{"id":699,"date":"1997-09-01T17:20:57","date_gmt":"1997-09-01T17:20:57","guid":{"rendered":"http:\/\/epre.gov.ar\/web\/?p=699"},"modified":"2018-08-28T15:04:24","modified_gmt":"2018-08-28T15:04:24","slug":"resolucion-no-210","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/resolucion-no-210\/","title":{"rendered":"Resoluci\u00f3n N\u00ba 210\/97"},"content":{"rendered":"

PARAN\u00c1, 01 de Septiembre de 1997<\/strong><\/p>\n

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

La necesidad de reglamentar la modalidad de reembolso de los aportes financieros requeridos a los solicitantes del servicio el\u00e9ctrico, en los casos que fuera necesario,<\/p>\n


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

Que el R\u00e9gimen de Suministro contenido en el Contrato de Concesi\u00f3n, en su punto \u201cINCORPORACI\u00d3N DE NUEVOS USUARIOS Y AUMENTO DE LA CAPACIDAD DE SUMINISTRO\u201d autoriza a requerir aporte financiero reembolsable a los solicitantes cuando la extensi\u00f3n de las instalaciones supere los quinientos (500) metros de la red de la tensi\u00f3n que corresponda,<\/p>\n

Que R\u00e9gimen Tarifario prev\u00e9 la presentaci\u00f3n por parte de LA DISTRIBUIDORA de la modalidad prevista para el reembolso ante el EPRE<\/p>\n

Que la presentaci\u00f3n 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 distribuci\u00f3n de cada tarifa,<\/p>\n

Que se han tenido en cuenta los aportes efectuados por el Consejo Regional de FACE<\/p>\n

Que el ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ENERG\u00cdA est\u00e1 facultado para el dictado del presente acto en virtud de lo dispuesto por el art\u00edculo 48 inc. a.2) de la Ley Provincial N\u00ba 8916.<\/p>\n

Que por Decreto N\u00ba 1127\/96 se ha dispuesto la Intervenci\u00f3n del Ente, por lo que en uso de esas facultades<\/p>\n

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

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

ART\u00cdCULO 1\u00ba:\u00a0<\/strong>Aprobar la \u201cMETODOLOG\u00cdA PARA LA CONTRIBUCI\u00d3N DE CLIENTELA POR EXTENSIONES\u201d que como ANEXO I acompa\u00f1a la presente Resoluci\u00f3n.<\/p>\n

ART\u00cdCULO 2\u00ba:<\/strong> Aprobar los \u201cCRITERIOS DE REEMBOLSO\u201d que como ANEXO II acompa\u00f1a la presente Resoluci\u00f3n.<\/p>\n

ART\u00cdCULO 3\u00ba:<\/strong> Aprobar la \u201cDETERMINACI\u00d3N DE LOS PAR\u00c1METROS QUE INTERVIENEN EN EL C\u00c1LCULO DE LOS REINTEGROS\u201d que como ANEXO III acompa\u00f1a la presente Resoluci\u00f3n.<\/p>\n

ART\u00cdCULO 4\u00ba:<\/strong> Aprobar los \u201cVALORES TARIFARIOS INICIALES PARA EL C\u00c1LCULO DE LOS REINTEGROS\u201d que como ANEXO IV acompa\u00f1a la presente Resoluci\u00f3n.<\/p>\n

ART\u00cdCULO 5\u00ba:<\/strong> Disponer que cualquier situaci\u00f3n no contemplada en la presente metodolog\u00eda, deber\u00e1 ser consultada al E.P.R.E.<\/p>\n

ART\u00cdCULO 6\u00ba:<\/strong> Disponer que la presente ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n para todas LAS DISTRIBUIDORAS.<\/p>\n

ART\u00cdCULO 7\u00ba:<\/strong> Registrar, notificar y publicar en el bolet\u00edn oficial y archivar.<\/p>\n

ANEXO I : METODOLOG\u00cdA PARA LA CONTRIBUCI\u00d3N DE CLIENTELA POR EXTENSIONES<\/strong><\/p>\n

A – Condiciones generales de aplicaci\u00f3n del m\u00e9todo<\/strong><\/p>\n

1. Cuando el usuario que solicita una conexi\u00f3n se encuentra a una distancia inferior o igual a quinientos metros de los extremos de l\u00ednea del nivel de tensi\u00f3n correspondiente\u00a0 a su suministro, LA DISTRIBUIDORA deber\u00e1 realizar, a su cargo,\u00a0 la extensi\u00f3n.<\/p>\n

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 t\u00e9cnica de abastecer desde la red existente de la tensi\u00f3n correspondiente al nivel de tensi\u00f3n del suministro es necesario efectuar una extensi\u00f3n de red de nivel superior y\/o la instalaci\u00f3n de un centro de transformaci\u00f3n, podr\u00e1 requerir del usuario un aporte financiero, que para este caso se establecer\u00e1 como el costo total de la obra m\u00ednima para atender el suministro, menos el costo de quinientos metros de la red est\u00e1ndar de la tensi\u00f3n de suministro.<\/p>\n

2. Cuando el usuario que solicita una conexi\u00f3n se encuentra a una distancia superior a quinientos metros de los extremos de l\u00ednea de la tensi\u00f3n correspondiente\u00a0 a su suministro, LA DISTRIBUIDORA\u00a0 estar\u00e1 autorizada a requerir a aquel un aporte financiero para cubrir los costos de inversi\u00f3n de las instalaciones necesarias mas all\u00e1 de los quinientos metros. El aporte se establecer\u00e1 como la diferencia entre el \u201cCosto total de la obra (COTO)\u201d y el \u201cCosto no sujeto a aporte (CONSA)\u201d. El costo total de la obra sujeta a aporte se establecer\u00e1 como el costo total de la obra m\u00ednima para atender el suministro y se le deducir\u00e1, el costo de quinientos metros de la red est\u00e1ndar de la tensi\u00f3n de suministro (COSA).<\/p>\n

