destinada a usuarios con consumos estacionales y les permite
efectuar la declaración anual de potencia máxima en base a períodos
trimestrales. Esto significa, que la declaración de potencia se efectuará
anualmente, pero el usuario podrá dividirla en cuatro trimestres con distintas
potencias, que totalizarán la anualidad.
En este tipo de demandas variables se entiende como "capacidad máxima
de suministro" la del trimestre de máxima potencia.
El valor de capacidad de suministro convenida en cada período trimestral
será válido y aplicable a los efectos de la facturación del Cargo por Uso de la
Red (CUR) correspondiente en ese período trimestral.
Si un usuario existente decide modificar su "capacidad de suministro" en
el transcurso de los 12 meses de vigencia de su Contrato de Suministro, sólo
podrá hacerlo si como mínimo aumenta la capacidad demandada en el
trimestre de máxima potencia declarada y mantiene el resto de las demandas
trimestrales presentes en su declaración original. Estas nuevas declaraciones
de potencia reemplazarán a la anteriores a partir de la fecha del nuevo
Contrato y regirá por los próximos DOCE (12) meses.
El usuario esta habilitado para modificar el esquema de trimestres definido
originalmente durante la vigencia de una Declaración de Potencia, siempre
que se respete la restricción definida en el párrafo anterior en los nuevos
trimestres equivalentes (coincidente en mayor fracción de meses).
Para el caso del usuario nuevo que quiere encuadrarse en la modalidad de
contratación variable trimestral, y el momento de conexión no le coincide
con el inicio de un trimestre según el esquema de trimestres que requiere, se
le debe permitir contratar según el esquema de trimestres necesitado, y por
el período inicial desfasado abonará el valor de la potencia máxima registrada
mensual, para luego ya remunerar según la secuencia de los trimestres
adoptados.
2.2.B.4.- Cambio de modalidad de contratación.
Para los casos de declaraciones anuales en las que los usuarios requieran
pasar a declaraciones trimestrales deberán esperar al vencimiento de su
período anual, excepto que se declare una potencia mayor a la vigente en
el primer período trimestral a partir del cual rige el nuevo CUR.
Para los casos de usuarios con declaraciones trimestrales que requieran
pasar a declaraciones anuales, deberán esperar el vencimiento del período
anual, excepto que se declare una potencia mayor al trimestre de máxima, a
partir del cual regirá el CUR de la T2 genérica.
2.2.B.5.- Convenios Singulares.
El usuario de Grandes Demandas T2 podrá optar entre encuadrarse en el
régimen general de esta tarifa T2 o suscribir con LA DISTRIBUIDORA
Convenios Singulares de suministro eléctrico, los que deberán respetar las
siguientes pautas:
• Deben poseer una estructura de cargos similares a los de la tarifa
regulada para posibilitar el control por parte del usuario de lo que paga.
• Los cargos deben estar expresados en moneda de curso legal en el país.
• No podrá incluirse ninguna cláusula sobre consumo básico garan-
tizado.
• No podrán incluirse cláusulas abusivas o confusas (por ejemplo
actualización del precio en función del precio de la energía de la
región).
• El plazo máximo del Contrato no deberá exceder de tres años.
• Deberá incluirse una cláusula que prevea la bonificación por factor de
potencia.
• Incluir una cláusula que prevea la bonificación por sanciones
relacionadas a la Calidad de Servicio, considerando al usuario bajo
Convenio, tal como lo establece el Contrato de Concesión, formando
parte del mercado regulado.
• Debe prever una cláusula de rescisión anticipada del Contrato donde
conste el plazo a partir del cual se puede solicitar dicha rescisión y la
penalización en concepto de indemnización.
• Las pautas convenidas no podrán importar renuncia de los usuarios a
derechos establecidos en las constituciones nacional y provincial ni en
el Marco Eléctrico Regulatorio provincial. La renuncia efectuada en
tales condiciones, se tendrá por no escrita.
LA DISTRIBUIDORA deberá inscribir en la Autoridad Regulatoria los
Convenios Singulares.
El incumplimiento por parte de CEARC de la obligación de registración,
implicará un incumplimiento referido a la prestación del servicio y será
susceptible de sanción de multa cuyo destino será compensar al usuario que
pudiera haber sufrido un daño o sobrecosto.
Los Convenios anteriores a la vigencia del presente Régimen que hayan
sido suscritos entre LA DISTRIBUIDORA y usuarios, continuarán rigiendo
durante todo el plazo de vigencia oportunamente acordado, salvo que ambas
partes acuerden adaptarlos al presente Régimen.
2.2.B.6.- Cargos a aplicar.
En caso de que los usuarios optaran por no suscribir Convenios Singulares,
los valores máximos a aplicar para cada una de las tarifas T2 Grandes
Demandas, son los previstos en el Cuadro Tarifario Base para el período, los
que se recalcularán según lo establecido en el "Procedimiento para la
Determinación del Cuadro Tarifario".
La Tarifa T2 consta de los siguientes cargos a aplicar para cada punto de
suministro:
• Un cargo fijo mensual por Gastos Comerciales, independiente de los
consumos registrados. El cargo comercial depende del Nivel de Tensión,
y en BT de la potencia máxima declarada siendo los 50 kW el punto
de corte.
• Un cargo mensual por Uso de Red por cada kW de "capacidad de
suministro" convenida haya o no consumo de energía, según sea anual
o trimestral.
• Un cargo mensual por Compra de Potencia, por cada kW de potencia
registrada en el tramo horario de punta.
• Un cargo mensual por Uso del Sistema de Transporte de Otros Agentes,
por cada kW de potencia registrada en el tramo horario de punta.
• Un cargo por Compra de Energía, de acuerdo con el consumo registrado
en cada uno de los tramos horarios tarifarios.
Los tramos horarios "en punta", "valle nocturno" y "horas restantes",
serán coincidentes con los fijados por la Secretaría de Energía de la Nación
para el Mercado Eléctrico Mayorista.
Si correspondiera, un recargo por Factor de Potencia y/o por exceso en
la potencia convenida.
Si correspondiera, una bonificación por mejora en el Factor de Po-
tencia.
Los valores correspondientes a los distintos cargos se calcularán según lo
que se establece en el "Procedimiento para la Determinación del Cuadro
Tarifario".
