Dec332 14

Viedma, 08 de Mayo de 2014

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Nº 5248

DECRETOS–––

DECRETO Nº 332Viedma, 27 de marzo de 2014.

Visto, el expediente del Registro del Ente provincial Regulador de laelectricidad de Río Negro N° 20926/12 caratulado “CEARC: Solicitud dePrórroga en la Concesión de la Presentación del Servicio Público deDistribución 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 elEnte Provincial Regulador de la Electricidad de Río Negro (EPRE) el pasado23/02/2012, 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 concesióndel citado servicio público según parámetros definidos en la Reso-lución EPRE N° 358/99 que definió sobre la adecuación de la CEARC almarco regulatorio eléctrico, intervinieron las Áreas técnica y legal delcitado 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 elaño 1999 (fecha en que se reglamentó su adecuación al marco regulatorioeléctrico) hasta el presente en lo referente a calidad de servicio, seguridadpública y atención de los reclamos en el marco de las relaciones de consumoque mantiene la cooperativa con sus usuarios del servicio público eléc-trico.

Que el EPRE ha verificado el cumplimiento del procedimiento orientadoa obtener el otorgamiento de la concesión del servicio eléctrico por parte deLa 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 producidoel vencimiento del plazo indicado en su primer párrafo, que para el caso dela CEARC operó el 01 de septiembre de 2013, el Poder Ejecutivo otorgarálas concesiones pertinentes para la prestación del servicio en un todo deacuerdo a las prescripciones de dicha ley.

Que en función de lo confirmado por el EPRE a través de su ResoluciónN° 245/13 corresponde ratificar el contrato de otorgamiento de la concesióndel servicio eléctrico a la Cooperativa de Electricidad y Anexos de RíoColorado Ltda. (CEARC), en las condiciones definidas en el Contrato deConcesión.

Que a fs. 68-73 intervino la Secretaría de Estado de Energía de la provinciade Río Negro.

Que han tomado la debida intervención la Secretaría legal y técnica y laFiscalía de Estado.

Que el presente decreto se dicta en uso de las facultades conferidas por elartículo 181 inc. 1) de la Constitución Provincial y el artículo 65 de la ley J2902.

Por ello,El Gobernador

de la Provincia de Río NegroDECRETA

Artículo 1°: Otorgar la Concesión del Servicio Público de DistribuciónEléctrica a la Cooperativa de Electricidad y Anexos de Río Colorado Ltda.(CEARC), con exclusividad zonal, a partir del 2 de septiembre de 2013 hastael 27 de febrero de 2027, en las condiciones definidas en los Anexos queforman parte del presente.

Art. 2º - El presente Decreto será refrendado por el Señor Ministro deObras y Servicios Públicos.

Art. 3º - Registrar, comunicar, publicar, tomar razón, dar al BoletínOficial 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, seconsiderarán las siguientes acepciones:

ÁREA: Territorio dentro del cual debe efectuarse la prestación del ser-vicio público de distribución y comercialización de energía eléctricadentro de la zona descripta e individualizada en el plano del AnexoN° 8, dentro de la jurisdicción provincial en los términos de la LeyN° 2902. Determina el ámbito donde la Cooperativa de Electricidad yAnexos de Río Colorado Limitada, está obligada a prestar el servicio y acubrir el incremento de demanda en los términos del presente Contra-to.

AUTORIDAD DE APLICACION O ENTE: Es el Ente provincialRegulador de la Electricidad de Río Negro (EPRE), creado por la Ley N°2986.

CONCEDENTE: La provincia de Río Negro en virtud de lo dispuesto enel 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 símisma el servicio público dentro del área de concesión de la Cooperativa deElectricidad y Anexos de Río Colorado Limitada, a partir de la entrada envigencia de la presente Contrato, con excepción de aquéllas zonas que porsus características sean encuadradas por el EPRE como Mercado EléctricoDisperso.

GRANDES USUARIOS DEL MEM: son quienes, por las caracte-rísticas de su consumo conforme los módulos de potencia, energía y demásparámetros técnicos que determine la SECRETARIA DE ENERGIAELECTRICA DE LA NACION, pueden celebrar contratos de compraventade energía eléctrica en bloque con los generadores en el Mercado EléctricoMayorista.

LA CONCESION: Contrato de derecho público para la prestación delservicio público eléctrico otorgada por la Provincia de Río Negro a LADISTRIBUIDORA de acuerdo a los principios derivados de la Ley N° 2902,cuyo objeto se vincula a la distribución y comercialización dentro delAREA, en las condiciones de calidad de servicio, régimen tarifario, relacionescon los usuarios, seguridad pública y otras obligaciones previstas en el pre-sente Contrato.

LA DISTRIBUIDORA: Es la Cooperativa de Electricidad y Anexos deRío Colorado Limitada, también denominada C.E.A.R.C.

PLAZO DE CONCESION: Período comprendido entre el 02 de septiembrede 2013 al 27 de febrero de 2027.

SERVICIO PUBLICO: Prestación del servicio de distribución ycomercialización de Energía Eléctrica a usuarios que se conecten a la red dedistribución de electricidad de LA DISTRIBUIDORA, pagando una tarifapor el suministro recibido.

USUARIOS O CLIENTES: son los destinatarios finales de la prestacióndel Servicio Público.

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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 deexclusividad zonal.

Artículo 3º - La concesión otorgada implica que LA DISTRIBUIDORAestá obligada a atender todo incremento de demanda dentro de su AREA deconcesión, ya sea solicitud de nuevo servicio o aumento de la capacidad desuministro, en las condiciones de calidad especificadas en el Anexo 4 delpresente 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 envigencia 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 ExclusividadZonal, y siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

a) La solicitud de prórroga de la concesión deberá ser presentada ante elENTE por La DISTRIBUIDORA, con una anticipación no menor adieciocho (18) meses ni mayor a veinticuatro (24) meses a la fecha definalización de la concesión, debiendo fundamentar acabadamente talpetición a juicio exclusivo del ENTE, exponiendo los motivos quejustifiquen el otorgamiento de la prórroga.

b) El EPRE resolverá sobre la solicitud de prórroga y determinará en sucaso, las condiciones en que se prorrogará la concesión.

La decisión que adopte el ENTE al respecto deberá ser fundada y quedaráencuadrada en los términos del Art. 53, concordantes y normas reglamentariasde la Ley N° 2902.

Artículo 6º - El EPRE está facultado a requerir a LA DISTRIBUIDORAla continuación en la prestación del Servicio Público, por un plazo no mayorde 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 deConcesión.

Artículo 7°: INVERSIONES Y REGIMEN DE APROVISIONAMIENTODE ENERGIA ELECTRICA.

Es exclusiva responsabilidad de LA DISTRIBUIDORA realizar lasinversiones necesarias para asegurar la prestación del SERVICIO PUBLICOconforme al nivel de calidad exigido en el Anexo 4 del presente Contrato, asícomo la de celebrar los contratos de compraventa de energía eléctrica enbloque que considere necesarios para cubrir el incremento de demanda dentrode 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 yespacio aéreo, que fuesen necesarios para la colocación de las instalacionespara la prestación del SERVICIO PUBLICO, incluso líneas de comunicacióny mando y de interconexión con centrales generadoras de energía eléctricao con otras redes de distribución o de transporte de energía eléctrica, sinperjuicio de su responsabilidad por los daños que pueda ocasionar a dichosbienes, 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 restriccionesadministrativas al dominio, quedando autorizada a tender y apoyar, mediantepostes y/o soportes, las líneas de distribución de la energía eléctrica y/oinstalar cajas de maniobras, de protección y/o distribución de energía eléctricaen ámbito del dominio público provincial, de conformidad con lareglamentación vigente y/o que dicte el EPRE.

Artículo 10. - A los efectos de la prestación del Servicio Público, LADISTRIBUIDORA, gozará de los derechos de servidumbre previstos en lasLeyes 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 LADISTRIBUIDORA, deberá realizarse en un todo de acuerdo a la normativavigente, resguardando en todo momento la seguridad pública .

LA DISTRIBUIDORA será responsable de todos los gastos incurridos enla realización de tales trabajos, como asimismo, de los daños que los mismospuedan 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, nopodrá obligarse a LA DISTRIBUIDORA a removerlos o trasladarlos sinocuando fuera necesario en razón de obras a ejecutarse por la Nación, laProvincia, alguna Municipalidad de la provincia de Río Negro comprendidadentro del AREA o empresas concesionarias de servicios u obras públicas. En

tales casos, la orden deberá emitirla el EPRE y comunicarla a LADISTRIBUIDORA, con una anticipación suficiente. Los gastos derivados dela remoción o traslado -excluido el lucro cesante- deberán serle reintegradosa LA DISTRIBUIDORA por parte de la autoridad o empresa que sean titularesde las obras.

Asimismo, los vecinos del ÁREA, podrán solicitar su remoción o trasladoa LA DISTRIBUIDORA, fundamentando las razones de tal petición; si lasmismas fueran razonables y no afectasen derechos de otros Usuarios y/ovecinos del Área o el nivel de calidad de la prestación del Servicio Público,LA DISTRIBUIDORA deberá atender dichas solicitudes, con cargo a quieneslo solicitaran.

Todos los gastos de remoción, retiro, traslado, modificación,acondicionamiento, sustitución y prolongación de cables e instalaciones quefuera menester realizar, para que queden en perfectas condiciones de seguridady eficiencia desde el punto de vista técnico y económico, serán a cargoexclusivo de LA DISTRIBUIDORA.

Toda controversia que se suscite con motivo de estas solicitudes seráresuelta 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 delIEC 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, quedeberán ser de clase UNO (1).

Artículo 14. - LA DISTRIBUIDORA deberá presentar al EPRE para suaprobación, en la oportunidad y forma que el ENTE lo reglamente, un plande muestreo estadístico de medidores por lotes de similares características(tipo, corriente, antigüedad de instalación) que permita evaluar las condicionesde cada lote y tomar decisiones al respecto, debiendo con posterioridadcumplir con el plan acordado.

Sólo podrá exigirse a LA DISTRIBUIDORA el retiro, mantenimiento yrecontraste de medidores, en los términos y condiciones establecidos en elRégimen 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 dela prestación del Servicio Público y/o el incumplimiento de sus obligacionescontenidas en el presente y en el Marco Regulatorio Eléctrico.

A los efectos de lo estipulado en este Artículo, entre los terceros seconsidera incluida LA CONCEDENTE. LA DISTRIBUIDORA seráresponsable por los daños que pudieran producirse en ocasión de prestarse elservicio en forma directa o a través de contratistas, subcontratistas, conpersonal dependiente y/o contratado, o los producidos por el riesgo o viciode los bienes de su propiedad o que tengan a su cuidado. LA DISTRIBUIDORAdeberá mantener indemne a LA CONCEDENTE frente a cualquier reclamopor daños y perjuicios o de cualquier otra naturaleza que tenga por causaalguno 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 losUsuarios los derechos establecidos en el respectivo Regimen deSuministro, 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 aumentode la capacidad de suministro o de una nueva solicitud de servicio.

c) Suministrar la energía eléctrica necesaria para la prestación del serviciode Alumbrado Público a cada una de la Municipalidades existentesdentro del Área en las condiciones técnicas actualmente vigentes, sinperjuicio de las modificaciones que pacten las partes.

d) Suministrar energía eléctrica en tensiones igual o inferior a 33 KV o encualquier otra acordada con el EPRE.

e) Si existieran suministros con otros núcleos de tensión no normalizadosy/o en corriente continua, los mismos no serán ampliados y seránsustituidos por suministros a las tensiones de 33 KV o en cualquier otraacordada con el EPRE, en cuanto ello sea necesario y en todos loscasos con cargo a LA DISTRIBUIDORA.

f) La Distribuidora podrá para cumplir con su obligación de asegurar elabastecimiento proponer al EPRE niveles de tensión de suministro deenergía eléctrica superiores a los 33 KV. En caso de ser aprobado elnuevo nivel de tensión tendrán un tratamiento particular según sea elcaso:- 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 EspecialReembolsable.

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- Los costos asociados a las modificaciones de las instalacionesexistentes por el cambio de tensión propuesto por La Distribuidoraestarán a su cargo.

- Si las modificaciones a la red existente surgen por requerimientos delos Usuarios, La Distribuidora podrá solicitar aportes reintegrablessegún la normativa a ese efecto.

g) Efectuar las inversiones, y realizar el mantenimiento necesario paragarantizar los niveles de calidad del servicio definidos en el Anexo 4 dela presente Contrato.

h)Adoptar las medidas necesarias para asegurar la provisión y disponibilidadde energía eléctrica, a fin de satisfacer la demanda en tiempo oportunoy conforme al nivel de calidad establecido en el Anexo 4 de la presenteContrato, debiendo a tales efectos asegurar las fuentes deaprovisionamiento. LA CONCEDENTE no será responsable, bajoninguna circunstancia, de la provisión de energía eléctrica faltantepara 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 calidadestablecido en el Anexo 4 de la presente Contrato, la operación ymantenimiento del suministro eléctrico de la infraestructura que elGobierno Provincial construya y financie con el fin de atendernecesidades eléctricas insatisfechas.

j) Permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad detransporte de sus sistemas, mientras no esté comprometida paraabastecer su demanda, en las condiciones pactadas con aquél, yconforme a los términos de la Ley Nº 24.065. La capacidad detransporte, incluye la de transformación y el acceso a toda otrainstalación o servicio, que el EPRE determine.

k)Fijar especificaciones mínimas de calidad para la electricidad que secoloque en su sistema de distribución, de acuerdo a los criterios queespecifique el EPRE.

l) Facilitar la utilización de sus redes a Grandes Usuarios del MEM en lascondiciones que se establecen en el Anexo 2 Régimen Tarifario de lapresente Contrato.

m) Instalar, operar y mantener las instalaciones y/o equipos, de formatal que no constituyan peligro para la seguridad pública, respetando lasnormas que regulan la materia.