3. Para suministros en BT, la red est\u00e1ndar mencionada en los p\u00e1rrafos anteriores, se define como la l\u00ednea a\u00e9rea con conductores aislados 2 x 35 mm2\u00a0 \u00f3 4 x 35 mm2 de secci\u00f3n, ya sea para un suministro monof\u00e1sico \u00f3 trif\u00e1sico respectivamente.<\/p>\n

4. En todos los casos en que procediera solicitar un aporte financiero, y as\u00ed ocurriere, el usuario tendr\u00e1 el derecho a recibir reintegros con la modalidad y en los plazos que se incluyen en el Anexo II: CRITERIOS DE REEMBOLSO.<\/p>\n

5. Cuando a solicitud del usuario el desarrollo de la obra se encareciere por ejecutarse tendidos de caracter\u00edsticas no estandar, el mayor costo ser\u00e1 absorbido por el peticionante . Este mayor costo no dar\u00e1 lugar a reintegro alguno.<\/p>\n

6. Los aportes a que se hace referencia precedentemente son independientes del cargo de conexi\u00f3n que correspondiere abonar al usuario seg\u00fan el contrato de concesi\u00f3n , los que no dar\u00e1n lugar a reembolso alguno.<\/p>\n

7. Semestralmente LA DISTRIBUIDORA comunicar\u00e1 al EPRE los montos reintegrados a los clientes.<\/p>\n

8. Adicionalmente con\u00a0 cada presentaci\u00f3n tarifaria LA DISTRIBUIDORA comunicar\u00e1 al EPRE los rec\u00e1lculos a que diere lugar el ajuste en cuesti\u00f3n.<\/p>\n

B – C\u00e1lculo de la contribuci\u00f3n a solicitar<\/strong><\/p>\n

1. A los efectos del c\u00e1lculo de la contribuci\u00f3n a solicitarle al cliente, en todos los casos se debe presupuestar la obra de costo m\u00ednimo que satisfaga las necesidades del suministro respetando las normas t\u00e9cnicas de LA DISTRIBUIDORA y cumpliendo con los requisitos de Calidad de Servicio del Contrato de Concesi\u00f3n.
\nEs decir, no se tomar\u00e1n en cuenta obras necesarias para mejorar la calidad del servicio a clientes con problemas previos a la solicitud en an\u00e1lisis ni obras previstas para el futuro crecimiento vegetativo de la demanda.<\/p>\n

2. Las extensiones de red que LA DISTRIBUIDORA est\u00e1 obligada a realizar, son aquellas instaladas en calles y caminos p\u00fablicos. Las obras\u00a0 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 l\u00ednea dentro de campos debe ser pagada por el solicitante, qui\u00e9n, si as\u00ed lo desea podr\u00e1 construirla por su cuenta con las normas t\u00e9cnicas de LA DISTRIBUIDORA, o abonar para que la ejecute LA DISTRIBUIDORA. En cualquiera de los dos casos, la transformaci\u00f3n y medici\u00f3n podr\u00e1 instalarse donde el cliente lo solicite.<\/p>\n

3. El presupuesto deber\u00e1 ser calculado a partir de la lista de precios que establezca LA DISTRIBUIDORA, y se encuentre aprobada por el EPRE.<\/p>\n

4. Si el cliente solicitara un tipo de instalaci\u00f3n mas costosa que la que LA DISTRIBUIDORA ejecuta seg\u00fan sus normas, el sobrecosto deber\u00e1 ser abonado por el cliente, sin devoluci\u00f3n, siempre que la solicitud del cliente sea t\u00e9cnicamente aceptable, y no origine futuros gastos de explotaci\u00f3n mayores e innecesarios a LA DISTRIBUIDORA .<\/p>\n

5. El costo de conexi\u00f3n, definido en el R\u00e9gimen Tarifario, no entra en consideraci\u00f3n en estos c\u00e1lculos y deber\u00e1 ser abonado por el cliente de acuerdo al cuadro tarifario.<\/p>\n

C – Informaci\u00f3n a remitir al EPRE<\/p>\n

Antes del d\u00eda 15\u00a0 de cada mes LA DISTRIBUIDORA comunicar\u00e1 al EPRE el estado actualizado de los aportes convenidos con los clientes hasta el \u00faltimo d\u00eda del mes anterior, debiendo contener como m\u00ednimo:
\nDatos completos del suministro solicitado (fecha de ingreso, \u00e1rea, localidad, usuario, demanda, tensi\u00f3n, tarifa).
\nDescripci\u00f3n de la obra en c\u00f3mputos f\u00edsicos: extensi\u00f3n total de la red MT y BT, con indicaci\u00f3n de subterr\u00e1nea y a\u00e9rea y condici\u00f3n de nuevo o refuerzo.
\nTransformaci\u00f3n con indicaci\u00f3n de tensi\u00f3n primaria, secundaria y potencia instalada.
\nCosto total de la obra (COTO)
\nCosto no sujeto a aporte (CONSA) –
\nCosto sujeto a aporte (COSA)
\nCosto que el cliente abonar\u00e1 sin reintegro por alguna de las razones mencionadas anteriormente(COSIR).<\/p>\n

ANEXO II : CRITERIOS DE REEMBOLSO<\/strong><\/p>\n

A – Alcance<\/strong><\/p>\n

Se expone la norma de condiciones de reintegrabilidad de la contribuci\u00f3n que abonan los clientes cuando la atenci\u00f3n del suministro requieren alguna contribuci\u00f3n del peticionante. La misma se refiere a las contribuciones requeridas y no se incluye el monto abonado en concepto de cargo de conexi\u00f3n, el que se cobrar\u00e1 adicionalmente seg\u00fan el Reglamento y Cuadro Tarifario.<\/p>\n

B – Criterios generales<\/strong><\/p>\n

En principio toda contribuci\u00f3n esta sujeta a\u00a0 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.<\/p>\n

Solo se except\u00faa de la eventual reembolsabilidad la parte de la obra destinada a:<\/p>\n