2.2.B.7.- Recargos, penalidades y bonificaciones para Usuarios en Grandes
Demandas y del Servicio de Peaje.
a) Excesos sobre la potencia convenida.
El usuario no podrá utilizar, ni LA DISTRIBUIDORA estará obligada a
suministrar potencias superiores a las convenidas en cada período, cuando
ello implique poner en peligro las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA.
En caso que el usuario tomara en un mes determinado una potencia
superior a la "capacidad de suministro" convenida, y siempre que ello no
signifique poner en peligro las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA, ésta
considerará a los efectos de la facturación para el mes medido, la potencia
máxima realmente registrada.
La diferencia entre la potencia realmente registrada y la convenida -
cuando ésta fuere superior al 5% de la "capacidad de suministro" convenida
- tendrá un recargo por la trasgresión, que se calculará adicionando el 50% al
cargo por Uso de la Red correspondiente por la diferencia calculada.
Si el exceso de demanda sobre lo pactado, pusiera en peligro las
instalaciones de CEARC, esta podrá valerse de medios técnicos que apruebe
el EPRE para impedir que se registren valores en exceso. Previo a ello
comunicará a la autoridad de aplicación tal situación.
b) Recargos y Bonificaciones.
Los usuarios de Grandes Demandas, cada mes contarán con un valor
medido de Energía activa, Energía reactiva y Potencia Activa máxima.
A partir de estos datos se obtiene el valor de Tg fi = Energía activa/
Energía reactiva
Del cálculo tarifario se obtiene el costo de capital incluido en el Cargo
por Uso de la Red de la tarifa correspondiente según el nivel de tensión, y que
definimos como Alfa_inst.
Con estos datos la penalización al usuario medido corresponderá si su
valor de Tg fi > 0.62, y en ese caso el monto surgirá de hacer:
Penalización: alfainst * Preg * (tg fi reg - 0,62)
Si la tg fi es < 0,426 y > 0 entonces la bonificación se obtendrá de:
Bonificación: alfainst * Preg * ( 0,426 - tg fi reg)

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3.- DISPOSICIONES ESPECIALES
3.1- Generación Propia
Para los usuarios que requieran el servicio eléctrico de reserva (generación
propia) será de aplicación lo establecido en el art. 2° inc. k) del Anexo 7 de
este Contrato.
3.2- Tarifa por el Servicio de Peaje
LA DISTRIBUIDORA deberá permitir a los Grandes Usuarios ubicados
en su zona de concesión que efectuaren contratos con Generadores, el uso de
sus instalaciones de Distribución, debiendo adecuarlas con el propósito de
efectuar la correcta prestación del servicio.
En lo que respecta al servicio de peaje a aplicar por el transporte de
energía eléctrica a los Grandes Usuarios, el valor máximo a percibir por el
mismo surgirá de aplicar lo establecido en la Resolución SEyT N° 406/96 y
complementarias y/o modificatorias.
De efectuarse contratos particulares por estos servicios LA
DISTRIBUIDORA deberá informar al EPRE, para su aprobación, las tarifas
pactadas.
3.3.- Aplicación de los Cuadros Tarifarios.
El Cuadro Tarifario recalculado según lo establecido en el "Procedimiento
para la Determinación del Cuadro Tarifario", que como Anexo 3 es parte
integrante de este contrato, podrá ser inmediatamente aplicado para la
facturación a los usuarios de LA DISTRIBUIDORA, sin necesidad de mediar
la previa aprobación del EPRE.
En todos los casos LA DISTRIBUIDORA deberá facturar en función del
Cuadro Tarifario vigente al momento del consumo.
Cuando se recalcule el Cuadro Tarifario, de conformidad con lo expuesto
en el "Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario", las tarifas
nuevas y anteriores serán aplicadas en forma ponderada, teniendo en cuenta
los días de vigencia de las mismas, dentro del período de consumo, de
acuerdo al siguiente procedimiento:
CF1 = Cargo fijo del Cuadro Sancionado 1
CV1 = Cargo variable del Cuadro Sancionado 1
CF2 = Cargo Fijo del Cuadro Sancionado 2
CV2 = Cargo Variable del Cuadro Sancionado 2
DT = Días totales entre lecturas
DP1 = Días correspondientes al período del Cuadro Sancionado 1
DP2 = Días correspondientes al período del Cuadro Sancionado 2
Los valores ponderados de CF y CV surgen de hacer:
CFP1 = CF1 x DP1 / DT
CFP2 = CF2 x DP2 / DT
Valor ponderado CF = CFP1 + CFP2
CVP1 = CV1 x DP1 / DT
CVP2 = CV2 x DP2 / DT
Valor ponderado CV = CVP1 + CVP2
LA DISTRIBUIDORA deberá dar amplia difusión a los nuevos valores
tarifarios y su fecha de vigencia, para conocimiento de los usuarios, de
conformidad con los lineamientos establecidos en la Resolución 134/00 que
reglamenta el mecanismo de publicación de los Cuadro Tarifarios apro-
bados.
A su vez, elevará en forma inmediata el nuevo Cuadro Tarifario al Ente
Provincial Regulador de la Electricidad para su aprobación, adjuntando para
ello la información necesaria para su análisis.
El Ente Provincial Regulador de la Electricidad, dentro de un plazo no
mayor de CINCO (5) días hábiles se expedirá sobre el particular. En caso de
no aprobarse el nuevo cuadro tarifario, le será comunicado en forma inmediata
a LA DISTRIBUIDORA, quien deberá efectuar dentro de un plazo no mayor
de cinco (5) días hábiles la rectificación que el Ente Provincial Regulador de
la Electricidad le indique, debiendo a su vez, efectuar la refacturación
correspondiente, emitiendo las notas de crédito o débito que correspon-
dan.
3.2.- Encuadramientos Tarifarios.
El encuadramiento tarifario de los usuarios Residenciales y Uso General
dentro de las categorías T1 R1, T1 R2, T1 G1, T1 G2, T1 B R1, T1 B R2 T1
B G1, T1 B G2, y sus segmentaciones, se realizará de manera automática al
momento de efectuarle cada facturación, considerando para ello el valor del
consumo de energía del usuario que se le está facturando y la condición física
respecto al Transformador de Potencia.
