26 de febrero de 2024

Resolución Nº 210/97

PARANÁ, 01 de Septiembre de 1997

VISTO:

La necesidad de reglamentar la modalidad de reembolso de los aportes financieros requeridos a los solicitantes del servicio eléctrico, en los casos que fuera necesario,


CONSIDERANDO:

Que el Régimen de Suministro contenido en el Contrato de Concesión, en su punto “INCORPORACIÓN DE NUEVOS USUARIOS Y AUMENTO DE LA CAPACIDAD DE SUMINISTRO” autoriza a requerir aporte financiero reembolsable a los solicitantes cuando la extensión de las instalaciones supere los quinientos (500) metros de la red de la tensión que corresponda,

Que Régimen Tarifario prevé la presentación por parte de LA DISTRIBUIDORA de la modalidad prevista para el reembolso ante el EPRE

Que la presentación efectuada por EDEER SA es coherente con los lineamientos del Cuadro Tarifario en vigencia ya que en la propuesta solo intervienen la componente de los costos de distribución de cada tarifa,

Que se han tenido en cuenta los aportes efectuados por el Consejo Regional de FACE

Que el ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ENERGÍA está facultado para el dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto por el artículo 48 inc. a.2) de la Ley Provincial Nº 8916.

Que por Decreto Nº 1127/96 se ha dispuesto la Intervención del Ente, por lo que en uso de esas facultades

EL INTERVENTOR DEL EPRE

RESUELVE:

ARTÍCULO 1º: Aprobar la “METODOLOGÍA PARA LA CONTRIBUCIÓN DE CLIENTELA POR EXTENSIONES” que como ANEXO I acompaña la presente Resolución.

ARTÍCULO 2º: Aprobar los “CRITERIOS DE REEMBOLSO” que como ANEXO II acompaña la presente Resolución.

ARTÍCULO 3º: Aprobar la “DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL CÁLCULO DE LOS REINTEGROS” que como ANEXO III acompaña la presente Resolución.

ARTÍCULO 4º: Aprobar los “VALORES TARIFARIOS INICIALES PARA EL CÁLCULO DE LOS REINTEGROS” que como ANEXO IV acompaña la presente Resolución.

ARTÍCULO 5º: Disponer que cualquier situación no contemplada en la presente metodología, deberá ser consultada al E.P.R.E.

ARTÍCULO 6º: Disponer que la presente será de aplicación para todas LAS DISTRIBUIDORAS.

ARTÍCULO 7º: Registrar, notificar y publicar en el boletín oficial y archivar.

ANEXO I : METODOLOGÍA PARA LA CONTRIBUCIÓN DE CLIENTELA POR EXTENSIONES

A – Condiciones generales de aplicación del método

1. Cuando el usuario que solicita una conexión se encuentra a una distancia inferior o igual a quinientos metros de los extremos de línea del nivel de tensión correspondiente  a su suministro, LA DISTRIBUIDORA deberá realizar, a su cargo,  la extensión.

Cuando LA DISTRIBUIDORA demostrara que el nuevo suministro solicitado representa una demanda claramente superior al crecimiento vegetativo de la zona, y que ante la imposibilidad técnica de abastecer desde la red existente de la tensión correspondiente al nivel de tensión del suministro es necesario efectuar una extensión de red de nivel superior y/o la instalación de un centro de transformación, podrá requerir del usuario un aporte financiero, que para este caso se establecerá como el costo total de la obra mínima para atender el suministro, menos el costo de quinientos metros de la red estándar de la tensión de suministro.

2. Cuando el usuario que solicita una conexión se encuentra a una distancia superior a quinientos metros de los extremos de línea de la tensión correspondiente  a su suministro, LA DISTRIBUIDORA  estará autorizada a requerir a aquel un aporte financiero para cubrir los costos de inversión de las instalaciones necesarias mas allá de los quinientos metros. El aporte se establecerá como la diferencia entre el “Costo total de la obra (COTO)” y el “Costo no sujeto a aporte (CONSA)”. El costo total de la obra sujeta a aporte se establecerá como el costo total de la obra mínima para atender el suministro y se le deducirá, el costo de quinientos metros de la red estándar de la tensión de suministro (COSA).

3. Para suministros en BT, la red estándar mencionada en los párrafos anteriores, se define como la línea aérea con conductores aislados 2 x 35 mm2  ó 4 x 35 mm2 de sección, ya sea para un suministro monofásico ó trifásico respectivamente.

4. En todos los casos en que procediera solicitar un aporte financiero, y así ocurriere, el usuario tendrá el derecho a recibir reintegros con la modalidad y en los plazos que se incluyen en el Anexo II: CRITERIOS DE REEMBOLSO.