Ejecutar instalaciones en el predio del cliente, como es frecuente en los suministros rurales \u00f3 por alg\u00fan otro requerimiento del cliente.
\nS\u00ed puede ser\u00a0 reintegrable en cambio, la parte de la obra ejecutada en el predio del clientes cuando ello se motiva en cesi\u00f3n de espacio por parte del cliente, en general grandes consumos..<\/p>\n

El sobrecosto en las instalaciones motivado por el cliente.<\/p>\n

El reembolso se genera cuando el consumo alcanza niveles donde el margen de distribuci\u00f3n supera los costos reales del servicio.<\/p>\n

C – Descripci\u00f3n del m\u00e9todo<\/strong><\/p>\n

Introducci\u00f3n<\/strong>
\nEl margen para LA DISTRIBUIDORA con el cual debe atender los costos de las inversiones, la operaci\u00f3n y mantenimiento y la gesti\u00f3n de la empresa aparece seg\u00fan las tarifas en los siguientes \u00edtems:<\/p>\n

Tarifas 1 residencial, general y residencial rural.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0En el cargo fijo: los costos comerciales.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0En el cargo variable: los costos de VAD en principio de potencia y convertidos en $\/kWh.<\/p>\n

Tarifa 2 medianas demandas
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0En el cargo fijo: los costos comerciales y parte de los costos de VAD en potencia.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0En el cargo variable: el resto de los costos de VAD en principio de potencia y convertidos en $\/kWh.<\/p>\n

Tarifa 3
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0En el costo de cuota fija: los costos comerciales.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0En la potencia contratada en punta el \u00fanico VAD de punta, y en la potencia contratada fuera de punta el \u00fanico VAD fuera de punta
\nNotas:
\n1. Tanto el precio de la potencia adquirida como los de energ\u00eda no generan margen para LA DISTRIBUIDORA, y solo transfieren los costos de compra\u00a0 mas las p\u00e9rdidas.
\n2. Los precios mensuales de potencia contratada de punta y fuera de punta son la doceava parte del VAD anual.<\/p>\n

La cadena de VAD y Tarifas de las distintas etapas en las que se presta el suministro<\/p>\n

El VAD, o Valor Agregado de Distribuci\u00f3n, representa la diferencia entre ingresos y egresos por compra de energ\u00eda de LA DISTRIBUIDORA, que en los Procedimientos para la Determinaci\u00f3n del figura como costo propio\u00a0 de distribuci\u00f3n.<\/p>\n

Exceptuando los costos comerciales el resto del VAD en cada etapa es el valor del VAD de la etapa aguas arriba multiplicado por la relaci\u00f3n entre el factor de p\u00e9rdidas de la etapa en cuesti\u00f3n referido al factor de p\u00e9rdidas de la etapa aguas arriba.<\/p>\n

As\u00ed por ejemplo el VAD para el calculo tarifario de la venta en 33 KV es:
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0VAD en 132 KV, multiplicado por el factor de p\u00e9rdidas en 33 kV \/ factor de p\u00e9rdidas en 132 kV en tanto el VAD hasta 13,2 KV es:
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0VAD tarifario en 33 KV, multiplicado por el factor de p\u00e9rdidas en 13,2 kV \/ factor de p\u00e9rdidas en 33 kV<\/p>\n

Establecimiento de las condiciones de reembolso para clientes Tarifa 1: residencial, rural y general<\/p>\n

Las tres tarifas tienen la misma configuraci\u00f3n por lo que la metodolog\u00eda es la misma.<\/p>\n

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 funci\u00f3n de los kWh consumidos.<\/p>\n

Por otra parte el costo real de la prestaci\u00f3n del servicio para cada caso en particular depende de la suma de los siguientes factores:
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Costo comercial.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Costo por kWh de salida de la etapa de 13,2KV, que es el VAD hasta la etapa de 13,2 KV multiplicado por la relaci\u00f3n de p\u00e9rdidas en BT referidos a MT.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Costo real del caso particular en BT que incluye:<\/p>\n

El costo de operaci\u00f3n y mantenimiento y la creaci\u00f3n de la dotaci\u00f3n para amortizaciones de la parte sujeta a aportes. Este \u00faltimo cargo con mas la capitalizaci\u00f3n acumulativa de intereses permitir\u00e1 crear un fondo con el que LA DISTRIBUIDORA habr\u00e1 de renovar dichas instalaciones al fin de su vida \u00fatil. Se establece una tasa anual del 8 %.<\/p>\n

Cuando en el costo de obra no se carga la transformaci\u00f3n MT\/BT tambi\u00e9n se adiciona el valor de \u00e9ste, obtenido del tarifario de VAD en BT multiplicado por un factor,\u00a0 ya que dicho VAD incluye la parte de l\u00edneas. Como no se conoce la proporci\u00f3n para LA DISTRIBUIDORA se aplica transitoriamente el valor que surge de otros antecedentes de estudios desarrollados en nuestro pa\u00eds en instalaciones similares. Por esta raz\u00f3n es muy importante consignar \u00absi\u00bb \u00f3 \u00abno\u00bb seg\u00fan haya habido \u00f3 no obra en transformaci\u00f3n incluida en el costo total independientemente de que el primero formare parte del costo sujeto a aporte \u00f3 no sujeto a aporte.<\/p>\n

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. As\u00ed es que se establece un valor de consumo \u00abconsumo de corte\u00bb donde el valor real se iguala al producido tarifario, y esto da lugar a dos circunstancias muy diferentes.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Cuando el consumo real es menor que el de corte, no se cubren los costos y LA DISTRIBUIDORA presta el servicio a p\u00e9rdida y el cliente no recibe reembolso.
\n*\u00a0\u00a0 \u00a0Cuando el consumo real supera el nivel de corte\u00a0 la aplicaci\u00f3n del cuadro tarifario dar\u00eda 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.<\/p>\n

Operaci\u00f3n del reembolso<\/strong><\/p>\n

El reembolso opera aplicando la tarifa menor \u00abtarifa de reembolso\u00bb para los consumos por encima del \u00abvalor de corte\u00bb y se establecen los \u00abkWh de reembolso\u00bb, 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. Est\u00e1 sujeto a reembolsabilidad el aporte del cliente menos la parte \u00abno sujeta a reembolsabilidad\u00bb seg\u00fan\u00a0 se explicara anteriormente.<\/p>\n