Para el caso de los encuadramientos de Tarifas en Bornes y en Red, las
variaciones técnicas de la instalación de LA DISTRIBUIDORA o de la
conexión del usuario (como por ejemplo la modificación de la ubicación del
punto de suministro) que signifiquen una modificación en las condiciones
previstas para acceder a las tarifas recién mencionadas, provocarán el
inmediato reencuadramiento por parte de LA DISTRIBUIDORA del usuario
en la tarifa que corresponda.
Para el cambio de categoría de T1 a T2, debe mediar el consentimiento
del usuario puesto de manifiesto con la suscripción del respectivo Contrato
de Encuadramiento.
Por el cambio de categoría tarifaria ya sea dentro de Grandes Demandas
o Peaje, cuando el mismo se efectúa sin interrupción del suministro, se
mantendrá la "capacidad de suministro" declarada hasta el vencimiento del
Contrato, pudiendo el usuario modificarla sólo por una potencia mayor.
Para el reencuadramiento tarifario de una Tarifa de Grandes Demandas a una
de Pequeñas Demandas, deberá cumplirse el período de vigencia del Contrato
de Encuadramiento, o caso contrario, la Distribuidora podrá exigir el pago
del Cargo por Uso de la Red sobre la base de la última "capacidad de suministro"
convenida, por los meses restantes hasta el vencimiento del Contrato.
3.3.- Facturación y vencimientos.
Las facturaciones a usuarios de Tarifa T1, Pequeñas Demandas, incluido
el Alumbrado Público, se efectuarán con una periodicidad bimestral y
uniforme. Se excepciona dicho periodo únicamente para los casos de la
primera y última factura de usuarios regulares, y las facturaciones de usuarios
de carácter transitorio, aunque los cargos se facturarán íntegramente, salvo
en la primera factura del usuario regular donde el cargo fijo será prorrateado
en función del período facturado. En este último caso, la primera factura que
se emita a los usuarios no transitorios, por un período inferior a un bimestre,
deberán incluir el cargo fijo prorrateado de la siguiente forma: CF a apli-
car = CF cuadro tarifario vigente / 60 días x cantidad de días de lectura
efectiva y real del período de consumo del usuario.
La facturación a los usuarios de Grandes Demandas y Peaje, se realizará
en forma mensual.
Si LA DISTRIBUIDORA estima conveniente, podrá elevar a
consideración del EPRE una propuesta de modificación de los períodos de
facturación, explicitando las razones y los beneficios para las partes que
avalan tales cambios.
LA DISTRIBUIDORA fijará las fechas de vencimiento de las facturas.
Dicho vencimiento operará en un plazo no inferior a los diez días posteriores
al de su la entrega de factura al usuario.
El usuario tendrá la posibilidad de cancelar la factura en dos vencimientos
tanto para las Pequeñas Demandas como para las Grandes Demandas. El
período mínimo entre cada vencimiento no podrá ser inferior a siete días.
Para la determinación del monto a pagar por el usuario en el segundo
vencimiento, LA DISTRIBUIDORA podrá adicionar al valor facturado en
función del consumo y de los precios vigentes, el interés compensatorio que
resulta de aplicar por el plazo entre ambos vencimiento, la tasa prevista en
el Régimen de Suministro de Energía Eléctrica.
3.4.- Tasas de conexión, avisos de suspensión, rehabilitación del servicio,
y de reconexión.
a) Tasa por Conexión.
Previo a la conexión, los usuarios deberán abonar a LA DISTRIBUIDORA
el importe que corresponda en concepto de Tasa por Conexión del Servicio.
Los valores correspondientes serán indicados en el Cuadro Tarifario para
cada tipo de conexión (monofásica y trifásica para la Tarifa T1, aérea y
subterránea para la Tarifa T2).
Este concepto será aplicado para toda nueva conexión. El simple cambio
de nombre u otras modificaciones relacionadas con el otorgamiento de la
titularidad y/u otras cuestiones administrativas, se efectuarán sin cargo alguno.
Las Tasas de conexión a aplicar a los usuarios de Peaje son idénticas a las
de la Tarifa T2 Grandes Demandas, en función del tipo de conexión, dado
que se retribuye la misma prestación.
Cuando se solicite la conexión de un nuevo suministro fuera de los 200
metros de la instalación más cercana de LA DISTRIBUIDORA o bien se
requiera una ampliación de un suministro existente, para el que deban
realizarse modificaciones sustanciales sobre las redes preexistentes y que por
su carácter lleven asociadas Inversiones Relevantes, LA DISTRIBUIDORA
podrá requerir con la previa autorización específica del EPRE una
Contribución Especial Reembolsable al Usuario solicitante.

9
Para ello LA DISTRIBUIDORA deberá cumplimentar con todos los
requerimientos que a tal efecto fije el EPRE, incluyendo toda la información
técnica y económica necesaria que permita la correspondiente evaluación,
como así también la mecánica prevista para el reembolso al usuario (punto
3.5 - Contribución Especial Reembolsable.)
b) Tasa por Aviso de Suspensión.
Todo usuario a quién se le deba remitir comunicación escrita (aviso de
suspensión) informando sobre la mora en el pago de la factura y su inminente
suspensión en caso de no cancelar lo adeudado dentro de los plazos, deberá
abonar una tasa de envío del aviso de suspensión de acuerdo a lo dispuesto en
el Cuadro Tarifario. Esta Tasa se incluirá en la factura posterior al envío del
aviso.
c) Tasa por Rehabilitación del Servicio.
Todo usuario a quien se le haya suspendido el suministro de energía
eléctrica de conformidad con las disposiciones vigentes, deberá pagar
previamente a la rehabilitación del servicio, la suma que se establezca en
concepto de Tasa de Rehabilitación del Servicio en el Cuadro Tarifario, para
cada categoría tarifaria.
Las Tasas de rehabilitación a aplicar a los usuarios de Peaje son idénticas
a las de la Tarifa T2 Grandes Demandas, según la categoría tarifaria, dado que
se retribuye la misma prestación.
d) Tasa por Reconexión.
Previo a la reconexión, los usuarios deberán abonar a LA
DISTRIBUIDORA el importe que corresponda en concepto de Tasa por
Reconexión del Servicio. Los valores correspondientes serán indicados en el
Cuadro Tarifario, para cada categoría tarifaria.
Este concepto será aplicado para toda reconexión. El simple cambio de
nombre u otras modificaciones relacionadas con el otorgamiento de la
titularidad y/u otras cuestiones administrativas, se efectuarán sin cargo alguno.