5. Cuando a solicitud del usuario el desarrollo de la obra se encareciere por ejecutarse tendidos de características no estandar, el mayor costo será absorbido por el peticionante . Este mayor costo no dará lugar a reintegro alguno.

6. Los aportes a que se hace referencia precedentemente son independientes del cargo de conexión que correspondiere abonar al usuario según el contrato de concesión , los que no darán lugar a reembolso alguno.

7. Semestralmente LA DISTRIBUIDORA comunicará al EPRE los montos reintegrados a los clientes.

8. Adicionalmente con  cada presentación tarifaria LA DISTRIBUIDORA comunicará al EPRE los recálculos a que diere lugar el ajuste en cuestión.

B – Cálculo de la contribución a solicitar

1. A los efectos del cálculo de la contribución a solicitarle al cliente, en todos los casos se debe presupuestar la obra de costo mínimo que satisfaga las necesidades del suministro respetando las normas técnicas de LA DISTRIBUIDORA y cumpliendo con los requisitos de Calidad de Servicio del Contrato de Concesión.
Es decir, no se tomarán en cuenta obras necesarias para mejorar la calidad del servicio a clientes con problemas previos a la solicitud en análisis ni obras previstas para el futuro crecimiento vegetativo de la demanda.

2. Las extensiones de red que LA DISTRIBUIDORA está obligada a realizar, son aquellas instaladas en calles y caminos públicos. Las obras  dentro de la propiedad privada, son en todos los casos por cuenta del solicitante y no tienen derecho a reintegro (COSIR). En zona urbana, esto se debe tener en cuenta en edificios de departamentos. En el caso de zonas rurales, esto implica que la línea dentro de campos debe ser pagada por el solicitante, quién, si así lo desea podrá construirla por su cuenta con las normas técnicas de LA DISTRIBUIDORA, o abonar para que la ejecute LA DISTRIBUIDORA. En cualquiera de los dos casos, la transformación y medición podrá instalarse donde el cliente lo solicite.

3. El presupuesto deberá ser calculado a partir de la lista de precios que establezca LA DISTRIBUIDORA, y se encuentre aprobada por el EPRE.

4. Si el cliente solicitara un tipo de instalación mas costosa que la que LA DISTRIBUIDORA ejecuta según sus normas, el sobrecosto deberá ser abonado por el cliente, sin devolución, siempre que la solicitud del cliente sea técnicamente aceptable, y no origine futuros gastos de explotación mayores e innecesarios a LA DISTRIBUIDORA .

5. El costo de conexión, definido en el Régimen Tarifario, no entra en consideración en estos cálculos y deberá ser abonado por el cliente de acuerdo al cuadro tarifario.

C – Información a remitir al EPRE

Antes del día 15  de cada mes LA DISTRIBUIDORA comunicará al EPRE el estado actualizado de los aportes convenidos con los clientes hasta el último día del mes anterior, debiendo contener como mínimo:
Datos completos del suministro solicitado (fecha de ingreso, área, localidad, usuario, demanda, tensión, tarifa).
Descripción de la obra en cómputos físicos: extensión total de la red MT y BT, con indicación de subterránea y aérea y condición de nuevo o refuerzo.
Transformación con indicación de tensión primaria, secundaria y potencia instalada.
Costo total de la obra (COTO)
Costo no sujeto a aporte (CONSA) –
Costo sujeto a aporte (COSA)
Costo que el cliente abonará sin reintegro por alguna de las razones mencionadas anteriormente(COSIR).

ANEXO II : CRITERIOS DE REEMBOLSO

A – Alcance

Se expone la norma de condiciones de reintegrabilidad de la contribución que abonan los clientes cuando la atención del suministro requieren alguna contribución del peticionante. La misma se refiere a las contribuciones requeridas y no se incluye el monto abonado en concepto de cargo de conexión, el que se cobrará adicionalmente según el Reglamento y Cuadro Tarifario.

B – Criterios generales

En principio toda contribución esta sujeta a  reintegrabilidad en la medida en que los consumos de kWh para la Tarifa 1, la potencia contratada para la Tarifa 2 y las demandas contratadas en punta y fuera de punta para la Tarifa 3 alcancen niveles que posibiliten el reintegro.

Solo se exceptúa de la eventual reembolsabilidad la parte de la obra destinada a:

Ejecutar instalaciones en el predio del cliente, como es frecuente en los suministros rurales ó por algún otro requerimiento del cliente.
Sí puede ser  reintegrable en cambio, la parte de la obra ejecutada en el predio del clientes cuando ello se motiva en cesión de espacio por parte del cliente, en general grandes consumos..

El sobrecosto en las instalaciones motivado por el cliente.