ñ)Adecuar su accionar al objetivo de preservar y/o mejorar los ecosistemasinvolucrados con el desarrollo de su actividad, cumpliendo con lasnormas destinadas a la protección del medio ambiente actualmente envigencia, como asimismo, aquellas que en el futuro se establezcan.

n)Propender y fomentar para sí y para sus USUARIOS el uso racional dela energía eléctrica.

o)Elaborar y aplicar, previa aprobación del EPRE, las normas que han deregir la operación de las redes de distribución en todos aquellos temasque se relacionen a vinculaciones eléctricas que se implementen conotro Distribuidor, con Transportistas y/o Generadores.

p)Abstenerse de dar comienzo a la construcción, operación, extensión oampliación de instalaciones de la magnitud que precise la calificacióndel EPRE, sin obtener previamente el certificado que acredite laconveniencia y necesidad pública de dicha construcción, instalación oampliación, conforme al procedimiento establecido en la Ley Nº 2902y la reglamentación que al efecto dicte el EPRE.

q) Abstenerse de abandonar total o parcialmente la prestación del ServicioPúblico o las instalaciones destinadas o afectadas a su prestación, sincontar previamente con la autorización del EPRE.

r) Abstenerse de ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a susinstalaciones, excepto las que puedan fundarse en categorías de Usuarios,o diferencias que determine el EPRE, respetando la limitación previstaen el Art. 45° del Decreto N° 1291/95.

s) Abstenerse de constituir hipoteca, prenda, u otro gravamen o derechoreal en favor de terceros sobre los bienes afectados a la prestación delServicio Público, sin perjuicio de la libre disponibilidad de aquéllosbienes 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 abusode 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/oaplicar las sanciones previstas en el Anexo 4 de la presente Contrato.

u) Abonar la tasa de inspección y control que fije el EPRE, conforme alo dispuesto por la Ley Nº 2986.

v)Poner a disposición del EPRE todos los documentos e informaciónnecesarios, o que este le requiera, para verificar el cumplimiento de laadecuación de sus prestaciones al Marco Regulatorio Eléctrico y todanorma aplicable, sometiéndose a los requerimientos que a tal efecto elmismo realice.

w)Cumplimentar las disposiciones y normativa emanadas del EPRE envirtud de sus atribuciones legales y reglamentarias.

x)Cumplir con todas las leyes y regulaciones que por cualquier conceptole sean aplicables, entre ellas, las de orden laboral y de seguridadsocial.

y)LA DISTRIBUIDORA deberá atender dentro del Área, toda solicitudde aumento de capacidad de servicios existentes y toda solicitud denuevos servicios. En la medida que se cumplan los supuestos previstosen la normativa reglamentaria impartida por el EPRE sobre contri-bución especial reembolsable, La Distribuidora podrá solicitar unanticipo financiero a quien peticione una nueva conexión o ampliaciónde potencia, cuya viabilidad y monto máximo será definido por elEPRE.

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 eltérmino y bajo las condiciones que se determinan en la Ley N° 2902 y elpresente Contrato, con excepción de aquéllas zonas que por sus característicassean encuadradas por el EPRE como Mercado Eléctrico Rural Disperso.

La CONCEDENTE podrá dejar sin efecto la EXCLUSIVIDAD ZONALo modificar el AREA dentro de la cual se ejerce, cuando innovacionestecnológicas conviertan toda o parte de la prestación del servicio público dedistribución y comercialización que reviste actualmente la condición demonopolio natural, en un ámbito donde puedan competir otras formas deprestación 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, someterloa la aprobación del EPRE y facilitar el conocimiento de los valores tarifariosa los usuarios.

Los Cuadros Tarifarios que apruebe la Autoridad de Aplicación constituyenvalores máximos, límite dentro del cual la DISTRIBUIDORA facturará a susUsuarios por el servicio prestado.

Artículo 19. - El Régimen Tarifario y el Cuadro Tarifario serán revisadosen las oportunidades previstas en el capítulo IX de la ley 2902.

Con un (1) año de antelación al vencimiento de cada Régimen y CuadroTarifario, LA DISTRIBUIDORA presentará al EPRE la propuesta de unnuevo Régimen Tarifario y Cuadro Tarifario.

La propuesta que efectúe LA DISTRIBUIDORA deberá respetar losprincipios tarifarios establecidos en la Ley N° 2902, su reglamentación y loslineamientos y parámetros que especifique el EPRE, debiendo basarse en lossiguientes principios:

A. Reflejar el costo marginal o económico de la prestación del Serviciode Distribución para los siguientes cinco (5) años, incluyendo elcosto de desarrollo de redes, los costos de operación ymantenimiento y los costos de comercialización.

B. La asignación de los costos propios de Distribución a losparámetros tarifarios de cada categoría que se defina en elRégimen Tarifario, deberá efectuarse teniendo en cuenta lamodalidad de consumo de cada grupo de usuarios y el nivel detensión en que se efectúe el suministro.

C. La propuesta de modificación del Régimen Tarifario deberásustentarse en la estructura de consumo de los usuarios y tener ungrado de detalle que relacione los costos económicos con losparámetros de tarifación para cada categoría de usuarios.

Artículo 20. - LA DISTRIBUIDORA podrá proponer al EPRE elestablecimiento de tarifas que respondan a modalidades de consumo nocontempladas en el Régimen Tarifario del Anexo 2 de la presente Contrato,cuando su aplicación signifique mejoras técnicas y económicas en la prestacióndel 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 ningunaexcepción 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 consecuenciade la sanción de impuestos, tasas o gravámenes específicos y exclusivos de laactividad de prestación del Servicio Público o de la consagración de untratamiento tributario diferencial para este o discriminatorio respecto deotros Servicios Públicos, LA DISTRIBUIDORA podrá solicitar al EPRE sele autorice a trasladar el importe de dichos impuestos, tasas o gravámenes alas Tarifas o precios en su exacta incidencia.

Artículo 23. - En relación a los usos de espacios públicos municipales encuya jurisdicción se preste el servicio público, La DISTRIBUIDORA abonaráa contribución correspondiente sobre sus entradas brutas (netas de impuestos


y/o tasas y/o conceptos no asociados a la venta de energía eléctrica)por todo ingreso asociado al negocio de venta de energía eléctricadentro 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 ambasprestaciones, en caso de acordarse esta última, serán discriminados en lafacturación al usuario con el importe correspondiente a esta contribu-ción.

Toda divergencia que se suscite entre las municipalidades yLA DISTRIBUIDORA será resuelta en forma irrecurrible por el EPRE,si las partes interesadas no hubieren optado por someterla a decisión judicialmediante 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 resultensatisfactorias para el EPRE, en cumplimiento de sus obligaciones que surgendel 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 elAnexo 4 de la presente Contrato, sin perjuicio de la ejecución de las garantíasreconocidas en el artículo precedente y de la facultad de la CONCEDENTEde 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 lamisma, ni ninguna Empresa Controlada por la misma podrá ser propietariao 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 consentimientoprevio 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 delServicio Público y de la aplicación o interpretación del Marco RegulatorioEléctrico, será sometida a la jurisdicción del EPRE, conforme a lasprescripciones 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 TARIFARIOEste régimen es aplicable a los usuarios del servicio público de distribución

de energía eléctrica abastecidos por LA DISTRIBUIDORA CEARC, desde el1 de Noviembre del 2009 hasta el 31 de Octubre de 2014.

2.- CATEGORÍAS TARIFARIASLas categorías tarifarias en la que se agrupan los distintos usuarios resultan

de considerar inicialmente, qué Agente abastece la demanda, y a partir de allítener en cuenta las cuestiones técnicas asociadas, como son la potenciademandada, el nivel y modalidad de consumo, y la conexión física delsuministro.

2.1.- Categorías Principales.De las condiciones expuestas surge la siguiente división de Categorías

Tarifarias en las que se encuadrarán los distintos usuarios de LADISTRIBUIDORA CEARC.

a) Usuarios abastecidos por LA DISTRIBUIDORA CEARC según lapotencia 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 demandamáxima promedio de 15 minutos es superior a 10 kW (kilo-watts).

b) Usuarios abastecidos por el MEM o Usuarios del Servicio de Peaje: Sontodos aquellos usuarios que se abastecen de energía directamente desdeel MEM y la misma se transporta a través de la red de LADISTRIBUIDORA. Estos usuarios se corresponden con los usua-rios cuya demanda máxima promedio de 15 minutos es más de 10kw.

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 decada 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 deltransformador MT/BT) y T1 AP (Alumbrado).

La diferencia entre T1 R y T1 G, con la T1 B radica en las característicasfísicas de conexión a la red de cada suministro.

La diferencia entre consumos T1 R y T1 G se plantea a partir del destinodel uso de la energía que se consume en el período medido y tienen sucorrespondencia 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 laT1 R2.

Se encuadrarán en tarifa T1 R al suministro brindado en los lugaresenumerados a continuación:

• Casas o departamentos destinados exclusivamente para habitación,incluyendo las dependencias e instalaciones de uso colectivo (escaleras,pasillos, lavaderos, cocheras, ascensores, bombas, equipos derefrigeración o calefacción y utilizaciones análogas), y a las deiluminación en espacios comunes exteriores que no tomen el suministrode 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 losmotores y/o artefactos afectados a dicha actividad no excedan de 0,50kW cada uno y de 3 kW en conjunto.

• Oficinas o pequeños locales de cualquier carácter, que formen parte dela vivienda que habite el usuario, que sean explotadas por él mismo,que no se atienda al público y cuyo consumo no sea preponderantesobre el de la vivienda propiamente dicha.

• Obras de construcción, cuyo destino sea algunas de las enunciadas enlos puntos anteriores, cuando la titularidad del suministro eléctrico laejerza el propietario, excluyéndose expresamente las construccionesmúltiples 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 realizaránen forma automática en función al volumen de energía consumidamensualmente. Los consumos bimestrales hasta 1000 kWh inclusive,corresponden a la Tarifa T1 G1, y los consumos bimestrales mayores a 1000kWh corresponden a la Tarifa T1 G2.

El encuadramiento en esta tarifa se corresponde con los usos no asociadosa la T1 R y T1 AP.

c) Tarifa en Bornes T1 B (Uso Residencial o General con conexión abornes de transformador MT/BT).

La tarifa T1 B es una tarifa que se asimila a la T1 R y T1 G en loque respecta a los consumos y usos del servicio que le dan los usua-rios. La demanda máxima promedio de 15 minutos, es inferior o iguala los 10 kW, pero se distingue de estas por la condición física en que el TPMT/BT los abastece directamente sin que se genere un desarrollo de red deBT.

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 queimplica que no se genera un desarrollo de red de BT a partir de susbornes.

El cumplimiento de la condición técnica de un TP que no genera undesarrollo de red de BT, implica el encuadramiento automático del usuario ousuarios abastecidos por dicho TP en la categoría T1 B. La falta decumplimiento 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 DISTRIBUIDORAque implique un desarrollo de red de BT, los suministros involucradosencuadrados originalmente en "bornes" serán reencuadrados en la tarifa quecorresponda, sin que sea necesario contar en forma previa con la conformidaddel usuario.

En ningún caso, el usuario afectado podrá oponerse a la modificación delas instalaciones eléctricas de LA DISTRIBUIDORA, ni a su reencuadramientoen la tarifa que corresponda de acuerdo al presente Régimen Tarifario y lanueva condición técnica de su suministro.


Las Tarifas T1 B se asimilan exactamente a los usos y apertura de lasmencionada 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 lasmencionadas debido a segmentaciones actual del Costo de Abastecimientodispuestas a nivel del Mercado Eléctrico Mayorista, que diferencia para losusuarios residenciales consumos inferiores o iguales a 1000 kWh/bim, entre1000 y 1400 kwh/bim, entre 1400 y 2800 kWh/bim, y mayores a 2800kWh/bim. Asimismo, diferencia para los usuarios generales consumosinferiores a 4000 kWh/bim, y mayores o iguales a 4000 kWh/bim. En estassegmentaciones el único cargo que varía es el costo por compra de energíasegún las distintas categorías. Dicha segmentación así como el concepto deprecios 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, señalamientoluminoso, publicidades, cabinas telefónicas, relojes, etc., siempre que lademanda máxima promedio de 15 minutos por punto de suministro o puntode 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 víaspúblicas, como así también para la energía eléctrica que se suministrepara los sistemas de señalamiento luminoso para el tránsito.

• Regirá además para la iluminación de fuentes ornamentales,monumentos de propiedad nacional, provincial o municipal y relojesvisibles desde la vía pública instalados en iglesias o edificiosgubernamentales, siempre que los consumos respectivos sean registradoscon medidores independientes.

• Se aplicará también al alumbrado de espacios comunes exteriorespertenecientes a entidades no gubernamentales (consorcios, corredoresviales, etc.) que se alimentan de la fase de AP.

En el caso de demandas de las características anteriores, superiores a los10 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 unpuesto de transformación.

Esta tarifa, con la estructura de costos adoptada, asegura a CEARC laobtención de los recursos necesarios para efectuar la medición efectiva delos consumos, como sucede con cualquier otro usuario de su servicio. Por talrazón, LA DISTRIBUIDORA tiene la obligación de instalar la medicióncorrespondiente.

El costo de normalización de la medición se cubrirá a través del pago porparte del usuario de la tasa de conexión correspondiente.

En el caso que sea necesaria la medición estimada, por cuanto existeimposibilidad de una medición tal cual lo prevé la Tarifa, se deberán suscribirlos Convenios pertinentes, los cuales estarán sujetos a la autorización delEPRE.

• Transición:Dado que la práctica habitual es la facturación de consumos estimados,

será necesario adecuar esta a los requerimientos técnicos que se derivan deesta nueva reglamentación. Para ello se establece un plazo de doce meses apartir de la firma de este Contrato, para el cumplimiento efectivo de estaobligación por parte de CEARC.

Superado dicho plazo y dentro de los quince días posteriores, LADISTRIBUIDORA deberá presentar un estado de situación de cada uno de lospuntos de abastecimiento de alumbrado público, adjuntando en los casos enque no se haya concretado la normalización exigida, la documentaciónpertinente que avale las gestiones efectuadas y los motivos delincumplimiento.

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 entoncesCargos Fijos para suministros monofásicos y Cargos Fijos parasuministros trifásicos, asociados a cada una de las subcategorías tarifariassegún corresponda.

• Un cargo variable en función de la energía consumida, según lasubcategoría tarifaria correspondiente.

Los valores correspondientes a los cargos fijos y variables se calcularánsegún lo que se establece en el “Procedimiento para la Determinación delCuadro 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 aaumentar los cargos indicados en los porcentajes que se indican a continua-ción:

- C os f i m enor de 0 ,85 hasta 0 ,75 : 10% - C os f i m enor de 0 ,75: 20%

A tal efecto, LA DISTRIBUIDORA podrá, a su opción, efectuarmediciones y registro de la suma de energía reactiva suministrada en elperíodo de facturación, en los horarios de pico más resto, con el objeto deestablecer el valor medio del factor de potencia en dichos horarios.

Si de las mediciones efectuadas surgiese que el factor de potencia esinferior a 0,85, LA DISTRIBUIDORA notificará al usuario tal circunstancia,otorgándole un plazo de sesenta (60) días corridos para la normalización dedicho factor.

Si una vez transcurrido el plazo aún no se hubiese corregido la anor-malidad, LA DISTRIBUIDORA estará facultada a aplicar las penalidadesestipuladas, 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 seasubsanada.