Las Tasas de reconexión a aplicar a los usuarios de Peaje son idénticas a
las de la Tarifa T2 Grandes Demandas, según la categoría, dado que se
retribuye la misma prestación.
3.5.- Contribución Especial Reembolsable.
Cuando se solicite la conexión de un nuevo usuario en una zona donde no
existan instalaciones de distribución, o bien se requiera la ampliación de un
suministro existente, para el que deban realizarse modificaciones sustanciales
sobre las redes preexistentes y que signifiquen inversiones relevantes, LA
DISTRIBUIDORA podrá solicitar al usuario una Contribución Especial
Reembolsable o CER, siempre que cuente con la aprobación específica del
Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), para cada caso par-
ticular. Para ello, LA DISTRIBUIDORA deberá presentar al Ente Provin-
cial Regulador de la Electricidad (EPRE) toda la información técnica y
económica necesaria que permita la correspondiente evaluación, como así
también la mecánica prevista para el reembolso al usuario.
El procedimiento para la aplicación de las Contribuciones Especiales
Reembolsables es regido por la Resolución EPRE N° 04/05 y sus
modificatorias.
—————
Anexo 3
PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN
DEL CUADRO TARIFARIO
Capítulo 1:
PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACION
DEL CUADRO TARIFARIO
El cuadro tarifario que se expone en el ANEXO 6, actualizado según lo
previsto en el CAPITULO 4 del presente, se lo define como CUADRO
TARIFARIO INICIAL, el mismo regirá desde su fecha de sanción hasta el
31/10/2014 y sus valores se ajustarán y actualizarán de acuerdo al
procedimiento que se establece en el Capítulo 2 del presente.
El cuadro tarifario se calculará y recalculará sobre la base de:
- Los costos de Abastecimiento de potencia y energía, incluyendo los
costos de compra a LA DISTRIBUIDORA EdERSA. Los valores
permitidos de trasladar a las tarifas serán exclusivamente los indicados
en el presente documento. En caso de que LA DISTRIBUIDORA
CEARC se transforme en agente Distribuidor en el MEM, el EPRE se
reserva la facultad de reglamentar la metodología de traslado al Cuadro
Tarifario ante esta nueva situación comercial.
- Los costos propios de distribución (que incluyen dentro de un marco
de eficiencia, los Costos de Capital y los Costos de Operación y
Mantenimiento.
- Los costos de comercialización asociados a la atención de la clientela.
- Los montos resultantes de las sanciones aplicadas al Sistema de
Transporte en Alta Tensión con efectos sobre la línea de 132 kV
Céspedes - Río Colorado, acreditados a LA DISTRIBUIDORA EdERSA
y trasladados a la CEARC.
Nota:
- Los conceptos que representan penalidades, tales como sanciones
vinculadas a la calidad de servicio reglamentada en el Anexo 4, bajo
factor de potencia en la compra, etc., no integran los costos reconocidos
y, por lo tanto si los hubiera, deben ser soportados exclusivamente por
LA DISTRIBUIDORA.
CÁLCULO DEL COSTO DE ABASTECIMIENTO
DE ENERGÍA Y POTENCIA
Aspectos generales
Determinación del Precio de Referencia
I. Datos Físicos para la conformación del Precio de Referencia.
ERb
: Energía Proyectada para el Trimestre que se inicia, por mes y por
banda horaria (pico, valle y horas restantes), expresada en MWh.
ER : Energía total resultante de la sumatoria de las energías por banda
ERb
(pico, vale y resto) en MWh.
PMP : Potencia Máxima Proyectada para el Trimestre que se inicia,
expresada en MW.
PMR : Potencia Máxima Registrada Mensual en MW, para el trimestre
considerado. Este valor se considerará en ocasión de calcular cada ajuste
trimestral.
PDM: Potencia máxima para el trimestre que se inicia, expresada en
MW. Surge de tomar el valor máximo entre la PMP y PMR.
EPEdERSAb
: Energía Proyectada para el Trimestre que se inicia, por
mes y por banda horaria (pico, valle y horas restantes), expresada en MWh.
Este valor es coincidente con el que se considera para el Costo de
Abastecimiento de LA DISTRIBUIDORA (EdERSA), expresado en MWh.
(Conforme a lo establecido en Nota EPRE Nº 579 11/06/09)
PMAXEdERSA: Potencia Proyectada para el Trimestre que se inicia,
por mes. Este valor es coincidente con el que se considera para el Costo de
Abastecimiento de LA DISTRIBUIDORA (EdERSA), expresado en MW.
(Conforme a lo establecido en Nota EPRE Nº 579 11/06/09)
NHRP : horas del mes en las cuales el MEM remunera la potencia puesta
a disposición. Para el periodo que se inicia, deberá ser calculado y declarado
por LA DISTRIBUIDORA (CEARC)al momento de presentar cada cuadro
tarifario trimestral.
II. Precios
II.1. Determinación del Costo de Compra de LA DISTRIBUIDORA
(CEARC)
Este costo se obtiene a partir de asumir que LA DISTRIBUIDORA
(CEARC) compra como agente Distribuidor en el MEM.
II.1.1. Cargos asociados al M.E.M. como agente DISTRIBUIDOR
II.1.1.a Cargos asignados a la Potencia:
1. Cargo por Reserva y Servicios.
$CRSAP = PDM * FA * ( $PRES + $PASOC )
$CRSAP: Cargo por Potencia, de Reserva y Servicios asignado a la
potencia para el trimestre que se inicia.
$PRES: Precio de la Potencia por Reserva, expresado en $/MW, publicado
en la Programación Estacional definitiva de CAMMESA para el trimestre
que se inicia.
$PASOC: Precio por la Potencia Asociada a Servicios, expresado en $/
MW publicado en la Programación Estacional definitiva de CAMMESA
para el trimestre que se inicia.

10
FA: Factor de Adaptación proyectado de la Barra de Céspedes en 132 KV.
El mismo se define en la Programación Estacional definitiva que publica
CAMMESA para el trimestre que se inicia.
PDM: definido en I
2. Débito por Servicio de Reserva Instantánea ($DRIPcearc).
Este valor será considerado en el ajuste. Se corresponde con el sobrecosto
por débito por servicio de reserva instantánea que debe abonar LA
DISTRIBUIDORA (CEARC). Se estima en función del monto total trimestral
reconocido para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual trimestre del
año anterior ($DRIPEdERSA), afectándolo de la relación entre la PMP y
PMAXEdERSA.