De esta forma pueden acaecer dos situaciones.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Que el cliente acumule por encima del nivel de corte tantos kWh como los que se establecieron como \u00abkWh de reembolso\u00bb, antes de cumplirse el lapso m\u00e1ximo de reembolso (60 meses), por lo que el reembolso total operar\u00e1 antes de alcanzado el \u00ablapso de reembolso\u00bb, a partir del cual se aplicar\u00e1 la tarifa normal, \u00f3
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Que el cliente no alcanzare durante el \u00ablapso de reembolso\u00bb el volumen de los \u00abkWh de reembolso\u00bb, vencido aquel periodo se le aplica a todos sus consumos el cuadro tarifario.<\/p>\n

Para ello quedar\u00e1 consignado en el sistema de facturaci\u00f3n el valor de \u00abkWh\u00bb de corte de cada cliente que ser\u00e1 inamovible e independiente de las variaciones tarifarias.<\/p>\n

Por otra parte la \u00abtarifa de reembolso\u00bb ser\u00e1 com\u00fan para todos los clientes del encuadramiento y estar\u00e1 sujeta a las alteraciones que se operen en el sistema de c\u00e1lculo de tarifas, ya sea por las variaciones estacionales en la compra de energ\u00eda como en las variaciones del VAD originadas en el sistema indexatorio correspondiente.<\/p>\n

Establecimiento de las condiciones de reembolso para clientes Tarifa 2 medianas demandas<\/p>\n

Se limita a consignar las diferencias respecto del sistema de reembolsos de Tarifa 1.<\/p>\n

El VAD se incluye parte en Potencia contratada y parte en energ\u00eda. Para simplificar la operatoria y tener un solo par\u00e1metro de corte el ultimo t\u00e9rmino se convierte en su equivalente a VAD de potencia.
\nDe esta forma y seg\u00fan el costo de las obras, el aporte y la parte no sujeta a reembolsabilidad, cada caso en particular dar\u00e1 lugar a una demanda de corte y a un volumen de kW-mes de reembolso.<\/p>\n

Existir\u00e1 para la tarifa un precio reducido de kW-mes para operar el reembolso que tendr\u00e1 un tratamiento similar a su hom\u00f3logo en el caso descripto anteriormente.<\/p>\n

La operatoria durante el \u00ablapso de reembolsabilidad\u00bb ser\u00e1 similar al de la Tarifa 1. Si se mantiene el valor de Potencia Contratada puede preverse el per\u00edodo de reembolso.<\/p>\n

Para el caso en que \u00ablapso de reembolsabilidad\u00bb no superare los 12 meses, a que el cliente se obliga abonar la Demanda m\u00e1xima, no se cobrar\u00e1 aporte, ya que la devoluci\u00f3n del mismo queda asegurada por el contrato, simplific\u00e1ndose la operatoria.<\/p>\n

Establecimiento de las condiciones de reembolso para clientes Tarifa 3 grandes demandas.<\/p>\n

Para los clientes y distribuidores tanto en MT como en BT el sistema es an\u00e1logo.<\/p>\n

En esta tarifa todo el margen por VAD se concentra en las capacidades de suministro de punta y fuera de punta.<\/p>\n

Por otra parte el costo real de la prestaci\u00f3n del servicio para cada caso en particular depende de la suma de los siguientes factores:
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Costo comercial. No se lo incluye en la operatoria bajo an\u00e1lisis por cuanto se abona como cargo fijo, y no se lo computa para establecer el costo real.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Costo por kW-mes de punta y fuera de punta de salida de la etapa correspondiente, que es el VAD\u00a0 como se vi\u00f3 de la etapa aguas arriba multiplicado por la relaci\u00f3n entre el factor de p\u00e9rdidas de la etapa en cuesti\u00f3n referido al factor de p\u00e9rdidas de la etapa aguas arriba.
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0Costo real del caso particular en BT e incluye:
\n* \u00a0\u00a0 \u00a0El costo de operaci\u00f3n y mantenimiento y de capital (Rentabilidad mas amortizaciones) de la parte no sujeta aportes.
\n*\u00a0\u00a0 El costo de operaci\u00f3n y mantenimiento y la constituci\u00f3n del fondo de renovaci\u00f3n de la parte sujeta a aportes. El \u00faltimo concepto se debe a que LA DISTRIBUIDORA habr\u00e1 de renovar las instalaciones por su cuenta, aunque ahora las pagare el cliente, una vez concluido el periodo de vida \u00fatil.<\/p>\n

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 facturaci\u00f3n de ambas demandas generar\u00eda ingresos superiores a los costos . A partir de tal nivel corresponder\u00e1 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.<\/p>\n

La operatoria durante el \u00ablapso de reembolsabilidad\u00bb ser\u00e1 similar al de la Tarifa 1. Si se mantienen los valores de Potencia Contratada puede preverse el tiempo de reembolso.<\/p>\n

Para el caso en que \u00ablapso de reembolsabilidad\u00bb 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 cobrar\u00e1 aporte, ya que la devoluci\u00f3n del mismo queda asegurada por el contrato, simplific\u00e1ndose la operatoria.<\/p>\n

ANEXO III: DETERMINACI\u00d3N DE LOS PAR\u00c1METROS QUE INTERVIENEN EN EL C\u00c1LCULO DE LOS REINTEGROS<\/strong><\/p>\n

Las variables que componen las f\u00f3rmulas y que no est\u00e1n explicitadas, corresponden a definiciones existentes que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario del Contrato de Concesi\u00f3n.<\/p>\n

Todos los precios de este capitulo se recalcular\u00e1n simult\u00e1neamente con el cuadro tarifario de LA DISTRIBUIDORA y regir\u00e1n en la forma y fechas en que corresponda a aquel.<\/p>\n

A – C\u00e1lculo de los precios de los par\u00e1metros tarifarios bonificados para reintegro de aportes<\/strong><\/p>\n