El reembolso se genera cuando el consumo alcanza niveles donde el margen de distribución supera los costos reales del servicio.

C – Descripción del método

Introducción
El margen para LA DISTRIBUIDORA con el cual debe atender los costos de las inversiones, la operación y mantenimiento y la gestión de la empresa aparece según las tarifas en los siguientes ítems:

Tarifas 1 residencial, general y residencial rural.
*     En el cargo fijo: los costos comerciales.
*     En el cargo variable: los costos de VAD en principio de potencia y convertidos en $/kWh.

Tarifa 2 medianas demandas
*     En el cargo fijo: los costos comerciales y parte de los costos de VAD en potencia.
*     En el cargo variable: el resto de los costos de VAD en principio de potencia y convertidos en $/kWh.

Tarifa 3
*     En el costo de cuota fija: los costos comerciales.
*     En la potencia contratada en punta el único VAD de punta, y en la potencia contratada fuera de punta el único VAD fuera de punta
Notas:
1. Tanto el precio de la potencia adquirida como los de energía no generan margen para LA DISTRIBUIDORA, y solo transfieren los costos de compra  mas las pérdidas.
2. Los precios mensuales de potencia contratada de punta y fuera de punta son la doceava parte del VAD anual.

La cadena de VAD y Tarifas de las distintas etapas en las que se presta el suministro

El VAD, o Valor Agregado de Distribución, representa la diferencia entre ingresos y egresos por compra de energía de LA DISTRIBUIDORA, que en los Procedimientos para la Determinación del figura como costo propio  de distribución.

Exceptuando los costos comerciales el resto del VAD en cada etapa es el valor del VAD de la etapa aguas arriba multiplicado por la relación entre el factor de pérdidas de la etapa en cuestión referido al factor de pérdidas de la etapa aguas arriba.

Así por ejemplo el VAD para el calculo tarifario de la venta en 33 KV es:
*     VAD en 132 KV, multiplicado por el factor de pérdidas en 33 kV / factor de pérdidas en 132 kV en tanto el VAD hasta 13,2 KV es:
*     VAD tarifario en 33 KV, multiplicado por el factor de pérdidas en 13,2 kV / factor de pérdidas en 33 kV

Establecimiento de las condiciones de reembolso para clientes Tarifa 1: residencial, rural y general

Las tres tarifas tienen la misma configuración por lo que la metodología es la misma.

La factura con la tarifa del cuadro comprende los cargos fijos y variable (estos en tres tramos de consumo), y el total mensual antes de impuestos es función de los kWh consumidos.

Por otra parte el costo real de la prestación del servicio para cada caso en particular depende de la suma de los siguientes factores:
*     Costo comercial.
*     Costo por kWh de salida de la etapa de 13,2KV, que es el VAD hasta la etapa de 13,2 KV multiplicado por la relación de pérdidas en BT referidos a MT.
*     Costo real del caso particular en BT que incluye:

El costo de operación y mantenimiento y la creación de la dotación para amortizaciones de la parte sujeta a aportes. Este último cargo con mas la capitalización acumulativa de intereses permitirá crear un fondo con el que LA DISTRIBUIDORA habrá de renovar dichas instalaciones al fin de su vida útil. Se establece una tasa anual del 8 %.

Cuando en el costo de obra no se carga la transformación MT/BT también se adiciona el valor de éste, obtenido del tarifario de VAD en BT multiplicado por un factor,  ya que dicho VAD incluye la parte de líneas. Como no se conoce la proporción para LA DISTRIBUIDORA se aplica transitoriamente el valor que surge de otros antecedentes de estudios desarrollados en nuestro país en instalaciones similares. Por esta razón es muy importante consignar “si” ó “no” según haya habido ó no obra en transformación incluida en el costo total independientemente de que el primero formare parte del costo sujeto a aporte ó no sujeto a aporte.

Por otra parte el valor factura a precios del cuadro tarifario es variable con el consumo con un valor para consumo cero insignificante con respecto a los valores del costo de la etapa de BT. Así es que se establece un valor de consumo “consumo de corte” donde el valor real se iguala al producido tarifario, y esto da lugar a dos circunstancias muy diferentes.
*     Cuando el consumo real es menor que el de corte, no se cubren los costos y LA DISTRIBUIDORA presta el servicio a pérdida y el cliente no recibe reembolso.
*    Cuando el consumo real supera el nivel de corte  la aplicación del cuadro tarifario daría lugar a un excedente sobre el costo real, en ese caso se aplica a partir de ese nivel de consumo una tarifa menor que la del cuadro. La tarifa que se aplica es solo la marginal que cubre los mayores costos que origina el crecimiento del consumo.