3. Tasa ENRE ($CTENREcearc).
Este valor será considerado en el ajuste. Se estima en función del monto
total trimestral reconocido para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual
trimestre del año anterior ($GENREEdERSA), afectándolo de la relación
entre la PMP y PMAXEdERSA.
II.1.1.b Cargos asociados a la Energía.
1. Cargo por Energía:
$CEAEb
= ERb
* (FNb
* $PEb
+ $PEAb
)
$CEAEb
: Cargo por energía por banda horaria asignado a la energía para
el trimestre que se inicia.
ERb
: definida en el numeral I.
FNb
: Factor de Nodo por banda de consumo horario (pico, valle y horas
restantes), a partir de considerar a LA DISTRIBUIDORA (CEARC)
comprando en la Barra de Céspedes 132 kV. El mismo se define en la
Programación Estacional definitiva que publica CAMMESA para el trimestre
que se inicia.
$PEb
: Precio por banda horaria de consumo "b" (pico, valle y resto) en
la barra del mercado, expresado en $/MWh. Este valor es publicado en la
Programación Estacional definitiva de CAMMESA para el trimestre que se
inicia.
$PEAb
: Precio de la Energía Adicional por banda en la barra de mercado,
expresado en $/MWh. El mismo se define en la Programación Estacional
definitiva que publica CAMMESA para el trimestre que se inicia.
2. Cargo por Base y Confiabilidad.
$CBCAE = PDM * FA * REL1
* ( $Pbas + $Pconf )
$CBCAE: Cargo por Potencia Base y Confiabilidad, asignada a la energía
para el trimestre que se inicia.
PDM: Definido en el numeral I
FA: Definido en el numeral II.1.1.a
$Pbas: Precio por la Potencia Base, expresado en $/MW, publicado en la
Programación Estacional definitiva de CAMMESA para el trimestre que se
inicia.
$PConf: Precio por la Potencia por Confiabilidad expresado en $/MW,
publicado en la Programación Estacional definitiva de CAMMESA para el
trimestre que se inicia.
REL1
: relación entre la Energía en las horas que se remunera la potencia
y las NHRP y PMP:
REL1
: ERPM / [NHRP * (PDM / 3) ]
Donde:
ERPM: Energía en las horas que se remunera la potencia, por mes,
expresado en MWh.
ERPM: ERPT / 3
ERPT: Energía trimestral en las horas que se remunera la potencia,
expresado en MWh para el trimestre que se inicia. Definida como ERPT:
K2 * ER (K2=0.6265).
PDM: Definido en el numeral I.
3. Costo por Fondo Nacional de la Energía Eléctrica
$FNAEE = FNEE * ER
$FNAEE: Cargo por Fondo Nacional de la Energía Eléctrica, asociado a
la energía.
FNNE: Definido por Ley 24065 (FNEE) para el trimestre que se inicia.
ER: definida en el numeral I.
4. Gastos de CAMMESA
Se estima en función del monto total trimestral reconocido para LA
DISTRIBUIDORA EdERSA para igual trimestre del año anterior
($GCAMMESAEdERSA
), apropiado en función de la relación entre la
ERCEARCb
y la EREdERSAb
según:
$GCAMMESA= $GCAMMESAEdERSA * ( ERCEARCb / EREdERSAb )
ERCEARCb
: definido en el numeral I.
EREdERSAb
: definido en el numeral I.
5. Sobre Costo por Precios Locales ($SCPLcearc).
Este valor será considerado en el ajuste. Corresponde al sobrecosto por
precios locales, que debe abonar LA DISTRIBUIDORA (CEARC).
DISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual trimestre del año anterior
($SCPLEdERSA
), afectándolo de la relación entre la ERCEARCb
y EREdERSAb
.
6. Sobre Costo por Diferencia de Factor de Nodo ($SCDFNcearc).
Este valor será considerado en el ajuste. Corresponde al sobrecosto por
diferencia del factor de nodo, que debe abonar LA DISTRIBUIDORA
(CEARC).
($SCDFNEdERSA
y
EREdERSAb
.
7. Sobre Costo Transitorio de Despacho ($SCTDcearc)
Este valor será considerado en el ajuste. Corresponde al sobre costo
transitorio de despacho, que debe abonar LA DISTRIBUIDORA (CEARC).
($SCTDEdERSA
y EREdERSAb
.
8. Sobre Costo por Débitos a los Combustibles ($SCDCcearc).
Este valor será considerado en el ajuste. Corresponde al sobre costo por
debito a los combustibles, que debe abonar LA DISTRIBUIDORA (CEARC).
($SCDCEdERSA
y EREdERSAb
.
II.1.2. Determinación del recaudado teórico (MEM).
Con el fin de establecer el valor a recaudar con la TUF, si se aplicara el
Precio Limite definido y que surge de simular a la CEARC como agente
distribuidor en el MEM, es necesario determinar los montos trimestrales por
cargo fijo y cargo variable.
II.1.2.a Recaudado por cargos fijo
Se obtiene a partir de hacer:
RCFMEM = $CRSAP
II.1.2.b Recaudado por cargos variable
Se obtiene a partir de hacer:
RCVMEM = $CEAEb
+ $CBCAE + $FNAEE + $GCAMMESA
Nota: Los valores definidos en los acápites II.1.1.a, II.1.1.b se
complementaran con los respectivos montos que surjan del valor de la
PAFTT que LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) presta a LA DISTRIBUIDORA
(CEARC).
II.1.3. Desagregación de los cargos por Potencia, en Energía por banda
y Uso de Transporte (MEM).
A partir de los términos desarrollados bajo el acápite II.1.1 se establece la
composición de los cargos por potencia y energía por banda Límites para
LA DISTRIBUIDORA (CEARC), de cada trimestre que se inicia.
El concepto de cargo por transporte de otros agentes está incorporado
proporcionalmente como costo de compra en la determinación de la PAFTT
de EdERSA a LA DISTRIBUIDORA (CEARC), por lo que no será incorporado
como cargo en este concepto.

11
CARGOS DE CONEXIÓN (CCON)
CCON= [Cx * (hs-Disp)] * K
Donde:
CX: cargo de conexión [$*(hs-Disp)]
K1. K2: coeficientes de participación de CEARC en el uso de la red.