Los precios de los par\u00e1metros bonificados representan los valores donde el costo real de la prestaci\u00f3n iguala al producido tarifario, ya mencionado en la descripci\u00f3n del m\u00e9todo (condiciones de reembolso).<\/p>\n

Cargo variable bonificado por energ\u00eda T1-R<\/p>\n

CVR3bon=(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*FPEABT+(Ppm * FPPABT + CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT)\/HsT1Res<\/p>\n

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los cinco a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte
\nYp, Yr, Yv, FPPABT, FPEABT : son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
\nCDFGM: costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-MT, expresado en U$S\/kW-mes
\nFPPAMT: Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensi\u00f3n T3 VI-MT
\nHsT1Res= 350 h<\/p>\n

Cargo variable bonificado por energ\u00eda Tarifa T1-Rur<\/p>\n

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

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los\u00a0 cinco a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte
\nYp, Yr, Yv, FPPABTR, FPEABTR : son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial rural.
\nCDFGM: costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-MT, expresado en U$S\/kW-mes
\nFPPAMT: Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensi\u00f3n T3 VI-MT
\nHsT1RR= 350 h<\/p>\n

Cargo variable bonificado por energ\u00eda T1-G<\/p>\n

CVG3bon=(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*FPEABT+(Ppm* FPPABT + CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT)\/HsT1Gen<\/p>\n

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los cinco\u00a0 a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte.
\nYp, Yr, Yv, FPPABT, FPEABT : son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario T1-G.
\nCDFGM: costo propio de distribuci\u00f3n de la T3\u00a0 VI-MT, expresado en U$S\/kW-mes
\nFPPAMT: Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensi\u00f3n T3 VI-MT
\nHsT1Gen.=\u00a0 350 h<\/p>\n

MEDIANAS DEMANDAS T2<\/p>\n

Cargo fijo mensual bonificado por capacidad de suministro contratada.<\/p>\n

CDFMDbon = CFMD + CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT – CDFGB<\/p>\n

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a los consumos que superen los kWbase hasta alcanzar los kWmax.bon. dentro de los cinco\u00a0 a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte
\nCFMD, FPPABT: son los factores que figuran en que figuran en losProcedimientos para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 2 medianas demandas.
\nCDFGM: costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-MT, expresado en U$S\/kW-mes
\nFPPAMT: Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensi\u00f3n T3 VI-MT
\nCDFGB: Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas de punta (T3 VI-BT), expresado en U$S\/kW-mes.<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN BAJA TENSI\u00d3N T3 VI-BT<\/p>\n

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.<\/p>\n

CFPGVIBbon = ( CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT) * FAHP<\/p>\n

FPPABT, FAHP son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-BT-
\nCDFGM costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-MT, expresado en U$S\/kW-mes
\nFPPAMT Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensi\u00f3n T3 VI-MT<\/p>\n

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWPbase hasta alcanzar los kWPmax.bon. dentro de los cinco\u00a0\u00a0 a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte<\/p>\n

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.<\/p>\n

CFFGVIBbon = ( CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT) * FAHFP<\/p>\n

FPPABT, FAHFP son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-BT
\nCDFGM costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-MT, expresado en U$S\/kW-mes
\nFPPAMT Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensi\u00f3n T3 VI-MT<\/p>\n

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWFbase hasta alcanzar los kWFmax.bon. dentro de los cinco a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN MEDIA TENSI\u00d3N T3 VIMT
\nCargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.<\/p>\n

CFPGVIMbon = (CDFGA *FPPAMT\/ FPPAAT) * FAHP<\/p>\n

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWPbase hasta alcanzar los kWPmax.bon. dentro de los cinco a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte
\nFPPAMT, FAHP son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-MT-
\nCDFGA: costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-AT, expresado en U$S\/kW-mes.
\nFPPAAT: Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de alta tensi\u00f3n<\/p>\n

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.<\/p>\n

CFFGVIMbon = (CDFGA *FPPAMT\/ FPPAAT) * FAHFP
\nFPPAMT, FAHP son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas VI-MT-
\nCDFGA: costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-AT, expresado en U$S\/kW-mes.
\nFPPAAT: Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de alta tensi\u00f3n
\nLa tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a la potencia contratada en horas de punta que superen los kWFbase hasta alcanzar los kWFmax.bon. dentro de los cinco a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte<\/p>\n

ALUMBRADO PUBLICO T4-AP<\/p>\n

CVAbon=Ppm*FPPABT*KMA+(Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*FPEABT + KMA *CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT<\/p>\n

La tarifa precedente se aplicar\u00e1 mensualmente a los consumos que superen los kWhbase hasta alcanzar los kWhmax.bon. dentro de los cinco a\u00f1os de iniciado el suministro \u00f3 el aumento de carga, que dio lugar al aporte
\nPpm,FPPABT,KMA,Yp,Yr,Yv,KMA, FPEABT son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 4 alumbrado publico, CDFGM costo propio de distribuci\u00f3n de la T3 VI-MT, expresado en U$S\/kW-mes FPPAMT Factor de reducci\u00f3n del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensi\u00f3n T3 VI-MT.<\/p>\n

B – C\u00e1lculo de los consumos l\u00edmites mensuales por encima de los que corresponden los reintegros<\/strong><\/p>\n

Los consumos l\u00edmites establecidos con la mec\u00e1nica de este cap\u00edtulo se calcular\u00e1n para cada caso en el momento de suscribir el contrato de obra y aporte y se mantendr\u00e1n constantes para el mismo durante todo el periodo de reembolso.<\/p>\n

T1-R<\/p>\n

kWh base = (CMa\u00f1o\/12- Ppm * FPPABT* K1R +100*(CVR3-CVR1)+100*(CVR3-CVR2))\/(CVR3-CVR3bon)<\/p>\n