Operación del reembolso

El reembolso opera aplicando la tarifa menor “tarifa de reembolso” para los consumos por encima del “valor de corte” y se establecen los “kWh de reembolso”, este es el cociente entre el monto sujeto a reembolsabilidad por un lado y la diferencia entre las tarifas de cuadro y de reembolso por otra parte. Está sujeto a reembolsabilidad el aporte del cliente menos la parte “no sujeta a reembolsabilidad” según  se explicara anteriormente.

De esta forma pueden acaecer dos situaciones.
*     Que el cliente acumule por encima del nivel de corte tantos kWh como los que se establecieron como “kWh de reembolso”, antes de cumplirse el lapso máximo de reembolso (60 meses), por lo que el reembolso total operará antes de alcanzado el “lapso de reembolso”, a partir del cual se aplicará la tarifa normal, ó
*     Que el cliente no alcanzare durante el “lapso de reembolso” el volumen de los “kWh de reembolso”, vencido aquel periodo se le aplica a todos sus consumos el cuadro tarifario.

Para ello quedará consignado en el sistema de facturación el valor de “kWh” de corte de cada cliente que será inamovible e independiente de las variaciones tarifarias.

Por otra parte la “tarifa de reembolso” será común para todos los clientes del encuadramiento y estará sujeta a las alteraciones que se operen en el sistema de cálculo de tarifas, ya sea por las variaciones estacionales en la compra de energía como en las variaciones del VAD originadas en el sistema indexatorio correspondiente.

Establecimiento de las condiciones de reembolso para clientes Tarifa 2 medianas demandas

Se limita a consignar las diferencias respecto del sistema de reembolsos de Tarifa 1.

El VAD se incluye parte en Potencia contratada y parte en energía. Para simplificar la operatoria y tener un solo parámetro de corte el ultimo término se convierte en su equivalente a VAD de potencia.
De esta forma y según el costo de las obras, el aporte y la parte no sujeta a reembolsabilidad, cada caso en particular dará lugar a una demanda de corte y a un volumen de kW-mes de reembolso.

Existirá para la tarifa un precio reducido de kW-mes para operar el reembolso que tendrá un tratamiento similar a su homólogo en el caso descripto anteriormente.

La operatoria durante el “lapso de reembolsabilidad” será similar al de la Tarifa 1. Si se mantiene el valor de Potencia Contratada puede preverse el período de reembolso.

Para el caso en que “lapso de reembolsabilidad” no superare los 12 meses, a que el cliente se obliga abonar la Demanda máxima, no se cobrará aporte, ya que la devolución del mismo queda asegurada por el contrato, simplificándose la operatoria.

Establecimiento de las condiciones de reembolso para clientes Tarifa 3 grandes demandas.

Para los clientes y distribuidores tanto en MT como en BT el sistema es análogo.

En esta tarifa todo el margen por VAD se concentra en las capacidades de suministro de punta y fuera de punta.

Por otra parte el costo real de la prestación del servicio para cada caso en particular depende de la suma de los siguientes factores:
*     Costo comercial. No se lo incluye en la operatoria bajo análisis por cuanto se abona como cargo fijo, y no se lo computa para establecer el costo real.
*     Costo por kW-mes de punta y fuera de punta de salida de la etapa correspondiente, que es el VAD  como se vió de la etapa aguas arriba multiplicado por la relación entre el factor de pérdidas de la etapa en cuestión referido al factor de pérdidas de la etapa aguas arriba.
*     Costo real del caso particular en BT e incluye:
*     El costo de operación y mantenimiento y de capital (Rentabilidad mas amortizaciones) de la parte no sujeta aportes.
*   El costo de operación y mantenimiento y la constitución del fondo de renovación de la parte sujeta a aportes. El último concepto se debe a que LA DISTRIBUIDORA habrá de renovar las instalaciones por su cuenta, aunque ahora las pagare el cliente, una vez concluido el periodo de vida útil.

Se establecen los kW de punta y fuera de punta de corte, correspondientes a los valores contratados de dichas potencias. Estos valores indican las condiciones de carga a partir de las cuales la suma de la facturación de ambas demandas generaría ingresos superiores a los costos . A partir de tal nivel corresponderá reembolso el que se operara aplicando un precio para dichas potencias inferior al del tarifario y que solo cubre los costos marginales de un servicio con demandas superiores a las de corte.

La operatoria durante el “lapso de reembolsabilidad” será similar al de la Tarifa 1. Si se mantienen los valores de Potencia Contratada puede preverse el tiempo de reembolso.

Para el caso en que “lapso de reembolsabilidad” no superare los 12 meses, a los que el cliente se obliga abonar las demanda contratadas en horas de punta y fuera de punta, no se cobrará aporte, ya que la devolución del mismo queda asegurada por el contrato, simplificándose la operatoria.