K1= DRC/( DRC + DLA + DVM ) K2= DRC/( DRC + DLA)
DRC : Dem anda m áxim a de la CEARC.
DLA: Dem anda m áxim a de La Adela.
DVM : Dem anda m áxim a del Valle Medio.
hs-Disp: Horas de disponibilidad de la instalación en el m es.
CARGOS DE TRANSFORMACIÓN (CTRAF)
CTRAF= [CT * (hs-Disp)*k]*(Pot— inst) * K
Donde:
CT: cargo de transformación [$*(hs-Disp)*Pot-Inst]
K1= DRC/( DRC + DLA + DVM) K2= DRC/( DRC + DLA)
DRC: Demanda máxima de la CEARC.
DLA: Demanda máxima de La Adela.
DVM: Demanda máxima del Valle Medio.
Pot-Inst: Potencia Instalada en transformación.
hs-Disp: Horas de disponibilidad de la instalación en el mes.
II.1.3.a Cargo por Potencia Límite (CPL)
CPL = ($CRSAP) / PDM
II.1.3.b Cargo por Energía Limite por banda (CELb
)
CELb
= ($CEAEb
+ $MSELb
) / ERb
$MSELb
definido en el punto 6 siguiente.
Para la determinación de este costo se definen Coeficientes de apropiación
por banda atento a que en los cargos citados desde el acápite II.1.1.b.2. al
II.1.1.b.8 no se cuenta con dicha asignación. Para ello se toma como
referencia el precio de la energía en la barra de Céspedes 132 kV.
1. Monto total de energía no desagregado, por banda horaria.
$CNDE = $CBCAE + $GCAMMESA + $FNEE
2. Monómico de los conceptos no desagregados, por banda horaria.
$MCTE = $CNDE / ER
3. Coeficiente de precio por banda horaria para la barra de Céspedes en
132 kV.
SPEb
= (FNb
* $PEb
+ $PEAb
)
4. Monómico de la señal de precio para la barra de Céspedes en 132 kV.
MSPE = (ERb
* SPEb
) / ER
5. Coeficiente de señal de precio por banda horaria.
$SELb
= $MCTE / MSPE * SPEb
6. Monto resultante de aplicar el coeficiente de la señal de precios por
banda horaria.
$MSELb
= $SELb
* ERb
II.2. Determinación de la Prestación Adicional de la Función Técnica del
Transporte (PAFTT).
El régimen tarifario que debe aplicar EdERSA, por transportar la energía
desde Choele Choel a Río Colorado, debe coincidir con los principios
económicos del Marco Regulatorio Eléctrico.
En base a ello el método de remuneración de la PFTT debe ser consistente
con el vigente para el Transporte por Distribución Troncal, esto es, similar
al que rige para la empresa provincial TRANSCOMAHUE.
La tarifa así definida tiene los siguientes conceptos:
CARGO DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE (CCT)
CCT= [CC * (hs-Disp)*k]* (km-linea) * K
Donde:
CC: cargo de capacidad [$*[(hs-Disp)*(Km-linea)/100]
Km-linea: longitud en km de la línea.
hs-Disp: Horas de disponibilidad de la instalación en el mes.
CARGO POR ENERGÍA ELÉCTRICA TRANSPORTADA
Es un cargo que se tiene en cuenta la energía transportada en función de las perdidas
por efecto Joule y se convierte en un valor mensual fijo por periodo tarifario. Se
agregarán a estas perdidas la energía de los servicios auxiliares (SA) de la ET Río
Colorado.
CPEET= ( EJ + SA) * PVM * K
Donde:
EJ: Energía perdida por efecto Joule en el mes
SA: Consumo mensual de S.A. de la ET Rio Colorado.
PVM: Precio estacional monómico de la energía, para EdERSA .
A los efectos de los cálculos trimestrales se debe contar mensualmente
con la disponibilidad horaria de cada instalación que interviene en la
remuneración, esto es
Instalacion Equipo Horas M es Horas Indisponibilidad
Horas
Disponibles
Linea 132 KV
Choele
Choel/Cespedes
Linea 132 KV
Céspedes/Rio
Colorado
ET
Transform ador Nº
1 132Kv/13,2 Kv
ET Alim entador 1
ET Alim entador 2
4.1. DETERMINACIÓN DE LA PARTICIPACIÓN (K)
De acuerdo al uso de las instalaciones los gastos mensuales de conexión
que tiene EdERSA, por conexión y transformación de TRANSENER, como
en la línea Choele Choel - Céspedes, instalación de EdERSA, en la que se
debe reconocer los gastos de Capital y la energía perdida por efecto Joule, los
costos deben ser apropiados a LA DISTRIBUIDORA (CEARC) según su
demanda respecto del total, esto es:
K1
=DRC
/(DRC
+DLA
+DVM
)
Estos mismos gastos se repiten en la línea Céspedes - Río Colorado y en
la ET Río Colorado, ahora con participación:
K2
= DRC
/(DRC
+DLA
)
Definiéndose:
K1
= 0.30
K2
= 0,83
Lo que arroja un parcial de $ 119,669 para una disponibilidad, en todas
las instalaciones, del 100% -720 hs mensuales.

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A este valor se agrega el cargo de perdida por transportar energía, que se
fija como valor mensual para todo el periodo tarifario en:
CPEET= 3.618,75 $/mes
Teniendo en cuenta que la participación de CEARC es 0.83, correspon-
de
CPEETRC
= 3.003 $/mes
A partir de estos conceptos se define el Valor Presente de las instalaciones
asociadas a la prestación adicional de la funcion técnica de transporte.
VPAFTT= CCON + CTRAF + CCT +CPEETrc
Lo que arroja un costo mensual por transporte, para la CEARC de:
VPAFTT= 122.672 $/ mes
Este cálculo, fue efectuado con cargos que se consideran máximos, ya
que son los vigentes para un transportista y supuestamente reflejan, como
único ingreso, sus costos y ganancias.
II.2.1. Cargos
Se define el valor trimestral VTPAFTT a la sumatoria del VPAFTT
mensual , expresado en $.
El cargo por uso de transporte de la PAFTT (UPAFTT) se define
como:
UPAFTT = VTPAFTT/ PDM
PDM: Potencia máxima para el trimestre que se inicia, expresada en
MW. Surge de tomar el valor máximo entre la PMP y PMR. Expresado en
$/Mw.