Cuando el valor medio del factor de potencia fuese inferior a 0.60, LADISTRIBUIDORA, previa notificación, podrá suspender el servicio eléctricohasta tanto el usuario adecue sus instalaciones a fin de superar dicho valorlímite.

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 considerarla demanda, la modalidad de contratación de esa demanda, el nivel de tensióny las características de conexión a la red.

A los fines de su clasificación y aplicación tarifaria para los usuarioscomprendidos en la Tarifa T2, se definen los siguientes tipos de suministroa 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 eluso del suministro eléctrico.

Pueden encuadrarse en esta tarifa, todos los usuarios con más de 10 kWde potencia. Su característica consiste en que el Cargo por Uso de Red, seaplica mensualmente sobre una única Potencia, coincidente con la máximapotencia a demandar en el año declarada por el Usuario. El resto de loscargos son comunes a las distintas opciones de tarifas T2.

Suministro en BT: el único requisito es demandar una potencia superior alos 10 kW.

Las conexiones en bornes de transformador MT/BT, no cuentan concondiciones adicionales, salvo las físicas que exigen que el suministro debeefectuarse desde bornes de transformador a través de una acometida o crucede calle y acometida. Es decir, que el transformador debe cumplir la condiciónde no generar un desarrollo de red a partir de sus bornes.

Suministro en MT: se consideran aquellas entre 1 y 13,2 kV y paraacceder a este nivel de tensión sin cargos adicionales, el usuario deberámínimamente declarar una potencia máxima anual de 50 kW.

La tensión de suministro en Media Tensión, mayor a 1 kV y menor a13,2 kV, se definirá en función de la disponibilidad de instalacionescorrespondientes en el punto de conexión.

LA DISTRIBUIDORA CEARC deberá encuadrar automáticamente a losusuarios que cumpla con la condición física para ser encuadrado en las TarifasT2 en bornes MT/BT. En caso de no hacerlo, será sancionada por la Autoridadde Aplicación.

En ambos casos, las modificaciones en la instalación de LADISTRIBUIDORA o de la conexión del usuario (cambio de punto desuministro), que signifiquen que el suministro dejó de cumplir las condiciones


previstas para acceder a estas tarifas, provocarán el inmediato encuadramientodel 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 delas instalaciones eléctricas de LA DISTRIBUIDORA, ni a su reencuadramientoen la tarifa que corresponda de acuerdo al presente Régimen Tarifario y lanueva 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 desuministros en bornes de TP MT/BT cuya demanda excede los 10 kW y porlo tanto debe ser considerados como una Gran Demanda (T2).

Por las características de este consumo la T2AP se prevé en BT, ycuentan con un Cargo por Uso de Red asociado a su modalidad de consumoen 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 ubicadosen su zona de concesión, que efectuaren contratos con Generadores, el usode sus instalaciones de Distribución, debiendo realizar las expansiones conlos mismos criterios que se aplican para con los usuarios a los cuales LADISTRIBUIDORA les presta servicio de distribución y abastecimiento deelectricidad y considerando también la misma calidad de servicio.

Los tipos de suministro son los mismos definidos para la Tarifa 2, por lotanto el tratamiento a los usuarios debe ser equivalente en lo que respecta alas subcategorías, tasas, régimen de contratación de la capacidad de suministro,cargos y multas, con las diferencias en el reconocimiento del costo deabastecimiento para LA DISTRIBUIDORA CEARC que sólo se limita alreconocimiento de las pérdidas eléctricas por el uso de su red.

La jurisdicción del EPRE sobre este uso de las instalaciones de LADISTRIBUIDORA alcanza la definición de tarifas de peaje, las que deacuerdo a la metodología utilizada resultan comparables con sus similares T2ya que basan sus cargos en estas y sólo se diferencian en el componente deabastecimiento.

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 enla declaración anual de potencia, pudiendo los usuarios encuadrarsevoluntariamente 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/BTT2 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 PrestaciónAdicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) que realiza LADISTRIBUIDORA.

T2 PJ BT_B - Suministro en Baja Tensión desde bornes del TP MT/BTT2 PJ BT_R - Suministro en Baja Tensión desde la red de distribuciónT2 PJ MT_R - Suministro en Media Tensión desde la red de distribución

T2 DV: Contienen a todo aquel usuario que declare anualmente más de unvalor de potencia, contemplando períodos trimestrales.

T2 DV BT_B - Suministro en Baja Tensión desde Bornes del TP MT/BTT2 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 deprestación Adicional de la Función Técnica de Transporte (PAFTT) querealiza LA DISTRIBUIDORA y la demanda anual variable por períodostrimestrales.

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 dedistribución

Nota: Excepto para las T2 AP, para el resto de las categorías existe unaapertura adicional a las mencionadas debido a la actual segmentación delCosto de Abastecimiento a nivel del Mercado Eléctrico Mayorista, quediferencia demandas entre 10 y 300 kW y demandas mayores a 300 kW.Para esta segmentación el único cargo que varía según las categorías es elcosto por compra de energía. Dicha segmentación así como el concepto deprecios 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 cualacuerda con LA DISTRIBUIDORA el valor de “capacidad máxima desuministro”.

Se define como “capacidad máxima de suministro” a la potencia máximaen kW promedio de 15 minutos consecutivos, que el usuario declara requerirpara su suministro y que LA DISTRIBUIDORA se compromete a poner adisposición 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 ypuesta a su disposición.

El usuario sólo podrá solicitar formalmente una potencia menor a la“capacidad máxima de suministro” acordada y puesta a su disposición, almomento del vencimiento de un ciclo de 12 meses.

El valor de capacidad máxima de suministro convenido en cada períodoserá válido y aplicable, a los efectos de la facturación del Cargo por Uso dela 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 puedaproceder 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 serenovará automáticamente por 12 meses más.

Si el usuario decide modificar su "capacidad de suministro" en el transcursode los 12 meses de vigencia de su Contrato de encuadramiento, sólo podráhacerlo por una potencia mayor, para lo cual deberá convenir una nueva"capacidad máxima de suministro", la que reemplazará a la anterior a partirde 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 unciclo de 12 meses y solicitara nuevamente el servicio en la categoría deGrandes Demandas sin que haya transcurrido un período de 18 meses contadosa partir de la suscripción del último Contrato de Encuadramiento, laDistribuidora podrá exigir el pago -al precio vigente en el momento delpedido de la reconexión- del Cargo por Uso de la Red en base a la última"capacidad de suministro" convenida, por los meses que le hubieracorrespondido mientras el servicio estuvo desconectado, hasta elcumplimiento del plazo de vigencia del Convenio de Encuadramiento.

Por el cambio de categoría tarifaria ya sea dentro de Grandes Demandaso peaje, cuando el mismo se efectúa sin interrupción del suministro, semantendrá la "capacidad de suministro" declarada hasta el vencimiento delContrato, pudiendo el usuario modificarla sólo por una potencia mayor.

Para el reencuadramiento tarifario de una Tarifa de Grandes Demandas auna de Pequeñas Demandas, deberá cumplirse el período de vigencia delContrato de "capacidad de suministro", o caso contrario, la Distribuidorapodrá 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 elvencimiento del Contrato.

Para el caso del usuario que se encuadra por primera vez en esta categoríay desconoce por diversos motivos cual es la posible potencia máxima ademandar, podrá solicitar un período de prueba para determinar el valor decapacidad máxima de suministro de forma previa al encuadramiento en laTarifa T2.

Este período abarcará tres meses consecutivos durante los cuales LADISTRIBUIDORA CEARC facturará provisoriamente en la Tarifa T2 todoslos cargos previstos. En particular el cargo por uso de la red se afectará porel valor de la potencia máxima registrada mensual. Finalizado este períodoy verificado que las potencias registradas corresponden a la categoría, elusuario suscribirá el Convenio respectivo con CEARC, lo que formaliza suencuadramiento en la Tarifa T2, rigiendo a partir de ese momento lascondiciones previstas en este.


Si el usuario no aceptara suscribir el Convenio que formaliza suencuadramiento en la Tarifa T2, LA DISTRIBUIDORA CEARC deberáfacturar como Tarifa T1 y quedará habilitada a proceder de manera delimitar el consumo a la categoría Pequeñas Demandas de acuerdo a lo dispuestopor el EPRE en su Resolución Nº 490/2002.

Si el usuario optara por no continuar con el suministro LADISTRIBUIDORA 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 permiteefectuar la declaración anual de potencia máxima en base a períodostrimestrales. Esto significa, que la declaración de potencia se efectuaráanualmente, pero el usuario podrá dividirla en cuatro trimestres con distintaspotencias, que totalizarán la anualidad.

En este tipo de demandas variables se entiende como "capacidad máximade suministro" la del trimestre de máxima potencia.

El valor de capacidad de suministro convenida en cada período trimestralserá válido y aplicable a los efectos de la facturación del Cargo por Uso de laRed (CUR) correspondiente en ese período trimestral.

Si un usuario existente decide modificar su "capacidad de suministro" enel transcurso de los 12 meses de vigencia de su Contrato de Suministro, sólopodrá hacerlo si como mínimo aumenta la capacidad demandada en eltrimestre de máxima potencia declarada y mantiene el resto de las demandastrimestrales presentes en su declaración original. Estas nuevas declaracionesde potencia reemplazarán a la anteriores a partir de la fecha del nuevoContrato y regirá por los próximos DOCE (12) meses.

El usuario esta habilitado para modificar el esquema de trimestres definidooriginalmente durante la vigencia de una Declaración de Potencia, siempreque se respete la restricción definida en el párrafo anterior en los nuevostrimestres equivalentes (coincidente en mayor fracción de meses).

Para el caso del usuario nuevo que quiere encuadrarse en la modalidad decontratación variable trimestral, y el momento de conexión no le coincidecon el inicio de un trimestre según el esquema de trimestres que requiere, sele debe permitir contratar según el esquema de trimestres necesitado, y porel período inicial desfasado abonará el valor de la potencia máxima registradamensual, para luego ya remunerar según la secuencia de los trimestresadoptados.

2.2.B.4.- Cambio de modalidad de contratación.Para los casos de declaraciones anuales en las que los usuarios requieranpasar a declaraciones trimestrales deberán esperar al vencimiento de su

período anual, excepto que se declare una potencia mayor a la vigente enel primer período trimestral a partir del cual rige el nuevo CUR.

Para los casos de usuarios con declaraciones trimestrales que requieranpasar a declaraciones anuales, deberán esperar el vencimiento del períodoanual, excepto que se declare una potencia mayor al trimestre de máxima, apartir 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 DISTRIBUIDORAConvenios Singulares de suministro eléctrico, los que deberán respetar lassiguientes pautas:

• Deben poseer una estructura de cargos similares a los de la tarifaregulada 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 laregión).

• 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 bajoConvenio, tal como lo establece el Contrato de Concesión, formandoparte del mercado regulado.

• Debe prever una cláusula de rescisión anticipada del Contrato dondeconste el plazo a partir del cual se puede solicitar dicha rescisión y lapenalización en concepto de indemnización.

• Las pautas convenidas no podrán importar renuncia de los usuarios aderechos establecidos en las constituciones nacional y provincial ni enel Marco Eléctrico Regulatorio provincial. La renuncia efectuada entales condiciones, se tendrá por no escrita.

LA DISTRIBUIDORA deberá inscribir en la Autoridad Regulatoria losConvenios Singulares.

El incumplimiento por parte de CEARC de la obligación de registración,implicará un incumplimiento referido a la prestación del servicio y serásusceptible de sanción de multa cuyo destino será compensar al usuario quepudiera haber sufrido un daño o sobrecosto.

Los Convenios anteriores a la vigencia del presente Régimen que hayansido suscritos entre LA DISTRIBUIDORA y usuarios, continuarán rigiendodurante todo el plazo de vigencia oportunamente acordado, salvo que ambaspartes 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 GrandesDemandas, son los previstos en el Cuadro Tarifario Base para el período, losque se recalcularán según lo establecido en el "Procedimiento para laDeterminación del Cuadro Tarifario".

La Tarifa T2 consta de los siguientes cargos a aplicar para cada punto desuministro:

• Un cargo fijo mensual por Gastos Comerciales, independiente de losconsumos registrados. El cargo comercial depende del Nivel de Tensión,y en BT de la potencia máxima declarada siendo los 50 kW el puntode corte.

• Un cargo mensual por Uso de Red por cada kW de "capacidad desuministro" convenida haya o no consumo de energía, según sea anualo trimestral.

• Un cargo mensual por Compra de Potencia, por cada kW de potenciaregistrada 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 registradoen 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 Naciónpara el Mercado Eléctrico Mayorista.

Si correspondiera, un recargo por Factor de Potencia y/o por exceso enla potencia convenida.

Si correspondiera, una bonificación por mejora en el Factor de Po-tencia.

Los valores correspondientes a los distintos cargos se calcularán según loque se establece en el "Procedimiento para la Determinación del CuadroTarifario".

2.2.B.7.- Recargos, penalidades y bonificaciones para Usuarios en GrandesDemandas 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, cuandoello implique poner en peligro las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA.

En caso que el usuario tomara en un mes determinado una potenciasuperior a la "capacidad de suministro" convenida, y siempre que ello nosignifique poner en peligro las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA, éstaconsiderará a los efectos de la facturación para el mes medido, la potenciamáxima 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% alcargo por Uso de la Red correspondiente por la diferencia calculada.

Si el exceso de demanda sobre lo pactado, pusiera en peligro lasinstalaciones de CEARC, esta podrá valerse de medios técnicos que apruebeel EPRE para impedir que se registren valores en exceso. Previo a ellocomunicará 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 reactivaDel 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 quedefinimos como Alfa_inst.

Con estos datos la penalización al usuario medido corresponderá si suvalor 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)


3.- DISPOSICIONES ESPECIALES3.1- Generación PropiaPara 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 deeste Contrato.

3.2- Tarifa por el Servicio de PeajeLA DISTRIBUIDORA deberá permitir a los Grandes Usuarios ubicados

en su zona de concesión que efectuaren contratos con Generadores, el uso desus instalaciones de Distribución, debiendo adecuarlas con el propósito deefectuar la correcta prestación del servicio.

En lo que respecta al servicio de peaje a aplicar por el transporte deenergía eléctrica a los Grandes Usuarios, el valor máximo a percibir por elmismo surgirá de aplicar lo establecido en la Resolución SEyT N° 406/96 ycomplementarias y/o modificatorias.

De efectuarse contratos particulares por estos servicios LADISTRIBUIDORA deberá informar al EPRE, para su aprobación, las tarifaspactadas.