ANEXO III: DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL CÁLCULO DE LOS REINTEGROS

Las variables que componen las fórmulas y que no están explicitadas, corresponden a definiciones existentes que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario del Contrato de Concesión.

Todos los precios de este capitulo se recalcularán simultáneamente con el cuadro tarifario de LA DISTRIBUIDORA y regirán en la forma y fechas en que corresponda a aquel.

A – Cálculo de los precios de los parámetros tarifarios bonificados para reintegro de aportes

Los precios de los parámetros bonificados representan los valores donde el costo real de la prestación iguala al producido tarifario, ya mencionado en la descripción del método (condiciones de reembolso).

Cargo variable bonificado por energía T1-R

CVR3bon=(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*FPEABT+(Ppm * FPPABT + CDFGM* FPPABT/ FPPAMT)/HsT1Res

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los cinco años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte
Yp, Yr, Yv, FPPABT, FPEABT : son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
CDFGM: costo propio de distribución de la T3 VI-MT, expresado en U$S/kW-mes
FPPAMT: Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión T3 VI-MT
HsT1Res= 350 h

Cargo variable bonificado por energía Tarifa T1-Rur

CVRR3bon=(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)* FPEABTR +( Ppm * FPPABTR + CDFGM* FPPABT/ FPPAMT)/HsT1RR

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los  cinco años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte
Yp, Yr, Yv, FPPABTR, FPEABTR : son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial rural.
CDFGM: costo propio de distribución de la T3 VI-MT, expresado en U$S/kW-mes
FPPAMT: Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión T3 VI-MT
HsT1RR= 350 h

Cargo variable bonificado por energía T1-G

CVG3bon=(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*FPEABT+(Ppm* FPPABT + CDFGM* FPPABT/ FPPAMT)/HsT1Gen

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los cinco  años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte.
Yp, Yr, Yv, FPPABT, FPEABT : son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario T1-G.
CDFGM: costo propio de distribución de la T3  VI-MT, expresado en U$S/kW-mes
FPPAMT: Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión T3 VI-MT
HsT1Gen.=  350 h

MEDIANAS DEMANDAS T2

Cargo fijo mensual bonificado por capacidad de suministro contratada.

CDFMDbon = CFMD + CDFGM* FPPABT/ FPPAMT – CDFGB

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a los consumos que superen los kWbase hasta alcanzar los kWmax.bon. dentro de los cinco  años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte
CFMD, FPPABT: son los factores que figuran en que figuran en losProcedimientos para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 2 medianas demandas.
CDFGM: costo propio de distribución de la T3 VI-MT, expresado en U$S/kW-mes
FPPAMT: Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión T3 VI-MT
CDFGB: Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas de punta (T3 VI-BT), expresado en U$S/kW-mes.

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN BAJA TENSIÓN T3 VI-BT

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.

CFPGVIBbon = ( CDFGM* FPPABT/ FPPAMT) * FAHP

FPPABT, FAHP son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-BT-
CDFGM costo propio de distribución de la T3 VI-MT, expresado en U$S/kW-mes
FPPAMT Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión T3 VI-MT

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWPbase hasta alcanzar los kWPmax.bon. dentro de los cinco   años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.

CFFGVIBbon = ( CDFGM* FPPABT/ FPPAMT) * FAHFP

FPPABT, FAHFP son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-BT
CDFGM costo propio de distribución de la T3 VI-MT, expresado en U$S/kW-mes
FPPAMT Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión T3 VI-MT

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWFbase hasta alcanzar los kWFmax.bon. dentro de los cinco años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN MEDIA TENSIÓN T3 VIMT
Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.

CFPGVIMbon = (CDFGA *FPPAMT/ FPPAAT) * FAHP

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWPbase hasta alcanzar los kWPmax.bon. dentro de los cinco años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte
FPPAMT, FAHP son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-MT-
CDFGA: costo propio de distribución de la T3 VI-AT, expresado en U$S/kW-mes.
FPPAAT: Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de alta tensión

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.

CFFGVIMbon = (CDFGA *FPPAMT/ FPPAAT) * FAHFP
FPPAMT, FAHP son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-MT-
CDFGA: costo propio de distribución de la T3 VI-AT, expresado en U$S/kW-mes.
FPPAAT: Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de alta tensión
La tarifa precedente se aplicará mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWFbase hasta alcanzar los kWFmax.bon. dentro de los cinco años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte

ALUMBRADO PUBLICO T4-AP

CVAbon=Ppm*FPPABT*KMA+(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*FPEABT + KMA *CDFGM* FPPABT/ FPPAMT

La tarifa precedente se aplicará mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los cinco años de iniciado el suministro ó el aumento de carga, que dio lugar al aporte
Ppm,FPPABT,KMA,Yp,Yr,Yv,KMA, FPEABT son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 4 alumbrado publico, CDFGM costo propio de distribución de la T3 VI-MT, expresado en U$S/kW-mes FPPAMT Factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión T3 VI-MT.