CMa\u00f1o = 0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformaci\u00f3n MT\/BT
\nCMa\u00f1o =0.0819 * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT\/BT; cuando en el costo de la obra no\u00a0 se incluyo transformaci\u00f3n MT\/BT
\nPpm, FPPABT,K1R, CVR1, CVR2, CVR1: son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
\nCVR3bon Seg\u00fan se calcul\u00f3 anteriormente
\nCOSA : Costo sujeto a aporte
\nCONSA : Costo no sujeto a aporte
\nCDFGM, FPPAMT definidos\u00a0 anteriormente
\nPot max : Potencia m\u00e1xima solicitada
\nFcTMT\/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT\/BT urbanos : 0,45
\nFTr : Factor que considera la relaci\u00f3n entre costos de Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) + L\u00edneas BT).\u00a0 Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con informaci\u00f3n necesaria para su rec\u00e1lculo, dentro de los 90 d\u00edas. La eventual alteraci\u00f3n de dicho valor no tendr\u00e1 aplicaci\u00f3n retroactiva.<\/p>\n

T1-Rur<\/p>\n

kWhbase=(CMa\u00f1o\/12-Ppm*FPPABTR*K1Rr+150*(CVRR3-CVRR1)+150*(CVRR3
\n-CVRR2))\/(CVRR3-CVRR3bon)<\/p>\n

CMa\u00f1o =0.0819 * COSA
\nPpm, FPPABT,K1Rr, CVRr1, CVRr2, CVRr1: son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial rural.
\nCVRR 3bon Seg\u00fan se calcul\u00f3 anteriormente
\nCOSA : Costo sujeto a aporte
\nPpm, FPPABTR, K1Rr, CVRR1, CVRR2, CVRR1: son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
\nCVRR3bon Seg\u00fan se calcul\u00f3 anteriormente<\/p>\n

T1-G<\/p>\n

kWhbase=(CMa\u00f1o\/12-Ppm*FPPABT*K1G+125*(CVR3-CVR1)+225*(CVR3-CVR2))\/(CVG3
\n-CVG3bon)<\/p>\n

CMa\u00f1o = 0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA\u00a0 ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformaci\u00f3n MT\/BT
\nCMa\u00f1o = 0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT\/BT; cuando en el costo de la obra no\u00a0 se incluy\u00f3 transformaci\u00f3n MT\/BT
\nPpm, FPPABT,K1G, CVG1, CVG2, CVG1: son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 1 residencial.
\nCVG3bon Seg\u00fan se calculo anteriormente
\nCOSA : Costo sujeto a aporte
\nCONSA : Costo no sujeto a aporte
\nCDFGM, FPPAMT definidos\u00a0 anteriormente
\nPot max : Potencia m\u00e1xima solicitada
\nFcTMT\/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT\/BT urbanos : 0,45
\nFTr : Factor que considera la relaci\u00f3n entre costos de Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) + L\u00edneas BT).\u00a0 Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con informaci\u00f3n necesaria para su rec\u00e1lculo, dentro de los 90 d\u00edas. La eventual alteraci\u00f3n de dicho valor no tendr\u00e1 aplicaci\u00f3n retroactiva.<\/p>\n

Tarifa 2<\/p>\n

kW-mes demanda base (kW.base) = (CMa\u00f1o\/12) \/ (CFMD-CDFMDbon)<\/p>\n

CMa\u00f1o =0.0819\u00a0\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluy\u00f3 transformaci\u00f3n MT\/BT
\nCMa\u00f1o = 0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT\/BT; cuando en el costo de la obra no\u00a0 se incluy\u00f3 transformaci\u00f3n MT\/BT
\nCDFMD FPPABT son los\u00a0 par\u00e1metros tarifarios que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 2 medianas demandas
\nCDFMDbon\u00a0 Seg\u00fan se calculo anteriormente
\nCOSA : Costo sujeto a aporte
\nCONSA : Costo no sujeto a aporte
\nCDFGM, FPPAMT definidos\u00a0 anteriormente
\nPot max : Potencia m\u00e1xima solicitada
\nFcTMT\/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT\/BT urbanos\u00a0 0,45
\nFTr : Factor que considera la relaci\u00f3n entre costos de Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) + L\u00edneas BT).\u00a0 Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con informaci\u00f3n necesaria para su rec\u00e1lculo, dentro de los 90 d\u00edas. La eventual alteraci\u00f3n de dicho valor no tendr\u00e1 aplicaci\u00f3n retroactiva.<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN BAJA TENSI\u00d3N T3 VI-BT<\/p>\n

kW-mes\u00a0 demanda\u00a0 contratada en punta de base\u00a0 (kW.p.base) =(CMa\u00f1o\/12)\/(CFPGVI-CFPGVIBbon+((CFFGVIB-CFFGVIBbon)* kWcF \/kWcP))<\/p>\n

kW-mes\u00a0 demanda\u00a0 contratada fuera de punta de base\u00a0 (kW.f.base) = (CMa\u00f1o\/12) \/( CFFGVIB
\n-CFFGVIBbon +((CFPGVIB-CFPGVIbon) *kWcP \/kWcF))<\/p>\n

CMa\u00f1o =0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluy\u00f3 transformaci\u00f3n MT\/BT
\nCMa\u00f1o =0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT\/BT; cuando en el costo de la obra no\u00a0 se incluy\u00f3 transformaci\u00f3n MT\/BT.
\nEl factor 0.0819 corresponde a la suma de 0,019 en concepto de constituci\u00f3n del fondo de renovaci\u00f3n y 0,06 como costo de operaci\u00f3n y mantenimiento. Este \u00faltimo es un valor provisorio hasta tanto se establezca el valor definitivo a correspondiente\u00a0 a que el costo de operaci\u00f3n y mantenimiento anual una gesti\u00f3n eficiente vinculado con el valor de las instalaciones correspondientes.
\nCFPGVIB, CFFGVIB, FPPABT son los\u00a0 par\u00e1metros tarifarios que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas BT
\nCFPGVIBbon, CFFGVIBbon Seg\u00fan se calcul\u00f3 anteriormente
\nCOSA : Costo sujeto a aporte
\nCONSA : Costo no sujeto a aporte
\nFPPAMT definidos\u00a0 anteriormente
\nkWcP Potencia contratada en punta
\nkWcF Potencia contratada fuera de punta
\nPot max : M\u00e1ximo valor entre kWcP y kWcF
\nFcTMT\/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT\/BT urbanos : 0,45
\nFTr : Factor que considera la relaci\u00f3n entre costos de Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) + L\u00edneas BT).\u00a0 Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con informaci\u00f3n necesaria para su rec\u00e1lculo, dentro de los 90 d\u00edas. La eventual alteraci\u00f3n de dicho valor no tendr\u00e1 aplicaci\u00f3n retroactiva.<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN MEDIA TENSI\u00d3N T3 VI-MT<\/p>\n