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 parteintegrante de este contrato, podrá ser inmediatamente aplicado para lafacturación a los usuarios de LA DISTRIBUIDORA, sin necesidad de mediarla previa aprobación del EPRE.

En todos los casos LA DISTRIBUIDORA deberá facturar en función delCuadro Tarifario vigente al momento del consumo.

Cuando se recalcule el Cuadro Tarifario, de conformidad con lo expuestoen el "Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario", las tarifasnuevas y anteriores serán aplicadas en forma ponderada, teniendo en cuentalos días de vigencia de las mismas, dentro del período de consumo, deacuerdo al siguiente procedimiento:

C F1 = C argo fijo de l Cuadro S ancionado 1 C V 1 = C argo variab le de l Cuadro Sancionado 1 C F2 = C argo F ijo de l C uadro Sancionado 2 C V 2 = C argo V ariab le de l C uadro Sancionado 2 D T = D ías to ta les en tre lecturas D P1 = D ías co rrespondien tes a l período de l C uadro S ancionado 1 D P2 = D ías co rrespondien tes a l período de l C uadro S ancionado 2 Los va lo res ponderados de C F y C V surgen de hacer: C FP1 = C F 1 x D P1 / DT C FP2 = C F 2 x D P 2 / D T Va lo r ponderado C F = CF P1 + C F P2 C V P1 = C V 1 x D P1 / D T C V P2 = C V 2 x D P2 / D T

Va lor ponderado CV = C V P1 + C V P2

LA DISTRIBUIDORA deberá dar amplia difusión a los nuevos valorestarifarios y su fecha de vigencia, para conocimiento de los usuarios, deconformidad con los lineamientos establecidos en la Resolución 134/00 quereglamenta el mecanismo de publicación de los Cuadro Tarifarios apro-bados.

A su vez, elevará en forma inmediata el nuevo Cuadro Tarifario al EnteProvincial Regulador de la Electricidad para su aprobación, adjuntando paraello la información necesaria para su análisis.

El Ente Provincial Regulador de la Electricidad, dentro de un plazo nomayor de CINCO (5) días hábiles se expedirá sobre el particular. En caso deno aprobarse el nuevo cuadro tarifario, le será comunicado en forma inmediataa LA DISTRIBUIDORA, quien deberá efectuar dentro de un plazo no mayorde cinco (5) días hábiles la rectificación que el Ente Provincial Regulador dela Electricidad le indique, debiendo a su vez, efectuar la refacturacióncorrespondiente, 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 T1B G1, T1 B G2, y sus segmentaciones, se realizará de manera automática almomento de efectuarle cada facturación, considerando para ello el valor delconsumo de energía del usuario que se le está facturando y la condición físicarespecto al Transformador de Potencia.

Para el caso de los encuadramientos de Tarifas en Bornes y en Red, lasvariaciones técnicas de la instalación de LA DISTRIBUIDORA o de laconexión del usuario (como por ejemplo la modificación de la ubicación delpunto de suministro) que signifiquen una modificación en las condicionesprevistas para acceder a las tarifas recién mencionadas, provocarán elinmediato reencuadramiento por parte de LA DISTRIBUIDORA del usuarioen la tarifa que corresponda.

Para el cambio de categoría de T1 a T2, debe mediar el consentimientodel usuario puesto de manifiesto con la suscripción del respectivo Contratode Encuadramiento.

Por el cambio de categoría tarifaria ya sea dentro de Grandes Demandaso Peaje, cuando el mismo se efectúa sin interrupción del suministro, semantendrá la "capacidad de suministro" declarada hasta el vencimiento delContrato, pudiendo el usuario modificarla sólo por una potencia mayor.Para el reencuadramiento tarifario de una Tarifa de Grandes Demandas a unade Pequeñas Demandas, deberá cumplirse el período de vigencia del Contratode Encuadramiento, o caso contrario, la Distribuidora podrá exigir el pagodel 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 yuniforme. Se excepciona dicho periodo únicamente para los casos de laprimera y última factura de usuarios regulares, y las facturaciones de usuariosde carácter transitorio, aunque los cargos se facturarán íntegramente, salvoen la primera factura del usuario regular donde el cargo fijo será prorrateadoen función del período facturado. En este último caso, la primera factura quese 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 lecturaefectiva y real del período de consumo del usuario.

La facturación a los usuarios de Grandes Demandas y Peaje, se realizaráen forma mensual.

Si LA DISTRIBUIDORA estima conveniente, podrá elevar aconsideración del EPRE una propuesta de modificación de los períodos defacturación, explicitando las razones y los beneficios para las partes queavalan tales cambios.

LA DISTRIBUIDORA fijará las fechas de vencimiento de las facturas.Dicho vencimiento operará en un plazo no inferior a los diez días posterioresal de su la entrega de factura al usuario.

El usuario tendrá la posibilidad de cancelar la factura en dos vencimientostanto para las Pequeñas Demandas como para las Grandes Demandas. Elperíodo mínimo entre cada vencimiento no podrá ser inferior a siete días.

Para la determinación del monto a pagar por el usuario en el segundovencimiento, LA DISTRIBUIDORA podrá adicionar al valor facturado enfunción del consumo y de los precios vigentes, el interés compensatorio queresulta de aplicar por el plazo entre ambos vencimiento, la tasa prevista enel 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 paracada tipo de conexión (monofásica y trifásica para la Tarifa T1, aérea ysubterránea para la Tarifa T2).

Este concepto será aplicado para toda nueva conexión. El simple cambiode nombre u otras modificaciones relacionadas con el otorgamiento de latitularidad y/u otras cuestiones administrativas, se efectuarán sin cargo alguno.

Las Tasas de conexión a aplicar a los usuarios de Peaje son idénticas a lasde la Tarifa T2 Grandes Demandas, en función del tipo de conexión, dadoque se retribuye la misma prestación.

Cuando se solicite la conexión de un nuevo suministro fuera de los 200metros de la instalación más cercana de LA DISTRIBUIDORA o bien serequiera una ampliación de un suministro existente, para el que debanrealizarse modificaciones sustanciales sobre las redes preexistentes y que porsu carácter lleven asociadas Inversiones Relevantes, LA DISTRIBUIDORApodrá requerir con la previa autorización específica del EPRE unaContribución Especial Reembolsable al Usuario solicitante.


Para ello LA DISTRIBUIDORA deberá cumplimentar con todos losrequerimientos que a tal efecto fije el EPRE, incluyendo toda la informacióntécnica y económica necesaria que permita la correspondiente evaluación,como así también la mecánica prevista para el reembolso al usuario (punto3.5 - 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 inminentesuspensión en caso de no cancelar lo adeudado dentro de los plazos, deberáabonar una tasa de envío del aviso de suspensión de acuerdo a lo dispuesto enel Cuadro Tarifario. Esta Tasa se incluirá en la factura posterior al envío delaviso.

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 pagarpreviamente a la rehabilitación del servicio, la suma que se establezca enconcepto de Tasa de Rehabilitación del Servicio en el Cuadro Tarifario, paracada categoría tarifaria.

Las Tasas de rehabilitación a aplicar a los usuarios de Peaje son idénticasa las de la Tarifa T2 Grandes Demandas, según la categoría tarifaria, dado quese 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 porReconexión del Servicio. Los valores correspondientes serán indicados en elCuadro Tarifario, para cada categoría tarifaria.

Este concepto será aplicado para toda reconexión. El simple cambio denombre u otras modificaciones relacionadas con el otorgamiento de latitularidad y/u otras cuestiones administrativas, se efectuarán sin cargo alguno.

Las Tasas de reconexión a aplicar a los usuarios de Peaje son idénticas alas de la Tarifa T2 Grandes Demandas, según la categoría, dado que seretribuye 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 unsuministro existente, para el que deban realizarse modificaciones sustancialessobre las redes preexistentes y que signifiquen inversiones relevantes, LADISTRIBUIDORA podrá solicitar al usuario una Contribución EspecialReembolsable o CER, siempre que cuente con la aprobación específica delEnte 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 yeconómica necesaria que permita la correspondiente evaluación, como asítambién la mecánica prevista para el reembolso al usuario.

El procedimiento para la aplicación de las Contribuciones EspecialesReembolsables es regido por la Resolución EPRE N° 04/05 y susmodificatorias.

—————

Anexo 3

PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓNDEL CUADRO TARIFARIO

Capítulo 1:PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACION

DEL CUADRO TARIFARIOEl cuadro tarifario que se expone en el ANEXO 6, actualizado según lo

previsto en el CAPITULO 4 del presente, se lo define como CUADROTARIFARIO INICIAL, el mismo regirá desde su fecha de sanción hasta el31/10/2014 y sus valores se ajustarán y actualizarán de acuerdo alprocedimiento 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 loscostos de compra a LA DISTRIBUIDORA EdERSA. Los valorespermitidos de trasladar a las tarifas serán exclusivamente los indicadosen el presente documento. En caso de que LA DISTRIBUIDORACEARC se transforme en agente Distribuidor en el MEM, el EPRE sereserva la facultad de reglamentar la metodología de traslado al CuadroTarifario ante esta nueva situación comercial.

- Los costos propios de distribución (que incluyen dentro de un marcode eficiencia, los Costos de Capital y los Costos de Operación yMantenimiento.

- Los costos de comercialización asociados a la atención de la clientela.

- Los montos resultantes de las sanciones aplicadas al Sistema deTransporte en Alta Tensión con efectos sobre la línea de 132 kVCéspedes - Río Colorado, acreditados a LA DISTRIBUIDORA EdERSAy trasladados a la CEARC.

Nota:- Los conceptos que representan penalidades, tales como sanciones

vinculadas a la calidad de servicio reglamentada en el Anexo 4, bajofactor de potencia en la compra, etc., no integran los costos reconocidosy, por lo tanto si los hubiera, deben ser soportados exclusivamente porLA DISTRIBUIDORA.

CÁLCULO DEL COSTO DE ABASTECIMIENTODE 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 bandaER

b (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 trimestreconsiderado. Este valor se considerará en ocasión de calcular cada ajustetrimestral.

PDM: Potencia máxima para el trimestre que se inicia, expresada enMW. 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 deAbastecimiento 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 deAbastecimiento 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 puestaa disposición. Para el periodo que se inicia, deberá ser calculado y declaradopor LA DISTRIBUIDORA (CEARC)al momento de presentar cada cuadrotarifario 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 lapotencia para el trimestre que se inicia.

$PRES: Precio de la Potencia por Reserva, expresado en $/MW, publicadoen la Programación Estacional definitiva de CAMMESA para el trimestreque se inicia.

$PASOC: Precio por la Potencia Asociada a Servicios, expresado en $/MW publicado en la Programación Estacional definitiva de CAMMESApara el trimestre que se inicia.


FA: Factor de Adaptación proyectado de la Barra de Céspedes en 132 KV.El mismo se define en la Programación Estacional definitiva que publicaCAMMESA 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 LADISTRIBUIDORA (CEARC). Se estima en función del monto total trimestralreconocido para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual trimestre delaño anterior ($DRIPEdERSA), afectándolo de la relación entre la PMP yPMAXEdERSA.

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 igualtrimestre del año anterior ($GENREEdERSA), afectándolo de la relaciónentre la PMP y PMAXEdERSA.

II.1.1.b Cargos asociados a la Energía.1. Cargo por Energía:

$CEAEb = ER

b* (FN

b * $PE

b + $PEA

b)

$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 laProgramación Estacional definitiva que publica CAMMESA para el trimestreque 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 laProgramación Estacional definitiva de CAMMESA para el trimestre que seinicia.

$PEAb : Precio de la Energía Adicional por banda en la barra de mercado,

expresado en $/MWh. El mismo se define en la Programación Estacionaldefinitiva 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 energíapara 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 laProgramación Estacional definitiva de CAMMESA para el trimestre que seinicia.

$PConf: Precio por la Potencia por Confiabilidad expresado en $/MW,publicado en la Programación Estacional definitiva de CAMMESA para eltrimestre 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 ala energía.

FNNE: Definido por Ley 24065 (FNEE) para el trimestre que se inicia.

ER: definida en el numeral I.

4. Gastos de CAMMESASe estima en función del monto total trimestral reconocido para LA

DISTRIBUIDORA EdERSA para igual trimestre del año anterior($GCAMMESA

EdERSA), apropiado en función de la relación entre la

ERCEARCb y la EREdERSA

b 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).Se estima en función del monto total trimestral reconocido para LA

DISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual trimestre del año anterior($SCPL

EdERSA), afectándolo de la relación entre la ERCEARC

b y EREdERSA

b.

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).

Se estima en función del monto total trimestral reconocido para LADISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual trimestre del año anterior($SCDFN


b 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).Se estima en función del monto total trimestral reconocido para LADISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual trimestre del año anterior($SCTD


b y EREdERSA

b.

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).Se estima en función del monto total trimestral reconocido para LADISTRIBUIDORA (EdERSA) para igual trimestre del año anterior($SCDC


b y EREdERSA

b.

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 agentedistribuidor en el MEM, es necesario determinar los montos trimestrales porcargo fijo y cargo variable.

II.1.2.a Recaudado por cargos fijoSe obtiene a partir de hacer:RCFMEM = $CRSAP

II.1.2.b Recaudado por cargos variableSe obtiene a partir de hacer:RCVMEM = $CEAE

b + $CBCAE + $FNAEE + $GCAMMESA

Nota: Los valores definidos en los acápites II.1.1.a, II.1.1.b secomplementaran con los respectivos montos que surjan del valor de laPAFTT que LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) presta a LA DISTRIBUIDORA(CEARC).

II.1.3. Desagregación de los cargos por Potencia, en Energía por banday Uso de Transporte (MEM).

A partir de los términos desarrollados bajo el acápite II.1.1 se establece lacomposición de los cargos por potencia y energía por banda Límites paraLA DISTRIBUIDORA (CEARC), de cada trimestre que se inicia.

El concepto de cargo por transporte de otros agentes está incorporadoproporcionalmente como costo de compra en la determinación de la PAFTTde EdERSA a LA DISTRIBUIDORA (CEARC), por lo que no será incorporadocomo cargo en este concepto.


CARGOS DE CONEXIÓN (CCON)

CCO N= [Cx * (hs-Disp)] * K

Donde:

C X: cargo de conexión [$*(hs-Disp)]

K1. K 2: coeficientes de participación de CEARC en el uso de la red.

K1= D RC/( D RC + D LA + D VM) K2= D RC/( D RC + D LA)

D RC: Dem anda m áxim a de la CEARC.

D LA: Dem anda m áxim a de La Adela.

D VM: Dem anda m áxim a del Valle M edio.

hs-Disp: Horas de disponib ilidad de la instalación en el m es.