B – Cálculo de los consumos límites mensuales por encima de los que corresponden los reintegros

Los consumos límites establecidos con la mecánica de este capítulo se calcularán para cada caso en el momento de suscribir el contrato de obra y aporte y se mantendrán constantes para el mismo durante todo el periodo de reembolso.

T1-R

kWh base = (CMaño/12- Ppm * FPPABT* K1R +100*(CVR3-CVR1)+100*(CVR3-CVR2))/(CVR3-CVR3bon)

CMaño = 0.0819  * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformación MT/BT
CMaño =0.0819 * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT/BT; cuando en el costo de la obra no  se incluyo transformación MT/BT
Ppm, FPPABT,K1R, CVR1, CVR2, CVR1: son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
CVR3bon Según se calculó anteriormente
COSA : Costo sujeto a aporte
CONSA : Costo no sujeto a aporte
CDFGM, FPPAMT definidos  anteriormente
Pot max : Potencia máxima solicitada
FcTMT/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT/BT urbanos : 0,45
FTr : Factor que considera la relación entre costos de Transformación (MT/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformación (MT/BT no rurales) + Líneas BT).  Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con información necesaria para su recálculo, dentro de los 90 días. La eventual alteración de dicho valor no tendrá aplicación retroactiva.

T1-Rur

kWhbase=(CMaño/12-Ppm*FPPABTR*K1Rr+150*(CVRR3-CVRR1)+150*(CVRR3
-CVRR2))/(CVRR3-CVRR3bon)

CMaño =0.0819 * COSA
Ppm, FPPABT,K1Rr, CVRr1, CVRr2, CVRr1: son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial rural.
CVRR 3bon Según se calculó anteriormente
COSA : Costo sujeto a aporte
Ppm, FPPABTR, K1Rr, CVRR1, CVRR2, CVRR1: son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
CVRR3bon Según se calculó anteriormente

T1-G

kWhbase=(CMaño/12-Ppm*FPPABT*K1G+125*(CVR3-CVR1)+225*(CVR3-CVR2))/(CVG3
-CVG3bon)

CMaño = 0.0819  * COSA + 0,195*CONSA  ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformación MT/BT
CMaño = 0.0819  * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT/BT; cuando en el costo de la obra no  se incluyó transformación MT/BT
Ppm, FPPABT,K1G, CVG1, CVG2, CVG1: son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
CVG3bon Según se calculo anteriormente
COSA : Costo sujeto a aporte
CONSA : Costo no sujeto a aporte
CDFGM, FPPAMT definidos  anteriormente
Pot max : Potencia máxima solicitada
FcTMT/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT/BT urbanos : 0,45
FTr : Factor que considera la relación entre costos de Transformación (MT/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformación (MT/BT no rurales) + Líneas BT).  Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con información necesaria para su recálculo, dentro de los 90 días. La eventual alteración de dicho valor no tendrá aplicación retroactiva.

Tarifa 2

kW-mes demanda base (kW.base) = (CMaño/12) / (CFMD-CDFMDbon)

CMaño =0.0819   * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyó transformación MT/BT
CMaño = 0.0819  * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT/BT; cuando en el costo de la obra no  se incluyó transformación MT/BT
CDFMD FPPABT son los  parámetros tarifarios que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 2 medianas demandas
CDFMDbon  Según se calculo anteriormente
COSA : Costo sujeto a aporte
CONSA : Costo no sujeto a aporte
CDFGM, FPPAMT definidos  anteriormente
Pot max : Potencia máxima solicitada
FcTMT/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT/BT urbanos  0,45
FTr : Factor que considera la relación entre costos de Transformación (MT/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformación (MT/BT no rurales) + Líneas BT).  Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con información necesaria para su recálculo, dentro de los 90 días. La eventual alteración de dicho valor no tendrá aplicación retroactiva.