II.2.2. Determinación del Recaudado Teórico por la PAFTT.
En lo correspondiente a la PAFTT y teniendo en cuenta la aplicación del
precio limite, el valor recaudado surge de determinar los montos trimestrales
por cargo fijo como por cargo variable.
II.2.2.a. Cargo fijo limite por la PAFTT
Los cargos enunciados en los acápites II.2.1 se asignan al cargo fijo.
De esta manera el valor de recaudado por cargo fijo Limite por la
prestación de la función técnica de transporte (RCFLPAFTT)
II.2.3. Desagregación de los cargos en Energía por banda, Potencia y
Uso de Transporte (PAFTT).
II.2.3.c. Cargos Asociados al Uso de Transporte de otros Agentes
El cargo enunciado en el acápite II.2.1.d.
CUSTLPAFTT
= UPAFTT
III. Recaudado Teórico Total (MEM + PAFTT).
Precio Teórico Total, que surge de considerar a LA DISTRIBUIDORA
(CEARC) vinculada como agente al SADI, es decir un precio como agente
distribuidor y otro por la función adicional que LA DISTRIBUIDORA
(EdERSA) le presta como transportista, por la vinculación entre la ET Río
Colorado y la ET Céspedes, a LA DISTRIBUIDORA CEARC.
III.1. Recaudado por Cargo Fijo Total Limite:
RCFTLimite
= RCFMEM + RCFLPAFTT
III.2. Recaudado por Cargo Variable Total Límite:
RCVTLimite
=RCVMEM
III.3. Valor Recaudado Total para el precio limite
VRLimite
= RCFTLimite
+ RCVLimite
III.4. Determinación de los cargos por Energía, potencia y trans-
porte por uso de otros agentes (Valor Recaudado Total para el precio
límite).
Se define como
CPLtotal
= CPL + CPLpaftt
Donde:
CPL definido en acápite II.1.3.a.
CPLpaftt
definido en el acápite II.2.3.a.
Se define como:
CELtotal
= CEL b + CCELbpaftt
Donde:
CEL b definido en acápite II.1.3.b.
CEL b paftt
definido en el acápite II.2.3.b.
Se define como:
CUST total = CUST paftt
Donde: CUST paftt
definido en el acápite II.2.3.c.
a. DETERMINACIÓN DEL PRECIO SEGÚN LOS ACUERDOS
VIGENTES. (Addendum al Contrato de Abastecimiento de Energia y
Potencia de fecha 20 de septiembre 1993 - Firmada 19/11/2008-
entre EdERSA y la CEARC)
1 PRECIOS UNITARIOS.
PSCA pico n+2 : Precio Proyectado de EdERSA para el trimestre que se
inicia con Ajuste para la banda de pico expresado en $/MWh.
PSCA valle n+2 : Precio Proyectado de EdERSA para el trimestre que se
inicia con Ajuste para la banda de valle expresado en $/MWh.
PSCA resto n+2 : Precio Proyectado de EdERSA para el trimestre que se
inicia con Ajuste para la banda de resto expresado en $/MWh.
Cargo Fijo Mensual por suministro: es el precio que se determina en la
Addenda firmada entre LA DISTRIBUIDORA (CEARC) y EdERSA con
fecha 19/11/08.
2 DATOS FÍSICOS
EPEdERSAb
: definido en el punto I.
PMAXEdERSA : definido en el punto I.
Etotal bJ
: Energía Total Registrada por banda horaria de compra de la
CEARC a EdERSA, para igual periodo año anterior, donde "j" corresponde
al mes.
Pmax J
: Potencia Máxima Registrada de compra de la CEARC a EdERSA,
para igual período año anterior, donde "j" corresponde al mes.
3 CARGOS UNITARIOS
Para determinar el cargo como monómico de energía (CBAST) con que
LA DISTRIBUIDORA (CEARC) compra a EdERSA, se definen los siguientes
precios unitarios:
3.1 PSCA b n : Precio de Abastecimiento de la Energía por banda,
Sancionado con Ajuste para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) para el periodo
proyectado n.
3.2 PSA ptt n : Precio de Abastecimiento de la Potencia, Sancionado
con Ajuste para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) para el periodo proyec-
tado n.
3.3 PSA acust n : Precio de Abastecimiento del Uso de Transporte de
otros Agentes, Sancionado con Ajuste para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA)
para el periodo proyectado n.
4 CARGOS MONETARIOS
4.1 MRE b n : Monto Recaudado del periodo n, por concepto de Energía
por banda.
MRE b n = PSCA b n * EPEdERSA b n
4.2 MRPOT n : Monto Recaudado del periodo n, por Potencia.
MRPOT n = PSA ptt n * PMAXEdERSA
4.3 MRACUST n : Monto Recaudado del periodo n, por uso del transporte
de otros agentes.
MRACUST n = PSA acust n * PMAXEdERSA
4.4 MRT n : Monto Recaudado Total para el Periodo n.
MRT n = ( MRE b n ) + MRPOT n + MRACUST n

13
5 CARGOS VARIABLES
Cargo Variable : Cargo Variable por consumo de Energía registrado por
LA DISTRIBUIDORA (CEARC) en los horarios de pico, vale y resto. Para
el período n.
Cargo Variable = 1.035 * CABST n
CABST n : Costo de Abastecimiento aprobado por el EPRE para el
periodo n, el que surge de hacer:
CABST n = MRT n / ( EPREdERSAb) n
6 CARGO FIJO (CF)
El cargo fijo surge del Convenio celebrado entre LA DISTRIBUIDORA
(CEARC) y LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) con fecha 19/11/08, y
homologado por el E.P.R.E. según RESOLUCION EPRE Nº 207709
definiéndose su vigencia a partir de Mayo 2009.
De acuerdo a lo previsto en dicho Convenio las fórmulas a utilizar para
la determinación del CF surgen de las ecuaciones que se muestran las cuales
contienen un factor variable según se avanza en el tiempo de aplicación del
Acuerdo, tal como se detalla:
Hasta 31/01/2010
CF i = ( RT contrato * Pot Reg i + 0.20 * (RT mem i – RT contrato * Pot Reg i)) / Pot Reg i
Hasta el 31/01/2011
CF i = ( RT contrato * Pot Reg i + 0.40 * (RT mem i – RT contrato * Pot Reg i)) / Pot Reg I
Desde el 01/02/2011 hasta 31/01/2012
Desde 01/02/2012 hasta 31/01/2013
Desde 01/02/2013 hasta 31/08/2013:
CF i = RT mem i / Pot Reg i
Donde:
CF i: Valor del Cargo Fijo actualizado a aplicar en cada mes de facturación “i” expresado en $/KW
mes.