CARG O S DE TRANSFO RM ACIÓ N (C TRAF)

CTR AF= [C T * (hs-D isp)*k ]*(Pot— inst) * K

Donde:

C T: cargo de transform ación [$*(hs-D isp)*Pot-Inst]

K1. K 2: coeficientes de partic ipación de C EAR C en el uso de la red.

K 1= D RC/( D RC + D LA + D VM) K2= D RC/( D RC + D LA)

D RC: Dem anda m áxim a de la CEAR C.



Pot-Inst: Potencia Instalada en transform ación.

hs-D isp: Horas de disponib ilidad de la instalación en el m es.

II.1.3.a Cargo por Potencia Límite (CPL)CPL = ($CRSAP) / PDM

II.1.3.b Cargo por Energía Limite por banda (CELb)

CELb = ($CEAE

b + $MSEL

b) / ER

b

$MSELb definido en el punto 6 siguiente.

Para la determinación de este costo se definen Coeficientes de apropiaciónpor banda atento a que en los cargos citados desde el acápite II.1.1.b.2. alII.1.1.b.8 no se cuenta con dicha asignación. Para ello se toma comoreferencia 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 en132 kV.

SPEb = (FN

b * $PE

b + $PEA

b)

4. Monómico de la señal de precio para la barra de Céspedes en 132 kV.MSPE = (ER

b * SPE

b ) / ER

5. Coeficiente de señal de precio por banda horaria.$SEL

b = $MCTE / MSPE * SPE

b

6. Monto resultante de aplicar el coeficiente de la señal de precios porbanda horaria.

$MSELb = $SEL

b * ER

b

II.2. Determinación de la Prestación Adicional de la Función Técnica delTransporte (PAFTT).

El régimen tarifario que debe aplicar EdERSA, por transportar la energíadesde Choele Choel a Río Colorado, debe coincidir con los principioseconómicos del Marco Regulatorio Eléctrico.

En base a ello el método de remuneración de la PFTT debe ser consistentecon el vigente para el Transporte por Distribución Troncal, esto es, similaral 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.

K1. K2: coeficientes de participación de CEARC en el uso de la red.

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.

hs-Disp: Horas de disponibilidad de la instalación en el mes.

CARG O 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 m ensual fijo por periodo tarifario. Se

agregarán a estas perdidas la energía de los servicios auxiliares (SA) de la ET Río

Colorado.

CPEET= ( E J + SA) * PVM * K

Donde:

EJ: Energía perdida por efecto Joule en el m es

SA: Consum o m ensual de S.A. de la ET Rio Colorado.

PVM : Precio estacional m onóm ico de la energía, para EdERSA .

K1. K2: coeficientes de participación de CEARC en el uso de la red.

K1= DRC/( D RC + D LA + D VM) K2= D RC/( D RC + D LA)

D RC: Dem anda m áxim a de la CEARC.



A los efectos de los cálculos trimestrales se debe contar mensualmentecon la disponibilidad horaria de cada instalación que interviene en laremuneración, esto es

Insta lac ion Equ ipo H oras M es H oras Indispon ib ilidad H oras

D isponibles

Linea 132 K V C hoele

C hoel/C espedes

L inea 132 KV C éspedes/R io

C o lorado

ET T ransfo rm ador N º

1 132K v/13,2 Kv

ET A lim en tador 1

ET A lim en tador 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, comoen la línea Choele Choel - Céspedes, instalación de EdERSA, en la que sedebe reconocer los gastos de Capital y la energía perdida por efecto Joule, loscostos deben ser apropiados a LA DISTRIBUIDORA (CEARC) según sudemanda respecto del total, esto es:

K1=D

RC/(D

RC+D

LA+D

VM)

Estos mismos gastos se repiten en la línea Céspedes - Río Colorado y enla ET Río Colorado, ahora con participación:

K2= D

RC/(D

RC+D

LA)

Definiéndose:K

1= 0.30

K2= 0,83

Lo que arroja un parcial de $ 119,669 para una disponibilidad, en todaslas instalaciones, del 100% -720 hs mensuales.


A este valor se agrega el cargo de perdida por transportar energía, que sefija 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 instalacionesasociadas 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, yaque son los vigentes para un transportista y supuestamente reflejan, comoúnico ingreso, sus costos y ganancias.

II.2.1. CargosSe define el valor trimestral VTPAFTT a la sumatoria del VPAFTT

mensual , expresado en $.

El cargo por uso de transporte de la PAFTT (UPAFTT) se definecomo:

UPAFTT = VTPAFTT/ PDM

PDM: Potencia máxima para el trimestre que se inicia, expresada enMW. 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 trimestralespor cargo fijo como por cargo variable.

II.2.2.a. Cargo fijo limite por la PAFTTLos 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 yUso de Transporte (PAFTT).

II.2.3.c. Cargos Asociados al Uso de Transporte de otros AgentesEl 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 agentedistribuidor y otro por la función adicional que LA DISTRIBUIDORA(EdERSA) le presta como transportista, por la vinculación entre la ET RíoColorado 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 preciolímite).

Se define comoCPL

total = CPL + CPL

paftt

Donde:CPL definido en acápite II.1.3.a.CPL

paftt definido en el acápite II.2.3.a.

Se define como:CEL

total = CEL b + CCELb

paftt

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 ACUERDOSVIGENTES. (Addendum al Contrato de Abastecimiento de Energia yPotencia 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 seinicia con Ajuste para la banda de pico expresado en $/MWh.

PSCA valle n+2 : Precio Proyectado de EdERSA para el trimestre que seinicia con Ajuste para la banda de valle expresado en $/MWh.

PSCA resto n+2 : Precio Proyectado de EdERSA para el trimestre que seinicia con Ajuste para la banda de resto expresado en $/MWh.

Cargo Fijo Mensual por suministro: es el precio que se determina en laAddenda firmada entre LA DISTRIBUIDORA (CEARC) y EdERSA confecha 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" correspondeal 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 UNITARIOSPara determinar el cargo como monómico de energía (CBAST) con que

LA DISTRIBUIDORA (CEARC) compra a EdERSA, se definen los siguientesprecios unitarios:

3.1 PSCA b n : Precio de Abastecimiento de la Energía por banda,Sancionado con Ajuste para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) para el periodoproyectado n.

3.2 PSA ptt n : Precio de Abastecimiento de la Potencia, Sancionadocon Ajuste para LA DISTRIBUIDORA (EdERSA) para el periodo proyec-tado n.

3.3 PSA acust n : Precio de Abastecimiento del Uso de Transporte deotros 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 Energíapor 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 transportede 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


5 CARGOS VARIABLESCargo Variable : Cargo Variable por consumo de Energía registrado por

LA DISTRIBUIDORA (CEARC) en los horarios de pico, vale y resto. Parael período n.

Cargo Variable = 1.035 * CABST n

CABST n : Costo de Abastecimiento aprobado por el EPRE para elperiodo 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, yhomologado por el E.P.R.E. según RESOLUCION EPRE Nº 207709definiéndose su vigencia a partir de Mayo 2009.

De acuerdo a lo previsto en dicho Convenio las fórmulas a utilizar parala determinación del CF surgen de las ecuaciones que se muestran las cualescontienen un factor variable según se avanza en el tiempo de aplicación delAcuerdo, tal como se detalla:

Hasta 31/01/2010 CF i = ( RT contrato * Pot Reg i + 0.20 * (RT m em i – RT contrato * Pot Reg i)) / Pot Reg i Hasta el 31/01/2011 CF i = ( RT contrato * Pot Reg i + 0.40 * (RT m em i – RT contrato * Pot Reg i)) / Pot Reg I Desde el 01/02/2011 hasta 31/01/2012 CF i = ( RT contrato * Pot Reg i + 0.60 * (RT m em i – RT contrato * Pot Reg i)) / Pot Reg i Desde 01/02/2012 hasta 31/01/2013 CF i = ( RT contrato * Pot Reg i + 0.80 * (RT m em i – RT contrato * Pot Reg i)) / Pot Reg i Desde 01/02/2013 hasta 31/08/2013: CF i = RT m em i / Pot Reg i

Donde: CF i: Valor del Cargo Fijo actualizado a aplicar en cada mes de facturación “i” expresado en $/KWmes. 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 porLa Secretaria de Energía de la Nación y que utiliza CAMMESA para las transaccioneseconomicas en el MEM. Se tomara a ese efecto los valores vigentes para la remuneración delservicio de transporte de LA DISTRIBUIDORA Troncal Comahue (DistroComahue) y lasactualizaciones 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 deltrimestre 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 conformea lo homologado oportunamente por el EPRE, se deberá gestionar un nuevo procedimiento deautorización 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 deTransporte. 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) sedesarrolla 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 pico ac: Cargo Variable por Energía en Pico.

CVE pico ac = RPDE p / ER p CVE valle ac: Cargo Variable por Energía en Valle.

CVE valle ac = RPDE v / ER v CVE resto ac: 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 ATARIFA DE USUARIOS FINALES. El valor recaudado VRLimite (acápite III.3) se comparara con el valor recaudado VRCFV (acápiteb.1), estableciéndose que, si:. el VRLimite < VRCFV, los cargos a transferir a TUF son los que se obtienen de considerar lasdefiniciones contenidas en el punto II del presente. el VRlimite > VRcac , los cargos a transferir a TUF son los que se obtienen de considerar lasdefiniciones contenidas en el punto B.2 del presente.

Capítulo 2

FÓRMULAS PARA EL CÁLCULO DE LOS PARÁMETROSTARIFARIOS

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 uncargo fijo mensual y un cargo variable por unidad de energía consumi-da.

Las expresiones matemáticas para el cálculo del cargo fijo y variable dela 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 aplicaráun 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, UsoALUMBRADO PBUBLICO (1-AP), descripta en el Régimen Tarifario, seaplicará un cargo fijo mensual y un cargo variable por unidad de energíaconsumida


Inciso 2.4) MEDIANAS DEMANDAS (TARIFA 2)

La tarifa está compuesta por un cargo fijo mensual ($/mes), un cargo porcapacidad de suministro contratada ($/kW-mes), dos cargos por unidad depotencia consumida en pico ($/kW) y tres cargos por unidad de energíaconsumida, en pico, resto y valle ($/kWh).



ETAPA CD [$/Kw-mes] Red MT Transf. MT/BT RED BT

4 5 6 RED M T CD_M T 55,00 55,84 56,87 TRANSFORM ACION M T/BT CD_M TBT 13,85 14,1 RED BT CD_BT 36,94

PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO TARIFARIO

A. COSTOS DE DISTRIBUCIÓN Y COSTOS DE GESTIÓN COMER-CIAL

COSTOS DE DISTRIBUCIÓN REDUCIDOS POR PÉRDIDASA NIVEL DE SUMINISTRO

COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL

CATEGORÍA CGC [$/Usu_mes] VALOR

$/mes

T1R: RESIDENCIAL_mono CGCT1Rm 23,62 T1R: RESIDENCIAL_trif CGT1Rt 30,18 T1G: GENERAL_mono CGCT1Gm 23,62

T1G: GENERAL_trif CGCT1Gt 30,18

T1B: RESIDENCIAL_mono CGCT1R_B_m 23,62

T1B: RESIDENCIAL_trif CGCT1R_B_t 30,18

T1B: GENERAL_mono CGCT1G_B_m 23,62

T1B: GENERAL_trif CGCT1G_B_t 30,18

T1AP CGCT1AP 30,18

T2AP CGCT2AP 175,18

T2BT: BAJA TENSION < 50 kW CGCT2BT men 175,18

T2BT: BAJA TENSION > 50 kW CGCT2BT may 406,58

T2MT: MEDIA TENSION > 50 kW CGCT2MT 406,58

TRA: RIEGO AGRICOLA < 50 KW CGCRA_BT men 175,18

TRA: RIEGO AGRICOLA > 50 KW CGCRA_BT may 406,58

TRA: RIEGO AGRICOLA MT CGCRA_MT 406,58

B. FACTORES DE PÉRDIDAS Y FACTORES DE ASIGNACIÓN DECOSTOS

FACTORES DE PÉRDIDAS DE POTENCIA PARA REDUCIR LOSCOSTOS DE DISTRIBUCIÓN A NIVEL DE SUMINISTRO

ETAPA UNIDADES RED MT TRANSF MT/BT RED BT RED MT pu 1,027 1,043 1,062 TRANSF MT/BT pu 1,015 1,034 RED BT pu 1,018

PÉRDIDA DE ENERGÍA POR NIVEL DE TENSIÓN

ETAPA UNIDADES REF. NIVEL COMPRA RED MT pu 1,0146 TRANSF MT/BT pu 1,0410 RED BT pu 1,0513

FACTORES ASOCIADOSA LA COMPRA DE POTENCIA Y ENERGÍA

FACTOR DE COINCIDENCIADE LA CATEGORÍA vs MAXIMA DEL SISTEMA

FACTOR VALOR FCT2BR_S 1 FCT2BT_S 1 FCT2MR_S 1 FCTRBR_S 1 FCTRBT_S 1 FCTRMR_S 1 FCT2AP_S 1 FCT1R1_S 0,977 FCT1R2_S 0,97 FCT1G1_S 0,76 FCT1G2_S 0,96 FCT1BR1_S 0,977 FCT1BR2_S 0,97 FCT1BG1_S 0,76 FCT1BG2_S 0,96 FCT1AP_S 1

FACTORES DE SIMULTANEIDADDE LA CATEGORÍA CON EL MOMENTO DE COMPRA

FACTOR VALOR FSIMPBR 0,982 FSIMPBT 0,982 FSIMPMR 0,982 FSIMPRBR 0,988 FSIMPRBT 0,988 FSIMPRMR 0,988 FSIMP2AP_S 1 FSIMP1R1_S 1 FSIMP1R2_S 1 FSIMP1G1_S 1 FSIMP1G2_S 1 FSIMP1BR1_S 1 FSIMP1BR2_S 1 FSIMP1BG1_S 1 FSIMP1BG2_S 1 FSIMP1AP_S 1

FACTORES ASOCIADOS A LA RED

FACTORES DE DE PARTICIPACIÓN O INCIDENCIAPEQUEÑAS DEMANDAS EN BT

FACTOR VALOR

FIR1_MT 0,992 FIR1_MTBT 0,992 FIR1_BT 0,992 FIR2_MT 0,989 FIR2_MTBT 0,989 FIR2_BT 0,989 FIR1B_MT 0,992 FIR1B_MTBT 0,992 FIR2B_MT 0,989