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN BAJA TENSIÓN T3 VI-BT

kW-mes  demanda  contratada en punta de base  (kW.p.base) =(CMaño/12)/(CFPGVI-CFPGVIBbon+((CFFGVIB-CFFGVIBbon)* kWcF /kWcP))

kW-mes  demanda  contratada fuera de punta de base  (kW.f.base) = (CMaño/12) /( CFFGVIB
-CFFGVIBbon +((CFPGVIB-CFPGVIbon) *kWcP /kWcF))

CMaño =0.0819  * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyó transformación MT/BT
CMaño =0.0819  * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT/BT; cuando en el costo de la obra no  se incluyó transformación MT/BT.
El factor 0.0819 corresponde a la suma de 0,019 en concepto de constitución del fondo de renovación y 0,06 como costo de operación y mantenimiento. Este último es un valor provisorio hasta tanto se establezca el valor definitivo a correspondiente  a que el costo de operación y mantenimiento anual una gestión eficiente vinculado con el valor de las instalaciones correspondientes.
CFPGVIB, CFFGVIB, FPPABT son los  parámetros tarifarios que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas BT
CFPGVIBbon, CFFGVIBbon Según se calculó anteriormente
COSA : Costo sujeto a aporte
CONSA : Costo no sujeto a aporte
FPPAMT definidos  anteriormente
kWcP Potencia contratada en punta
kWcF Potencia contratada fuera de punta
Pot max : Máximo valor entre kWcP y kWcF
FcTMT/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT/BT urbanos : 0,45
FTr : Factor que considera la relación entre costos de Transformación (MT/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformación (MT/BT no rurales) + Líneas BT).  Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con información necesaria para su recálculo, dentro de los 90 días. La eventual alteración de dicho valor no tendrá aplicación retroactiva.

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN MEDIA TENSIÓN T3 VI-MT

kW-mes  demanda  contratada en punta de base  (kW p.base) = (CMaño/12) /( CFPGVI
-CFPGVIMbon+((CFFVIM-CFFVIMbon)* kWcF /kWcP))

kW-mes  demanda  contratada fuera de punta de base  (kW.f.base) = (CMaño/12) /( CFFGVIM
-CFFGVIMbon+((CFPVIM-CFPVIMbon) * kWcP /kWcF))

CMaño =0.0819  * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformación 33KV / 13,2 KV.
CMaño =0.0819  * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPAMT/ FPPAAT) * Pot max * FcTAT/MT; cuando en el costo de la obra no  se incluyó transformación 33KV / 13,2 KV.
CFPGVIM, CFFVIM FPPAMT son los  parámetros tarifarios que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas BT
CFPGVIMbon, CFFGVIMbon Según se calculó anteriormente
COSA : Costo sujeto a aporte
CONSA : Costo no sujeto a aporte
FPPAAT definidos  anteriormente
kWcP Potencia contratada en punta
kWcF Potencia contratada fuera de punta
Pot max : Máximo valor entre kWcP y kWcF
FcTAT/MT: Factor de carga medio de los transformadores AT/MT urbanos  0,55
FTr : Factor que considera la relación entre costos de Transformación (MT/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformación (MT/BT no rurales) + Líneas BT).  Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con información necesaria para su recálculo, dentro de los 90 días. La eventual alteración de dicho valor no tendrá aplicación retroactiva.

ALUMBRADO PÚBLICO T4

kWh base = (CMaño/12)/(CVA-CVAbon)

CMaño =0.0819 * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformación MT/BT
CMaño = 0.0819  * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT/BT; cuando en el costo de la obra no  se incluyo transformación MT/BT
Ppm, FPPABT, CVA: son los factores que figuran en los Procedimientos  para la Determinación del Cuadro Tarifario Tarifa 4 alumbrado público.
CVAbon Según se calculó anteriormente
COSA : Costo sujeto a aporte
CONSA : Costo no sujeto a aporte
CDFGM, FPPAMT definidos  anteriormente
Pot max : Potencia máxima solicitada
FcTMT/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT/BT urbanos , 0,45
FTr : Factor que considera la relación entre costos de Transformación (MT/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformación (MT/BT no rurales) + Líneas BT).  Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con información necesaria para su recálculo, dentro de los 90 días. La eventual alteración de dicho valor no tendrá aplicación retroactiva.

C – Cálculo de los límites de los parámetros a bonificar en los reintegros

Energía a bonificar en  T1-R

kWhmax.bon.R = COSER/(CV3-CV3Rbon)

COSER Costo sujeto a eventual reintegro
Fijado el kWhmax.bonR: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
Si en cinco años no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelará el proceso de reintegro.

Energía a bonificar en  T1-Rur

kWhmax.bon.RR= COSER/(CV3-CV3Rbon)

Fijado el kWhmax.bonR: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
Si en cinco años no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelará el proceso de reintegro.

Energía a bonificar en  T1-G
Si en cinco años no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelará el proceso de reintegro.

kWhmax.bon.G = COSER/(CV3-CV3Rbon)

Fijado el kWhmax.bonR: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
Si en cinco años no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelará el proceso de reintegro.