kW-mes\u00a0 demanda\u00a0 contratada en punta de base\u00a0 (kW p.base) = (CMa\u00f1o\/12) \/( CFPGVI
\n-CFPGVIMbon+((CFFVIM-CFFVIMbon)* kWcF \/kWcP))<\/p>\n

kW-mes\u00a0 demanda\u00a0 contratada fuera de punta de base\u00a0 (kW.f.base) = (CMa\u00f1o\/12) \/( CFFGVIM
\n-CFFGVIMbon+((CFPVIM-CFPVIMbon) * kWcP \/kWcF))<\/p>\n

CMa\u00f1o =0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformaci\u00f3n 33KV \/ 13,2 KV.
\nCMa\u00f1o =0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPAMT\/ FPPAAT) * Pot max * FcTAT\/MT; cuando en el costo de la obra no\u00a0 se incluy\u00f3 transformaci\u00f3n 33KV \/ 13,2 KV.
\nCFPGVIM, CFFVIM FPPAMT son los\u00a0 par\u00e1metros tarifarios que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario T3 grandes demandas BT
\nCFPGVIMbon, CFFGVIMbon Seg\u00fan se calcul\u00f3 anteriormente
\nCOSA : Costo sujeto a aporte
\nCONSA : Costo no sujeto a aporte
\nFPPAAT definidos\u00a0 anteriormente
\nkWcP Potencia contratada en punta
\nkWcF Potencia contratada fuera de punta
\nPot max : M\u00e1ximo valor entre kWcP y kWcF
\nFcTAT\/MT: Factor de carga medio de los transformadores AT\/MT urbanos\u00a0 0,55
\nFTr : Factor que considera la relaci\u00f3n entre costos de Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) + L\u00edneas BT).\u00a0 Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con informaci\u00f3n necesaria para su rec\u00e1lculo, dentro de los 90 d\u00edas. La eventual alteraci\u00f3n de dicho valor no tendr\u00e1 aplicaci\u00f3n retroactiva.<\/p>\n

ALUMBRADO P\u00daBLICO T4<\/p>\n

kWh base = (CMa\u00f1o\/12)\/(CVA-CVAbon)<\/p>\n

CMa\u00f1o =0.0819 * COSA + 0,195*CONSA ; cuando en el costo de la obra se incluyo transformaci\u00f3n MT\/BT
\nCMa\u00f1o = 0.0819\u00a0 * COSA + 0,195*CONSA + FTr *12* (CDFGM* FPPABT\/ FPPAMT) * Pot max * FcTMT\/BT; cuando en el costo de la obra no\u00a0 se incluyo transformaci\u00f3n MT\/BT
\nPpm, FPPABT, CVA: son los factores que figuran en los Procedimientos\u00a0 para la Determinaci\u00f3n del Cuadro Tarifario Tarifa 4 alumbrado p\u00fablico.
\nCVAbon Seg\u00fan se calcul\u00f3 anteriormente
\nCOSA : Costo sujeto a aporte
\nCONSA : Costo no sujeto a aporte
\nCDFGM, FPPAMT definidos\u00a0 anteriormente
\nPot max : Potencia m\u00e1xima solicitada
\nFcTMT\/BT : Factor de carga medio de los transformadores MT\/BT urbanos , 0,45
\nFTr : Factor que considera la relaci\u00f3n entre costos de Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) y los Costos Totales (Transformaci\u00f3n (MT\/BT no rurales) + L\u00edneas BT).\u00a0 Se toma un valor de 0.225 hasta tanto se cuente con informaci\u00f3n necesaria para su rec\u00e1lculo, dentro de los 90 d\u00edas. La eventual alteraci\u00f3n de dicho valor no tendr\u00e1 aplicaci\u00f3n retroactiva.<\/p>\n

C – C\u00e1lculo de los l\u00edmites de los par\u00e1metros a bonificar en los reintegros<\/strong><\/p>\n

Energ\u00eda a bonificar en\u00a0 T1-R<\/p>\n

kWhmax.bon.R = COSER\/(CV3-CV3Rbon)<\/p>\n

COSER Costo sujeto a eventual reintegro
\nFijado el kWhmax.bonR: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
\nSi en cinco a\u00f1os no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelar\u00e1 el proceso de reintegro.<\/p>\n

Energ\u00eda a bonificar en\u00a0 T1-Rur<\/p>\n

kWhmax.bon.RR= COSER\/(CV3-CV3Rbon)<\/p>\n

Fijado el kWhmax.bonR: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
\nSi en cinco a\u00f1os no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelar\u00e1 el proceso de reintegro.<\/p>\n

Energ\u00eda a bonificar en\u00a0 T1-G
\nSi en cinco a\u00f1os no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelar\u00e1 el proceso de reintegro.<\/p>\n

kWhmax.bon.G = COSER\/(CV3-CV3Rbon)<\/p>\n

Fijado el kWhmax.bonR: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
\nSi en cinco a\u00f1os no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelar\u00e1 el proceso de reintegro.<\/p>\n

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada de T2<\/p>\n

kWmax.bon.MD = COSER\/( CDFMD – CDFMDbon )<\/p>\n

Fijado el kWmax.bon.MD: este valor no se altera en las posteriores revisiones tarifarias.
\nSi en cinco a\u00f1os no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelar\u00e1 el proceso de reintegro.
\nSi al suscribir el contrato de potencia\u00a0 se verificare que el reintegro operar\u00e1 en no mas de 12 meses, no se cobrar\u00e1 el aporte, por cuanto la distribuidora queda asegurada de recuperar el costo marginal particular.<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN BAJA TENSI\u00d3N T3 VI-BT
\nCargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas de punta T3 -BT<\/p>\n