FIR2B_MTBT 0,989 FIG1_MT 0,988 FIG1_MTBT 0,988

FIG1_BT 0,988

FIG2_MT 0,989

FIG2_MTBT 0,989 FIG2_BT 0,989 FIG1B_MT 0,988 FIG1B_MTBT 0,988

FIG2B_MT 0,989 FIG2B_MTBT 0,989 FIAP_MT 1 FIAP_MTBT 1

GRANDES DEMANDAS

FACTOR VALOR FIT2BR_MT 0,932 FIT2BR_MTBT 0,932 FIT2BR_BT 0,932 FIT2BT_MT 0,932 FIT2BT_MTBT 0,932 FITRBR_MT 0,860 FIT2MR_MT 0,885 FITRBR_MTBT 0,860 FITRBR_BT 0,860 FITRBT_MT 0,860 FITRBT_MTBT 0,860 FITRMR_MT 0,761 FIT2AP_MT 1,000 FIT2AP_MTBT 1,000

FACTOR DE SIMULTANEIDAD CON LAS INSTALACIONES

FACTOR VALOR FSIMBR 0,982 FSIMBT 0,982 FSIMMR 0,980 FSIMRBR 0,988 FSIMRBT 0,988 FSIMRMR 0,988 FSIM_AP 1 FSIM T1R1 1 FSIM T1R2 1 FSIM T1G1 1 FSIM T1G2 1 FSIM T1BR1 1 FSIM T1BR2 1 FSIM T1BG1 1 FSIM T1BG2 1 FSIM T1AP 1

PARÁMETROS TARIFAS T1

CATEGORIAS

FACTOR R1 R2 T1R1B T1R2B T1G1B T1G2B G1 G2 AP KEP 0,3 0,257 0,3 0,257 0,298 0,24 0,298 0,24 0,36 KER 0,458 0,505 0,458 0,505 0,546 0,524 0,546 0,524 0,1 KEV 0,242 0,238 0,242 0,238 0,156 0,235 0,156 0,235 0,54 KFV 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,2 0,19 0,2 0,5 FC 0,556 0,52 0,556 0,52 0,513 0,8 0,513 0,8 1

POT 0,198 0,655 0,198 0,655 0,39 2 0,39 2 2,7


C. TASAS, BONIFICACIONES Y RECARGOS

Tasa de Conexión del Medidor

T1 Conexión Monofásica $/Unidad 35,45

T1 Conexión Trifásica $/Unidad 46,64

T2 BT Conexión Aérea $/Unidad 46,64

T2 BT Conexión Subterránea $/Unidad 73,61

T2 MT $/Unidad 717,38

Tasa por Rehabilitación

Tasa por Envío Aviso Suspensión $/Unidad 2,15

Tasa Rehabilitación PD $/Unidad 15,88 Tasa Rehabilitación GD $/Unidad 48,04

Tasa por Reconexión

Tasa Reconexión del Servicio PD $/Unidad 81,76 Tasa Reconexión del Servicio GD $/Unidad 415,91

Bonificaciones - Recargos Por la Energía Reactiva Inductiva &inst T2BT_Red &inst T2BT_Bornes &inst T2MR Monto

Bonificaciones Tg fi <= 0,426 $/kW-mes 17,87 11,34 8,65 &inst * Preg(0,426 - tg fi reg)

Recargos Tg fi > 0,62 $/kW-mes 17,87 11,34 8,65 &inst * Preg(tg fi reg - 0,62)

Capítulo 3:PROCEDIMIENTO PARA LA ACTUALIZACION

DEL CUADRO TARIFARIOEL CUADRO TARIFARIO VIGENTE contempla el cubrimiento de los

costos de abastecimiento, distribución y comercialización y será actualizadosegún el siguiente criterio general:

* El costo de abastecimiento será ajustado trimestralmente, coincidiendocon las Programaciones y Reprogramaciones Estacionales para elMEM que efectúe CAMMESA o la empresa u organismo que loreemplace en el futuro.

* Las variaciones de los precios de los Contratos celebrados a posterioride la fecha de la firma de este acuerdo, previa autorización del EPRE.

* Los costos reconocidos asociados al proceso de distribución (Costo dedesarrollo de las redes, su operación y mantenimiento y costo decomercialización), como los Costos de Conexión y Servicio deRehabilitación, se actualizaran según lo dispuesto en la Ley 2.902.

Capítulo 4:ACTUALIZACION DEL COSTO DE ABASTECIMIENTO

DE ENERGIA Y POTENCIALa actualización de las tarifas por la variación de los Costos de

Abastecimiento se realizará en forma trimestral.Las variaciones de los costos de abastecimiento de energía y de potencia

que se reconocerán y trasladaran a tarifas son:a) Variaciones de los precios del contrato celebrado entre LA

DISTRIBUIDORA y EdERSA. En caso que existan conceptos nocontemplados en el Capitulo 1 del presente, el EPRE se reserva lafacultad de su autorización.

b) En caso de que LA DISTRIBUIDORA CEARC adquiera suabastecimiento directamente del MEM, se consideraran los cambiosdispuestos por Secretaria de Energía de la Nación para la determinaciónde los precios de energía, potencia, transporte y tasas.

c) Contratos celebrados a posteriori de la firma del presente, el EPREserá el facultado para autorizar el traslado a tarifa a usuarios finales.

Capítulo 5:METODOLOGIA DEL AJUSTE DEL CUADRO DE

ABASTECIMIENTO DE LA DISTRIBUIDORALas diferencias que puedan surgir por las cantidades físicas proyectadas y

las realmente abastecidas, juntamente con las variaciones de precios asociadas,requieren la implementación de un Ajuste periódico.

El ajuste se define para el trimestre considerado por LADISTRIBUIDORA, como la diferencia entre lo erogado realmente, y lorecaudado.

El valor erogado es función de los valores físicos registrados y los CargosFijo y Variable reales, para el trimestre considerado.

El valor recaudado es función de los valores físicos registrados y losCargos Fijo y Variable, sancionados oportunamente para el trimestre que seajusta.

Este procedimiento de ajuste se debe aplicar a partir del trimestre Agosto-Octubre de 2013. Los valores que forman parte integrante de la metodologíade Ajuste se refieren exclusivamente a los descriptos en el Capitulo 2 delpresente Anexo, quedando cualquier otro concepto, excluido de esteajuste.

Inciso 5.1) DEFINICIONES

n: Trimestre que se ajusta, el primer ajuste corresponde al trimestreFebrero - Abril 2014.

n+2: Es el trimestre en que se ajusta el trimestre n. Para elajuste de Febrero - Abril 2014, n+2 es el trimestre Agosto-Octubre de2013.

CVSAB n: Cargo Variable Proyectado para la Energía Base, para eltrimestre n, se calculan en función de lo establecido en el Capitulo 1.

CFSA n: Cargo Fijo Proyectado para el trimestre n, se calcula en funciónde lo establecido en el Capítulo 1.

CVREB n: Cargo Variable Real para la Energía Base, para el trimestren, se calculan en función de lo establecido en Capitulo 1 y con los valoresreales.

CFRE n: Cargo Fijo Real para el trimestre n, se calculan en función de loestablecido en el Capítulo 1 y con los valores reales.

VFRB n : Energía Base Real Facturada por EdERSA a LADISTRIBUIDORA, para el período n, expresada en MWh trimestre.

VFR n: Potencia Real Facturada por EdERSA a LA DISTRIBUIDORA,para el período n, expresada en MW trimestre.

VRECB n: Valor Monetario Recaudado por Concepto de Cargo VariableBase por LA DISTRIBUIDORA, para el período n.

VRECB n = VFRB n X CVSAB n

VREC n: Valor Monetario Recaudado por Concepto de Cargo Fijo porLA DISTRIBUIDORA, para el período n.

VREC n = VFR n X CFSA n

VEROB n :Valor Monetario Erogado por LA DISTRIBUIDORA, porconcepto de Cargo Variable Base, para el período n.

VEROB n = VFRB n X CVREB n

VEROP n :Valor Monetario Erogado por LA DISTRIBUIDORA porconcepto de Cargo Fijo, para el período n.

VEROP n = VFR n X CFREAL n

AJUSTEB n :Valor Monetario de Ajuste por concepto de Cargo Variablepor Energía Base, para el período n.

AJUSTEB n = VEROB n - VRECB n

AJUSTEP n : Valor Monetario de Ajuste por concepto de Cargo Fijo,para el periodo n.

AJUSTEP n = VEROP n - VREC n

VFPB n+2

: Energía Proyectada Base para el trimestre n+2, expresada enMWh trimestre.

VFPP n+2

: Potencia Proyectada para el trimestre n+2, expresada en MWtrimestre.

PSABn+2

: Precio Sancionado de Cargo Variable por energía base establecidosin ajuste, para el trimestre n+2. Se calculan en función de lo establecido enel Capítulo 1.

PSAPn+2

: Precio Sancionado de Cargo Fijo establecido sin ajuste para eltrimestre n+2. Se calcula en función de lo establecido en el Capítulo1.

PSCAB n+2

: Precio Sancionado de Cargo Variable por energía base conAjuste, para el trimestre n+2.

PSCAB n+2

= PSAB n+2

+ ( AJUSTEB n / VFPB n+2 )

PSCAPn+2

: Precio Sancionado de Cargo Fijo con Ajuste, para el trimestren+2.

PSCAPn+2

= PSAP n+2

+ ( AJUSTEP n / VFPPn+2

)


Inciso 5.2) PRINCIPIOS GENERALESUna vez determinados los valores sancionados para el periodo n+2, no se

podrá efectuar a posteriori, ajustes del período n.Además cuando de acuerdo a esta metodología se ajuste el periodo n+2,

los valores de precios que se adoptarán como sancionados para el ajuste,serán para la energía PSAB

n+2 y para la Potencia PSAP

n+2 .

Inciso 5.3) MULTAS QUE SE INCORPORAN AL COSTO DEABASTECIMIENTO.

Las multas dispuestas por Resoluciones del EPRE cuyo destino sea labonificación a favor de la generalidad de los usuarios abastecidos a través dedescuentos del costo de abastecimiento, de acuerdo a los lineamientosprevistos en la Resol. EPRE 508/00 o las que pudieran modificarla, deberánrespetar el procedimiento y los criterios reglamentado a través de la Resol.EPRE 148/12 o aquellas resoluciones posteriores que pudieran modificarla.

Capítulo 6FIJACION DE DECIMALES A SER CONSIDERADOS EN EL COSTO

DE ABASTECIMIENTO Y CUADRO TARIFARIO

Inciso 6.1.1) PRECIOS UNITARIOS:Se adopta para todos los conceptos que intervienen en los cálculos de

precios para las fuentes citadas, la cantidad de decimales con que CAMMESApublica tanto en la Programación como en la Reprogramación Estacional.Los precios unitarios resultantes que se incorporan al Cuadro deAbastecimiento, se redondean a dos decimales.

Inciso 6.1.2) DATOS FISICOS:Se adoptan la cantidad de decimales con que EdERSA factura por estos

conceptos a LA DISTRIBUIDORA.

Inciso 6.1.3) COSTO TRIMESTRAL:Se adoptaran para este caso la cantidad de decimales con que provienen

de sus fuentes de origen. Para el caso de aquellos valores que surgen de calculose redondean a dos decimales.

Inciso 6.1.4) OTROS:Los conceptos que se detallan a continuación se redondean a dos decima-

les:COSTO POR ENERGIA, COSTO POR TRANSPORTE, MONOMICO

TOTAL PRECIO ESTACIONAL, FONDO NACIONAL DE LA ENERGIA,COSTO POR PERDIDAS, COSTO VARIABLE DE COMPRA A EdERSA,CARGO FIJO, CARGO FIJO POR RESERVA IDEAL DE POTENCIA,CARGO FIJO TOTAL Y LOS PRECIOS DE ENERGIA Y DE POTENCIAPARA LA DEFINICION DE TARIFAS A USUARIOS FINALES.

Inciso 6.1.5) CUADRO TARIFARIO:* Los datos del Cuadro de Abastecimiento se llevan a $/KWh y $/KW,

redondeándose a cinco decimales.* El Costo de Distribución y el Costo Comercial se redondean a cinco

decimales.

* El resultado de los cálculos da el Cuadro Tarifario puro cuyos valoresde Cargo Fijo y Cargo variable se redondean a dos y tres decimalesrespectivamente.

* El calculo que surge de aplicar los CCT al Cuadro Tarifario con dosdecimales, se redondean a dos y tres decimales según sea Cargo Fijo oCargo Variable.

Inciso 6.2.1) AJUSTETodos los valores que se consideran y que surgen de cálculo del Capí-

tulo 5 con referencia a la metodología de Ajuste, se redondean a dos de-cimales.

Se debe considerar que cuando se refiere a redondeo, se está haciendoreferencia a la función matemática REDONDEAR, que se utiliza en lasplanillas electrónicas, que permiten redondear un número al número dedecimales especificado.

Capítulo 7SOBRE LA DOCUMENTACION A PRESENTAR AL EPRE,

RESPECTO A LA ACTUALIZACION DEL CUADRO TARIFARIODE LA DISTRIBUIDORA

Inciso 7.1) ACTUALIZACION DE LOS DATOS FISICOS Y PRECIOSUNITARIOS

Se utilizará las facturas que EdERSA emite a LA DISTRIBUIDORA, ypara el caso que la información no se encuentre contenida, se deberá presentarcopia certificada, de la fuente que la suministra.

Inciso 7.3) PLAZOS PARA LA PRESENTACION DE LAINFORMACION

1. RECÁLCULO TARIFARIO TRIMESTRALLa documentación que avala cada recálculo tarifario trimestral deberá

ser presentado por LA DISTRIBUIDORA (CEARC), según el siguienteesquema de fechas:

TRIMESTRE DE RECALCULO FECHA DE PRESENTACION

N oviem bre-D ic iem bre-E nero Antes de cada 30 de O ctubre

Febre ro-M arzo-Abril Antes de cada 30 de Enero

M ayo-Jun io -Julio Antes de cada 27 de Abril

Agosto -Septiem bre-O ctubre Antes de cada 27 de Julio

2. AJUSTE TARIFARIO TRIMESTRALLa documentación que avala cada ajuste tarifario trimestral deberá ser

presentado por LA DISTRIBUIDORA (CEARC), según el siguiente esquemade fechas:

TRIMESTRE AJUSTE FECHA DE PRESENTACION

Noviem bre-Diciem bre-Enero Antes de cada 19 de Abril

Febrero-M arzo-Abril Antes de cada 19 de Julio

M ayo-Junio-Julio Antes de cada 20 de Octubre

Agosto-Septiem bre-Octubre Antes de cada 20 de Enero


Anexo 4NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO Y SANCIONES

INTRODUCCIÓN

Será responsabilidad de LA DISTRIBUIDORA prestar el servicio públicode electricidad con un nivel de calidad ajustado a los parámetros previstos enel presente Anexo. Para ello deberá cumplir con las exigencias que aquí seestablecen, realizando los trabajos e inversiones que estime convenien-tes.