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada de T2

kWmax.bon.MD = COSER/( CDFMD – CDFMDbon )

Fijado el kWmax.bon.MD: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
Si en cinco años no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelará el proceso de reintegro.
Si al suscribir el contrato de potencia  se verificare que el reintegro operará en no mas de 12 meses, no se cobrará el aporte, por cuanto la distribuidora queda asegurada de recuperar el costo marginal particular.

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN BAJA TENSIÓN T3 VI-BT
Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas de punta T3 -BT

kWp.max.bon = COSER / (( CFPGVIB- CFPGVIBbon )+ ( CFFGVIB- CFFGVIBbon )
*( kWfC*(1-kWPbase /kWpC)/ (kWpC-kWpbase)))

kWpC: potencia contratada en horario de punta

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas fuera de punta T3 -BT

kWf.max.bon = COSER / (( CFFGVIB- CFFGVIBbon )+  ( CFPGVIB- CFPGVIBbon )
*( kWpC*(1-kWFbase /kWfC)/ (kWfC-kWfbase) ))

kWfC: potencia contratada en horario fuera de punta
Fijados los kWp.max.bon  y kWf.max.bon  para cada caso particular  no  se alteran por efecto de los cambios tarifarios.

En cambio si antes de los cinco años se alcanzare uno solo de los dos máximos se ajustarán los valores de kWp.max.bon  y kWf.max.bon de modo que el cliente alcance el mayor reintegro posible . El proceso de cálculo está desarrollado para que los dos máximos se alcancen simultáneamente , sobre la base de mantener constante la relación kWpC / kWfC durante todo el proceso de reintegro. La alteración de esta relación dará lugar al ajuste indicado.
Si en cinco años no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelará el proceso de reintegro.

Si al suscribir el contrato de potencia  se verificare que el reintegro operará en no mas de 12 meses , no se cobrará el aporte, por cuanto la distribuidora queda asegurada de recuperar el costo marginal particular.

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN MEDIA TENSIÓN T3 VI-MT

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas de punta T3 -VI MT

kWp.max.bon = COSER / (( CFPGVIM- CFPGVIMbon)+ ( CFFGVIM- CFFGVIMbon )
*( kWfC*(1-kWPbase /kWpC)/(kWpC-kWpbase)))

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas fuera de punta T3 -VI MT

kWf.max.bon = COSER / (( CFFGVIM- CFFGVIMbon )+  ( CFPGVIM- CFPGVIMbon ) *( kWpC
*(1-kWFbase /kWfC)/ (kWfC-kWfbase)))

Fijados los kWp.max.bon  y kWf.max.bon  para cada caso particular  no  se alteran por efecto de los cambios tarifarios.

En cambio si antes de los cinco años se alcanzare uno solo de los dos máximos se ajustarán los valores de kWp.max.bon  y kWf.max.bon de modo que el cliente alcance el mayor reintegro posible . El proceso de cálculo está desarrollado para que los dos máximos se alcancen simultáneamente , sobre la base de mantener constante la relación kWpC / kWfC durante todo el proceso de reintegro. La alteración de esta relación dará lugar al ajuste indicado.
Si en cinco años no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelará el proceso de reintegro.

Si al suscribir el contrato de potencia  se verificare que el reintegro operará en no mas de 12 meses, no se cobrará el aporte, por cuanto la distribuidora queda asegurada de recuperar el costo marginal particular.

Energía a bonificar en  T4 Alumbrado público.

kWhmax.bon.AP = COSER/(CVAP-CVAPbon)
ANEXO IV: VALORES TARIFARIOS INICIALES PARA EL CÁLCULO DE LOS REINTEGROS
En función de la actualización trimestral del Cuadro Tarifario correspondiente a Agosto-Octubre de 1997 aprobado por Resolución Nº 183/97 del  EPRE, surgen los siguientes valores:

Cargo variable bonificado por energía T1-R.
CVR3bon= 0,0533 $ /kWh-mes

Cargo variable bonificado por energía T1-Rur
CVRR3bon=0,0541 $ /kWh-mes

Cargo variable bonificado por energía T1-G
CVG3bon =0,0515 $ /kWh-mes

Cargo fijo mensual bonificado por capacidad de suministro contratada en T2
CDFMDbon = 2,80 $ /kW-mes

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN BAJA TENSIÓN T3 VI-BT
Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.
CFPGVIBbon = 3,41 $ /kW-mes

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.
CFFGVIBbon = 2,79 $ /kW-mes

GRANDES DEMANDAS – VINCULACIÓN INFERIOR EN MEDIA TENSIÓN T3 VIMT
Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.
CFPGVIMbon = 1,42 $ /kW-mes

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.
CFFGVIMbon = 1,16 $ /kW-mes

ALUMBRADO PUBLICO T4
CVAbon = 0,0575 $ /kWh-mes

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