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

kWpC: potencia contratada en horario de punta<\/p>\n

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas fuera de punta T3 -BT<\/p>\n

kWf.max.bon = COSER \/ (( CFFGVIB- CFFGVIBbon )+\u00a0 ( CFPGVIB- CFPGVIBbon )
\n*( kWpC*(1-kWFbase \/kWfC)\/ (kWfC-kWfbase) ))<\/p>\n

kWfC: potencia contratada en horario fuera de punta
\nFijados los kWp.max.bon\u00a0 y kWf.max.bon\u00a0 para cada caso particular\u00a0 no\u00a0 se alteran por efecto de los cambios tarifarios.<\/p>\n

En cambio si antes de los cinco a\u00f1os se alcanzare uno solo de los dos m\u00e1ximos se ajustar\u00e1n los valores de kWp.max.bon\u00a0 y kWf.max.bon de modo que el cliente alcance el mayor reintegro posible . El proceso de c\u00e1lculo est\u00e1 desarrollado para que los dos m\u00e1ximos se alcancen simult\u00e1neamente , sobre la base de mantener constante la relaci\u00f3n kWpC \/ kWfC durante todo el proceso de reintegro. La alteraci\u00f3n de esta relaci\u00f3n dar\u00e1 lugar al ajuste indicado.
\nSi en cinco a\u00f1os no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelar\u00e1 el proceso de reintegro.<\/p>\n

Si al suscribir el contrato de potencia\u00a0 se verificare que el reintegro operar\u00e1 en no mas de 12 meses , no se cobrar\u00e1 el aporte, por cuanto la distribuidora queda asegurada de recuperar el costo marginal particular.<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN MEDIA TENSI\u00d3N T3 VI-MT<\/p>\n

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas de punta T3 -VI MT<\/p>\n

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

Cargos fijos mensuales a bonificar por capacidad de suministro contratada en horas fuera de punta T3 -VI MT<\/p>\n

kWf.max.bon = COSER \/ (( CFFGVIM- CFFGVIMbon )+\u00a0 ( CFPGVIM- CFPGVIMbon ) *( kWpC
\n*(1-kWFbase \/kWfC)\/ (kWfC-kWfbase)))<\/p>\n

Fijados los kWp.max.bon\u00a0 y kWf.max.bon\u00a0 para cada caso particular\u00a0 no\u00a0 se alteran por efecto de los cambios tarifarios.<\/p>\n

En cambio si antes de los cinco a\u00f1os se alcanzare uno solo de los dos m\u00e1ximos se ajustar\u00e1n los valores de kWp.max.bon\u00a0 y kWf.max.bon de modo que el cliente alcance el mayor reintegro posible . El proceso de c\u00e1lculo est\u00e1 desarrollado para que los dos m\u00e1ximos se alcancen simult\u00e1neamente , sobre la base de mantener constante la relaci\u00f3n kWpC \/ kWfC durante todo el proceso de reintegro. La alteraci\u00f3n de esta relaci\u00f3n dar\u00e1 lugar al ajuste indicado.
\nSi en cinco a\u00f1os no se alcanzare el kWhmax.bon, se cancelar\u00e1 el proceso de reintegro.<\/p>\n

Si al suscribir el contrato de potencia\u00a0 se verificare que el reintegro operar\u00e1 en no mas de 12 meses, no se cobrar\u00e1 el aporte, por cuanto la distribuidora queda asegurada de recuperar el costo marginal particular.<\/p>\n

Energ\u00eda a bonificar en\u00a0 T4 Alumbrado p\u00fablico.<\/p>\n

kWhmax.bon.AP = COSER\/(CVAP-CVAPbon)
\nANEXO IV: VALORES TARIFARIOS INICIALES PARA EL C\u00c1LCULO DE LOS REINTEGROS
\nEn funci\u00f3n de la actualizaci\u00f3n trimestral del Cuadro Tarifario correspondiente a Agosto-Octubre de 1997 aprobado por Resoluci\u00f3n N\u00ba 183\/97 del\u00a0 EPRE, surgen los siguientes valores:<\/p>\n

Cargo variable bonificado por energ\u00eda T1-R.
\nCVR3bon= 0,0533 $ \/kWh-mes<\/p>\n

Cargo variable bonificado por energ\u00eda T1-Rur
\nCVRR3bon=0,0541 $ \/kWh-mes<\/p>\n

Cargo variable bonificado por energ\u00eda T1-G
\nCVG3bon =0,0515 $ \/kWh-mes<\/p>\n

Cargo fijo mensual bonificado por capacidad de suministro contratada en T2
\nCDFMDbon = 2,80 $ \/kW-mes<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN BAJA TENSI\u00d3N T3 VI-BT
\nCargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.
\nCFPGVIBbon = 3,41 $ \/kW-mes<\/p>\n

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.
\nCFFGVIBbon = 2,79 $ \/kW-mes<\/p>\n

GRANDES DEMANDAS – VINCULACI\u00d3N INFERIOR EN MEDIA TENSI\u00d3N T3 VIMT
\nCargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas de punta.
\nCFPGVIMbon = 1,42 $ \/kW-mes<\/p>\n

Cargo fijo mensual bonificado por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.
\nCFFGVIMbon = 1,16 $ \/kW-mes<\/p>\n

ALUMBRADO PUBLICO T4
\nCVAbon = 0,0575 $ \/kWh-mes<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

PARAN\u00c1, 01 de Septiembre de 1997 VISTO: La necesidad de reglamentar la modalidad de reembolso de los aportes financieros requeridos a los solicitantes del servicio el\u00e9ctrico, en los casos que fuera necesario,<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[8],"tags":[],"class_list":["post-699","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-resoluciones"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/699","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=699"}],"version-history":[{"count":3,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/699\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":3702,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/699\/revisions\/3702"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=699"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=699"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/epre.gov.ar\/web\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=699"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}