El incumplimiento de las exigencias definidas en el presente documentodará lugar a la aplicación de multas basadas en el perjuicio económico que leocasiona al usuario recibir el servicio eléctrico fuera de las condiciones decalidad aquí establecidas. Tales multas se calcularán de acuerdo a los parámetrosdescriptos en este mismo Anexo.

El Ente Provincial Regulador de la Electricidad de la Provincia de RíoNegro, será el encargado de controlar el fiel cumplimiento de las normasestablecidas en el presente documento y aplicar las sanciones que correspondanpor su incumplimientos.

Se considera que tanto el aspecto técnico del servicio como el comercialdeben responder a normas de calidad, por ello se implementarán controlessobre:

a) Calidad del producto técnico suministradob) Calidad del servicio técnico prestadoc) Calidad del servicio comercial brindado.

La calidad del producto técnico suministrado se refiere a las variacioneslentas del nivel de tensión respecto de un valor nominal o de referencia y lasperturbaciones a la onda de tensión (variaciones rápidas de tensión(1) ycontenido de armónicas).

La calidad del servicio técnico prestado involucra mantener a la frecuenciay a la duración de las interrupciones de los suministros dentro de ciertosvalores permitidos.

La calidad del servicio comercial se evalúa por determinados aspectos,para los cuales se fijan objetivos de cumplimiento obligatorio: i) los tiemposutilizados para dar respuesta a los pedidos de conexión, ii) los errores en lafacturación, iii) cantidad de facturas estimadas, y iv) las demoras en laatención y respuesta de los reclamos del usuario.

La calidad se evaluará a nivel del suministro y sólo recibirán bonifi-caciones aquellos usuarios que hayan recibido el servicio en condicio-nes no satisfactorias o fuera de norma, LA DISTRIBUIDORA le reco-nocerá a los usuarios involucrados en eventos de mala calidad de servicioun crédito en las facturaciones del semestre inmediato posterior alsemestre controlado, cuyo monto se calculará sobre la base de los per-juicios ocasionados a los usuarios y demás parámetros previstos en esteAnexo.

Las sanciones económicas serán relativas al incumplimiento tanto de losindicadores citados como del resto de las obligaciones derivadas de esteAnexo.

——— (1) También llamadas Flicker, se definen como la impresión subjetiva de fluctuación de la

luminancia ocasionada por una serie de variaciones de tensión, o por la variación cíclica dela envolvente de la onda de tensión.

Para la correcta interpretación de la terminología utilizada en este Anexose define:

Zona Urbana: Es aquella abastecida mediante líneas de MT detipo urbano

Zona Rural: Es aquella abastecida mediante líneas de MT detipo rural

Línea de MT urbana: Es aquella línea, o tramo de línea aérea o subterránea,cuya densidad de carga en kVA/km de línea es mayoro igual que 150

Línea de MT rural: Es aquella línea, o tramo de línea aérea o subterránea,cuya densidad de carga en kVA/km de línea es menorque 150.

Los procedimientos que se utilizarán para el relevamiento y cálculo delos indicadores de calidad y que permitirán al EPRE controlar el cumplimientode las obligaciones exigidas son:

* Desarrollo de campañas de medición, que incluya relevamiento decurvas de carga y de tensión.

* Organización de base de datos con información de contingencias en elservicio, facturación y otra información comercial, topología de redes,y resultados de las campañas de medición; todas estas relacionablesentre sí.

* Otro procedimiento confiable y probado, con tecnología de punta,caso en el que LA DISTRIBUIDORA deberá responsabilizarse de hacerconocer en detalle al EPRE para su aprobación y posterior aplicación.

En todos los casos en que LA DISTRIBUIDORA deba entregarinformación en soporte magnético al EPRE, deberán hacerse sobre sistemascompatibles con los equipos y software existentes en dicha dependencia.

Capítulo 1:CONTROL DE LA CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO

Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlarán son lasperturbaciones a la onda de tensión y las variaciones lentas de los niveles detensión.- La reglamentación correspondiente a la metodología de lasmediciones a realizar así como la documentación involucrada surge de laResolución EPRE N° 125/07 y de las que en un futuro pudiesen modificarla.

Cuando desde el punto de vista informático y de comunicaciones sepuedan aplicar nuevos procedimientos, el EPRE reglamentará oportunamentelas mejoras.

Inciso 1.1.) Control del nivel de perturbacionesLas perturbaciones que se controlarán son las variaciones rápidas de

tensión (Flicker) y el contenido de armónicas.Independientemente de las obligaciones respecto a las perturbaciones,

LA DISTRIBUIDORA deberá arbitrar los medios conducentes a:A) Fijar los límites de emisión (niveles máximos de perturbación que un

aparato puede generar o inyectar en el sistema de alimentación) para suspropios equipos y los de los usuarios, compatibles con los valoresinternacionales reconocidos.

B) Controlar a los grandes usuarios, a través de límites fijados por con-trato.

LA DISTRIBUIDORA deberá impulsar, juntamente con el EPRE, laaprobación de normas de fabricación y su inclusión en las órdenes de comprapropias y de los usuarios.


En este contexto, LA DISTRIBUIDORA podrá penalizar a los usuariosque excedan los límites de emisión fijados, hasta llegar a la interrupción delsuministro. En ambos casos deberá contar con la aprobación del EPRE.

El incumplimiento de los valores fijados, no será objeto de penalizaciones,cuando LA DISTRIBUIDORA demuestre que las alteraciones son debidas alos consumos de los usuarios, no obstante deberá actuar sobre los mismos.

Inciso 1.2) Control de los niveles de tensiónLa verificación de los niveles de tensión se efectuará en las subestaciones

transformadoras MT/BT y en puntos de suministro a usuarios.La variable a medir será el valor eficaz verdadero (con armónicas incluidas)

o valor eficaz de la onda de frecuencia industrial indistintamente, de latensión de las tres fases. Solo si la instalación a medir es monofásica semedirá esa sola fase.

Las tensiones se medirán entre fase y neutro. El rango de medición de losvalores de tensión será (110/1.73) V +20/-30% en los casos de utilizartransformadores de tensión, y 220 V +20/-30% para mediciones directas.En caso de utilizarse un equipo de un solo rango, este será de 44,4 V a 264 V.

Para realizar el registro de estas mediciones durante el lapso quecorresponda se podrán promediar las mediciones obtenidas en intervalos de15 minutos, teniendo la precaución de registrar simultáneamente los desvíosocurridos dentro del intervalo. Estos desvíos pueden expresarse a través de:2 veces el sigma estadístico o alternativamente un Umax que no sea superadopor un 5% de la muestra y un Umin que sea superado por un 95% de lasmuestras tomadas en el intervalo.

La exactitud del sistema de medición de la tensión deberá ser la definidapor clase 0,5 según norma IEC o IRAM.

Juntamente con la medición de la tensión se deberá medir la energíaactiva que circula por el punto de medición integrada en períodos de 15minutos, sincronizados con los de tensión. La exactitud de la medición deenergía deberá ser la correspondiente a clase 2 según norma IEC o IRAM. Encaso de efectuarse mediciones a uno o más grandes usuarios se utilizará unequipo que mida energía con clase 1 o se corregirán las lecturas del registradorclase 2 con la/s medición/es total/es del medidor/es clase 1 instalado en el/losusuarios.

Si de cualquiera de los resultados surgiera el incumplimiento de los nivelescomprometidos durante un tiempo superior al tres por ciento (3%) delperíodo que se efectúe la medición, LA DISTRIBUIDORA quedará sujeta a laaplicación de sanciones.

Las sanciones las pagará LA DISTRIBUIDORA a los usuarios afectadospor la mala calidad de la tensión, aplicando bonificaciones en las facturasinmediatamente posteriores al semestre en que se detectó la falla, las que secalcularán con los valores que se indican en la Tabla de Valorización de laEnergía Suministrada en Malas Condiciones de Calidad.

Para conocer la energía suministrada en malas condiciones de calidad sedeberá medir, simultáneamente con el registro de la tensión, la carga queabastece la instalación donde se está efectuando la medición de tensión.

Los usuarios afectados por mala calidad de tensión serán los abastecidospor las instalaciones donde se ha dispuesto la medición (puntos de suministro).

Las pautas establecidas precedentemente, serán de aplicación en todoslos casos atribuibles a LA DISTRIBUIDORA. Esta deberá probarfehacientemente cuando no es causante de los eventos por los que essancionada.

Inciso 1.2.1)Niveles AdmitidosLas variaciones porcentuales de la tensión admitidas, con respecto al

valor nominal, son las siguientes:a) Alimentación urbana (MT ó BT) - 5,0% + 5,0%b) Alimentación rural (MT ó BT) - 10,0% + 10,0%

La energía suministrada en condiciones deficientes de calidad se valorizaráde acuerdo a la siguiente tabla (Tabla de Valorización de la Energía Suministradaen Malas Condiciones de Calidad):

a) Alimentación Urbana (MT, BT)

Si T > ó = 0,05 y < 0,06 : 0,014 $/kWhSi T > ó = 0,06 y < 0,07 : 0,028 $/kWhSi T > ó = 0,07 y < 0,08 : 0,043 $/kWhSi T > ó = 0,08 y < 0,09 : 0,057 $/kWhSi T > ó = 0,09 y < 0,10 : 0,077 $/kWhSi T > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,094 $/kWhSi T > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,109 $/kWhSi T > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,328 $/kWhSi T > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,766 $/kWhSi T > ó = 0,14 y < 0,15 : 1,204 $/kWhSi T > ó = 0,15 y < 0,16 : 1,532 $/kWhSi T > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,970 $/kWhSi T > ó = 0,18 : 2,189 $/kWh

b) Alimentación Rural (MT, BT)

Si T > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,027 $/kWhSi T > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,055 $/kWhSi T > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,082 $/kWhSi T > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,109 $/kWhSi T > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,328 $/kWhSi T > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,766 $/kWhSi T > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,532 $/kWhSi T > ó = 0,18 : 2,189 $/kWh

Donde:T : Valor absoluto de (TS-TN) / TNTS : Tensión real del suministroT N : Tensión nominal del servicio

Los valores de energía consignados en las "Tablas de Valorización de laEnergía Suministrada en Malas Condiciones de Calidad" se reajustarán deacuerdo al Inciso 2.4

Capítulo 2:CONTROL DE LA CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO

Los aspectos de calidad del servicio técnico que se controlarán son:a) Frecuencia de interrupciones (cantidad de veces en un período

determinado que se interrumpe el suministro a un usuario).b) Duración total de la interrupción (tiempo total sin suministro en un

período determinado).

El período mínimo de control será el semestre. Los índices se determinaránen base a los registros de las interrupciones que afectan a los usuariosproducidas en las redes de LA DISTRIBUIDORA con origen en las mismas oen instalaciones ajenas.

No participarán en el cómputo aquellas interrupciones que tengan origenen condiciones climáticas extremas o por causa de fuerza mayor definidasmás adelante.

Será obligación de LA DISTRIBUIDORA recopilar la información básicapara el cálculo de los índices de acuerdo a la reglamentación vigente delEPRE.

Se medirá la calidad del servicio técnico para cada usuario (cantidad deinterrupciones que ha sufrido en un semestre y duración de las mismas).

Inciso 2.1) DefinicionesContingencia: Toda operación en la red, programada o intempestiva,

manual o automática, que origine la suspensión del suministro de energía dealgún usuario o del conjunto de ellos.

Primera reposición: La primera maniobra sobre la red afectada por unacontingencia que permite restablecer el servicio, aunque sea parcialmente.

Última reposición: La operación sobre la red afectada por una contingenciaque permite restablecer el servicio a todo el conjunto de usuarios afectadospor la interrupción.

Interrupciones internas del sistema de distribución: Las interrupcionesque afectan la red MT, con origen en las propias instalaciones de LADISTRIBUIDORA, con independencia del nivel de tensión de la red dondese produce la falla.

Interrupciones externas al sistema de distribución: Las interrupcionesque afectan a la red MT, con origen en instalaciones externas a LADISTRIBUIDORA, que producen cortes de servicio a sus usuarios. Lasinstalaciones externas a que hace referencia pueden ser de generación,transporte o de otras distribuidoras.

Caso fortuito o de fuerza mayor: Se considerarán tales los eventos que seproduzcan u originen en acontecimientos encuadrables según lo establecidoen el Código Civil Argentino. Sin perjuicio de ello, serán considerados comode fuerza mayor los siguientes casos:

• Cuando el EPRE ordene o autorice el corte de suministro.• Cuando se produzcan cortes de suministro como consecuencia de

fenómenos meteorológicos que por su imprevisibilidad o naturalezasuperen los parámetros o magnitudes registradas o conocidas en losúltimos cinco años como: terremotos, inundaciones, aluviones, aludes,lluvias, vientos, huracanes, temporales eléctricos, granizo, helada yfenómenos similares de origen natural. Además, cuando se produzcan:temperaturas máximas mayores de cuarenta (40) grados centígrados,temperaturas menores de -10 grados centígrados, vientos máximos deochenta (80) km/h para zonas rurales y 140 km/h para zonas ur-banas.

• Cuando se produzcan cortes de suministro como consecuencia defenómenos derivados de hechos humanos, tales como actos de sabotaje,vandalismo, destrucción u obstrucción, colisión o interferencia conlas redes e instalaciones eléctricas, sean estos últimos intencionales ono.


• Cuando se produzcan cortes de suministro como consecuencia defenómenos derivados de las cosas, tales como: colisión, derrumbe ointerferencia en las redes o instalaciones eléctricas producidas porinterferencia de elementos ajenos a las mismas.

LA DISTRIBUIDORA deberá notificar al EPRE, en el plazo de cuarentay ocho (48) horas, el acaecimiento o toma de conocimiento del caso fortuitoo fuerza mayor, aún cuando este corresponda a una orden o autorización delEPRE, estableciendo su duración y alcance o una estimación, acompañandolos documentos que respalden la denuncia. En caso contrario caducará elderecho de invocar el hecho como eximente de responsabilidad.

Todos los aspectos procedimentales asociados a las denuncias de lascontingencias para ser excluídas de los índices de calidad de servicio técnicoson reglamentados a través de la a Resolución EPRE N° 113/12, sin perjuiciode las que a futuro pudieran modificarla.

Inciso 2.2) Recopilación y Tratamiento de los datosUsuarios conectados a la red de MT: A los efectos de incluir en los índices

de interrupciones la participación de los usuarios en MT, cada uno de ellos seconsiderará como equivalente a un transformador cuya potencia sea igual ala energía consumida el año anterior dividida por 8760 horas ó a la potenciacontratada.