Rt contrato: es el valor original del Cargo Fijo establecido en 3.15 $/kW mes.
Pot Reg i : es la potencia máxima registrada en el mes “i” de facturación.
RT mem i: Remuneración del transporte que surge de la aplicación de la normativa aprobada por
La Secretaria de Energía de la Nación y que utiliza CAMMESA para las transacciones
economicas en el MEM. Se tomara a ese efecto los valores vigentes para la remuneración del
servicio de transporte de LA DISTRIBUIDORA Troncal Comahue (DistroComahue) y las
actualizaciones que determine la autoridad competente (ENRE, SE, Ministerio de Planificación,
etc). El esquema incluye los siguientes rubros:
Cargo por Conexión, alimentadores de Media Tensión (13.2 o 33 kV).
Cargo por Capacidad de Transformación (AT/MT).
Cargo variable por Energía Transportada.
Cargo por Capacidad de Transporte de las líneas de 132 kV.
Los valores que se utilizan para el calculo son los vigentes para el mes de aplicación dentro del
trimestre considerado, aprobados por Resolución de la Secretaria de Energía de la Nación.
En caso de ocurrir modificaciones regulatorias o de mercado que no permitan el calculo conforme
a lo homologado oportunamente por el EPRE, se deberá gestionar un nuevo procedimiento de
autorización en caso que se requiera una modificación.
b.1 Determinación del Recaudado Teórico.
El Valor Recaudado para los precios definidos en los puntos 1.1.5 y 1.1.6 se define como:
VRCFV = (CFi * PMP) + (Cargo Variable * ER)
b.2 Desagregación de los cargos en Energía por banda, Potencia y Uso de
Transporte.
Con el fin de poder desagregar el Cargo Fijo y el Cargo Variable en los cinco valores necesarios
(precio de la Energía por banda, precio de la potencia y precio del transporte de otros agentes) se
desarrolla a continuación la metodología correspondiente que permite calcular el CVEb ac, CFP ac
y CFACUST ac :
b.2.1. RPDE p : Recaudado Desagregado de Energía en Pico.
RPDE p = MRE p n / EPEdERSAb * 1.035 * ER
b.2.2. RPDE v : Recaudado Desagregado de Energía en Valle.
RPDE v = MRE v n / EPEdERSAb * 1.035 * ER
b.2.3. RPDE r : Recaudado Desagregado de Energía en Resto.
RPDE r = MRE v n / EPEdERSAb * 1.035 * ER
b.2.4. REL2 : Factor que Relaciona los montos de Energía con los de la potencia.
REL2 = (Cargo Variable * ER – ( RPDE p + RPDE v + RPDE r )) / PMP
b.2.5. REL POT: Relación para el cargo por Potencia.
REL POT = PSA ptt n / (PSA ptt n + PSA acust n ) * REL2
b.2.6. Rel ACUST: Relación para el cargo por Uso de Transporte de Transporte de otros Agentes.
REL ACUST = PSA acust n / (PSA ptt n + PSA acust n ) * REL2
b.2.7. RPDP : Recaudado Desagregado por Potencia.
RPDP = (REL POT * PMP ) + ( CF * PMP )
b.2.8. RPDACUST: Recaudado Desagregado por Uso de Transporte de otros agentes.
RPD ACUST = REL ACUST * PMP
Obteniéndose que los cargos desagregados son:
CVE picoac: Cargo Variable por Energía en Pico.
CVE pico ac = RPDE p / ER p
CVE valleac: Cargo Variable por Energía en Valle.
CVE valle ac = RPDE v / ER v
CVE restoac: Cargo Variable por Energía en Resto.
CVE resto ac = RPDE r / ER r
CFP ac : Cargo Fijo por Potencia.
CFP ac = RPDP / PMP + CF
CFACUST ac : Cargo fijo por Uso de Transporte de otros Agentes.
CFACUSTac = RPDACUST / PMP
C. METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS UNITARIOS A TRASLADAR A
TARIFA DE USUARIOS FINALES.
El valor recaudado VRLimite (acápite III.3) se comparara con el valor recaudado VRCFV (acápite
b.1), estableciéndose que, si:.
el VRLimite < VRCFV, los cargos a transferir a TUF son los que se obtienen de considerar las
definiciones contenidas en el punto II del presente.
el VRlimite > VRcac , los cargos a transferir a TUF son los que se obtienen de considerar las
definiciones contenidas en el punto B.2 del presente.
Capítulo 2
FÓRMULAS PARA EL CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS
TARIFARIOS
Inciso 2.1) Pequeñas Demandas - USO RESIDENCIAL (Tarifa 1-R)
Para los usuarios encuadrados en la tarifa de Pequeñas Demandas,
Uso Residencial (1-R), descripta en el Régimen Tarifario, se aplicará un
cargo fijo mensual y un cargo variable por unidad de energía consumi-
da.
Las expresiones matemáticas para el cálculo del cargo fijo y variable de
la tarifa se exponen en el SUBANEXO 3.1.
Inciso 2.2) Pequeñas Demandas - USO GENERAL (Tarifa 1-G)
Para los usuarios encuadrados en la tarifa de Pequeñas Demandas,
Uso General (1-G), descripta en el Régimen Tarifario, se aplicará
un cargo fijo mensual y un cargo variable por unidad de energía consu-
mida.
Inciso 2.3) Pequeñas Demandas - ALUMBRADO PUBLICO (Tarifa 1-
AP)
Para los usuarios encuadrados en la tarifa de Pequeñas Demandas, Uso
ALUMBRADO PBUBLICO (1-AP), descripta en el Régimen Tarifario, se
aplicará un cargo fijo mensual y un cargo variable por unidad de energía
consumida
Inciso 2.4) MEDIANAS DEMANDAS (TARIFA 2)
La tarifa está compuesta por un cargo fijo mensual ($/mes), un cargo por
capacidad de suministro contratada ($/kW-mes), dos cargos por unidad de
potencia consumida en pico ($/kW) y tres cargos por unidad de energía
consumida, en pico, resto y valle ($/kWh).

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