Sistema Informático de Calidad de Servicio Técnico: El sistemainformático de calidad de servicio técnico consistirá como mínimo en unsoftware para PC, que estará sujeto a la autorización previa del EPRE ycontendrá:

- Archivo actualizado de las instalaciones MT.- Archivo actualizado de los transformadores MT/BT- Archivo actualizado de usuario MT.- Archivo de interrupciones.

Deberá asegurar el proceso para la determinación de los indicadores yenergía no suministrada, como asimismo el análisis de sus consecuenciashabida cuenta de los valores máximos admitidos y de las sanciones quecorrespondan, de acuerdo a lo establecido en el presente documento.

El uso de PC no reviste carácter limitativo y queda abierta la posibilidadde que LA DISTRIBUIDORA proponga el uso de nuevas tecnologías quemejoren la prestación, oportunidad en que definirán los nuevos formatosinformativos que correspondan.

Información a remitir al EPRE: LA DISTRIBUIDORA enviará en lainformación requerida por el EPRE de acuerdo a lo establecido en el pre-sente y en la reglamentación vigente del EPRE. Asimismo el EPRE podráauditar cualquier etapa del proceso de adquisición y procesamiento de lainformación.

La Resolución EPRE 126/07 que remite a la Resolución EPRE 423/03, olas que a futuro pudiesen modificarlas, reglamentan la metodología de con-trol y de intercambio de información.

Cuando desde el punto de vista informático y de comunicaciones sepuedan aplicar nuevos procedimientos, el EPRE reglamentará oportunamentelas mejoras.

Equipamiento adicional: El EPRE podrá reglamentar la instalación deequipos registradores de eventos instalados en puntos estratégicos de la redde distribución.

Estos equipos deberán registrar en forma automática las interrupcionesen distintos puntos de la red de distribución, utilizando como base la ausenciade tensión detectada en los bornes de BT de los transformadores.

La tecnología a implementar dependerá de otras aplicaciones que pudieranecesitar la distribuidora, pero un equipo básico a utilizar es el medidor deenergía electrónico con capacidad de registrar eventos.

Índices a calcular: Para el cálculo de los índices se computarán las fallasen la red de distribución, cuya duración exceda los tres (3) minutos.

Inciso 2.3) IndicadoresLa calidad del servicio técnico se controlará al nivel del suministro a cada

usuario.Los valores máximos admitidos para esta etapa, para cada usuario, son

los que se indican a continuación:

A) Frecuencia de interrupciones:Suministros en BT 6 interrupciones por semestre

B) Tiempo máximo de interrupciones del servicioSuministros en BT (grandes usuarios) 6 horas de interrupción/semestreSuministros en BT (otros usuarios) 10 horas de interrupción/semestre

No se computarán las interrupciones menores a 3 minutos.

Si en el semestre controlado, algún usuario sufriera más interrupciones deservicio (mayores a 3 minutos) que las estipuladas, y/o estuviera sin suministromás tiempo que el preestablecido, recibirá de parte de LA DISTRIBUIDORAun crédito en sus facturaciones del semestre inmediato posterior al semestrecontrolado, proporcional a la energía no recibida en el semestre controlado,valorizada de acuerdo al siguiente cuadro:

- Tarifa 1-R : 1,53 $/kWh- Tarifas 1-G y 1-AP : 1,53 $/kWh- Tarifas 2 y 3-BT : 2,48 $/kWh

Los valores de energía indicados en el cuadro anterior se reajustarán deacuerdo al Inciso 2.4.

La energía no suministrada (no recibida por el usuario) se calculará de lasiguiente forma:

ENS(kWh) = SUMi (EA/8760*60 * Ki)

Donde:SUMi : Sumatoria de los i minutos en que el usuario no tuvo servicio por

encima de los límites aquí establecidos.

EA : total de energía facturada al usuario para el que se está calculando labonificación, en los últimos doce meses.

Ki : factor representativo de las curvas de carga de cada categoría tarifaria;se utilizarán los siguientes valores:

Hora Tarifa 1-R Tarifa 1-G Tarifa 1-AP Tarifa 2 ta rifa 3-BT

0 0,85 0,48 2,40 0,82 0,82

1 0,66 0,48 2,40 0,82 0,82

2 0,50 0,44 2,40 0,82 0,82

3 0,50 0,44 2,40 0,82 0,82

4 0,50 0,52 2,40 0,82 0,82

5 0,50 0,81 1,20 0,82 0,82

6 0,59 0,97 0,00 0,82 0,82

7 0,71 1,16 0,00 1,02 1,02

8 1,01 1,37 0,00 1,14 1,14

9 1,27 1,46 0,00 1,14 1,14

10 1,30 1,53 0,00 1,11 1,11

11 1,18 1,50 0,00 1,10 1,10

12 1,18 1,37 0,00 1,33 1,33

13 1,18 1,37 0,00 1,33 1,33

14 1,05 1,37 0,00 1,33 1,33

15 1,05 1,33 0,00 1,33 1,33

16 1,05 1,34 0,00 1,33 1,33

17 1,11 1,12 0,00 1,17 1,17

18 1,23 1,03 0,00 0,73 0,73

19 1,69 0,96 1,20 0,87 0,87

20 1,89 0,83 2,40 0,87 0,87

21 1,23 0,79 2,40 0,82 0,82

22 0,99 0,70 2,40 0,82 0,82

23 0,78 0,63 2,40 0,82 0,82

Para poder determinar la calidad del servicio técnico al nivel del suministroal usuario, la información necesaria se organizará en bases de datos.

Se desarrollarán dos: Una con los datos de las contingencias de la red yotra con el esquema de alimentación de cada usuario, de forma tal quepermitan identificar los usuarios afectados ante cada falla de la red.

La base de datos de contingencias se conformará con la información delos equipos afectados, inicio y fin de la mismas y equipos operados aconsecuencia de la contingencia para reponer el suministro a la mayorcantidad posible de usuarios afectados (modificaciones transitorias al esquemaoperativo de la red).

La base de datos sobre el esquema de alimentación de cada usuario,contendrá los equipos e instalaciones que le abastecen, con el siguiente nivelde agregación:

.. alimentador BT

.. centro de transformación MT/BT

.. alimentador MT

.. transformador 33/13,2 kV

.. línea de 33 kV


Estas bases de datos, se deben poder relacionar con los archivos defacturación y permitir en consecuencia el cálculo de la energía no suministradaa cada uno de los usuarios a los efectos de la aplicación de las penalidades.

El EPRE deberá aprobar los criterios de diseño y la implementación delas mismas, y podrá auditar las tareas de relevamiento de información básicay de procesamiento, en cualquiera de sus etapas.

Inciso 2.4) Reajuste del valor de la energíaLas valores de energía consignadas en los numerales 1.2.1. y 2.3.

expresados en $/kWh se reajustarán en las revisiones tarifarias ordinarias.El índice de reajuste considerará la variación del Costo de Distribución enBT en Red de la nueva revisión tarifaria respecto del mismo costo, de larevisión tarifaria vigente. Dicho índice se aplicará a los valores de losnumerales 1.2.1. y 2.3. expresados en $/kWh

Capítulo 3:CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL

LA DISTRIBUIDORA deberá extremar sus esfuerzos para brindar a sususuarios una atención comercial satisfactoria.

Los distintos aspectos de la misma se controlarán por medio de losindicadores que se detallan en los puntos 3.1), 3.2), 3.3) y 3.4) del presentedocumento, de tal forma de orientar sus esfuerzos hacia:

. El conveniente acondicionamiento de los locales de atención al público,para asegurar que la atención sea personalizada,

. Evitar la excesiva pérdida de tiempo del usuario, favoreciendo lasconsultas y reclamos telefónicos,

. Satisfacer rápidamente los pedidos y reclamos que presenten los usuariosy

. Emitir facturas claras, correctas y basadas en lecturas reales.

Si LA DISTRIBUIDORA no cumpliera con las pautas aquí establecidas, sehará pasible a las sanciones descriptas en el punto 4) de este documento.

La Resolución EPRE 127/07 que remite a la Resolución EPRE 421/03, olas que a futuro pudieran modificarlas, reglamentan la metodología de con-trol y de intercambio de información.

Cuando desde el punto de vista informático y de comunicaciones sepuedan aplicar nuevos procedimientos, el EPRE reglamentará oportunamentelas mejoras

Inciso 3.1) ConexionesLos pedidos de conexión deben establecerse bajo normas y reglas claras

para permitir la rápida satisfacción de los mismos.Solicitada la conexión de un suministro y realizadas las tramitaciones y

pagos pertinentes, LA DISTRIBUIDORA deberá proceder a la conexión delsuministro dentro de los siguientes plazos:

a) Sin modificaciones a la red existente. Hasta 50 kW 5 (cinco) días hábiles,. Más de 50 kW a convenir con el usuario. Recolocación de medidores 1 (uno) día hábil.

b) Con modificaciones a la red existente. Hasta 50 kW, conexión aérea: 15 (quince) días hábiles.. Hasta 50 kW, conexión subterránea: 30 (treinta) días hábiles.. Más de 50 kW a convenir con el usuario.

Para los pedidos de conexión cuyos plazos sean a convenir con el usuario,en caso de no llegar a un acuerdo, éste podrá plantear el caso ante el EPRE,quién resolverá en base a la información técnica que deberá suministrar LADISTRIBUIDORA, resolución que será inapelable y pasible de sanción encaso de incumplimiento.

Inciso 3.2) Facturación estimadaSalvo el caso particular de tarifas en que se aplique otra modalidad, la

facturación deberá realizarse en base a lecturas reales, exceptuando casos deprobada fuerza mayor, en los que podrá estimarse el consumo.

Para un mismo usuario no podrán emitirse más de 2 (dos) facturacionessucesivas estimadas de ser bimestrales, y 3 (tres) en los casos restantes,durante 1 (un) año calendario, asimismo no podrán efectuarse más de 3(tres) estimaciones en igual período, de ser facturaciones bimestrales y 4(cuatro) en los casos restantes.

El número de estimaciones en cada facturación no podrá superar el 2(dos) por ciento de las lecturas emitidas en cada categoría.

Inciso 3.3) Reclamos por errores de facturaciónEl usuario que se presente a reclamar argumentando un posible error de

facturación (excluida la estimación), deberá tener resuelto su reclamo en lapróxima factura emitida y el error no deberá repetirse en la próximafacturación.

Ante el requerimiento del usuario, LA DISTRIBUIDORA deberá estar encondiciones de informarle, dentro de los 10 (diez) días hábiles de presentadoel reclamo, cuál ha sido la resolución con respecto al mismo.

Inciso 3.4) Suspensión del suministro por falta de pagoLA DISTRIBUIDORA deberá comunicar previamente al usuario antes de

efectuar el corte del suministro de energía eléctrica motivado por la falta depago en término de las facturas.

Si el usuario abona las facturas más los recargos que correspon-dieran LA DISTRIBUIDORA deberá restablecer la prestación del serviciopúblico dentro de las 24 (veinticuatro) horas de haberse efectivizado elpago.

LA DISTRIBUIDORA deberá llevar un registro diario de los usuarios aquienes se les haya cortado el suministro por falta de pago.

Inciso 3.5) QuejasAdemás de facilitar los reclamos por vía telefónica o personal, LA

DISTRIBUIDORA pondrá a disposición del usuario en cada centro de atencióncomercial un "libro de quejas", foliado y rubricado por el EPRE, donde aquelpodrá asentar sus observaciones, críticas o reclamos con respecto al ser-vicio.

Las quejas que los usuarios formulen deberán ser remitidas por LADISTRIBUIDORA al EPRE con la información ampliatoria necesaria, enlos plazos y con las formalidades que se indiquen en el Reglamento deSuministro.

Capítulo 4:SANCIONES

Inciso 4.1) IntroducciónEl EPRE dispondrá la aplicación de sanciones, complementarias a las ya

mencionadas, cuando LA DISTRIBUIDORA no cumpla con las obligacionesemergentes de las normas específicas que regulan la prestación de sus serviciosy la Ley Nº 2902 (Marco Regulatorio Eléctrico de la provincia de RíoNegro).

El objetivo de la aplicación de sanciones económicas es orientar lasinversiones de LA DISTRIBUIDORA hacia el beneficio de los usuarios, en elsentido de mejorar la calidad en la prestación del servicio público deelectricidad.

Ante los casos de incumplimiento que LA DISTRIBUIDORA considerepor caso de fuerza mayor o caso fortuito, deberá realizar una presentación alEPRE solicitando que los mismos no sean motivo de sanciones. De serprocente, se aplicará la Resolución EPRE 113/12 o aquellas que pudieranmodificarla.

Las multas a establecer se calcularán de acuerdo a los parámetros fijadosen este mismo Anexo, considerando el precio promedio de venta de laenergía al usuario.

Inciso 4.2) Carácter de las sancionesLas multas dispuestas, además de ajustarse al tipo y gravedad de la falta,

tendrán en cuenta los antecedentes generales de LA DISTRIBUIDORA y, enparticular, la reincidencia en faltas similares a las penalizadas, con especialénfasis cuando ellas afecten a la misma zona o grupo de usuarios.

LA DISTRIBUIDORA deberá abonar multas a los usuarios en los casos deincumplimiento de disposiciones o parámetros relacionados con situacionesindividuales. Una vez comprobada la infracción, el EPRE dispondrá que LADISTRIBUIDORA abone una multa al usuario, conforme a la gravedad de lafalta, a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a lasreincidencias. Las multas individuales deberán guardar relación con el montode la facturación promedio mensual del usuario.

El pago de la penalidad no relevará a LA DISTRIBUIDORA, de eventualesreclamos por daños y perjuicios.

El valor acumulado anual de las multas no deberá superar el 10% (diez porciento) de la facturación anual. Si ello ocurriera, será considerado comoviolación grave a los términos de las normas que regulan la prestación delservicio y autorizará al EPRE, si éste lo considera conveniente, a la caducidadde la concesión correspondiente.

Inciso 4.3) Procedimiento de aplicaciónComplementariamente a lo dispuesto por la Ley N° 2.902 (Marco

Regulatorio Eléctrico de la provincia de Río Negro) y su reglamentación, seindican a continuación lineamientos que regirán al procedimiento deaplicación de sanciones.

Cuando el EPRE compruebe la falta de LA DISTRIBUIDORA en elcumplimiento de alguna de sus obligaciones, y a la brevedad posible, pondráen conocimiento del hecho a LA DISTRIBUIDORA y emplazará en formafehaciente para que en el término de 10 (diez) días hábiles presente todas lascircunstancias de hecho y de derecho que estime correspondan a su descargo.

Si LA DISTRIBUIDORA no respondiera o aceptara su responsabilidaddentro de dicho plazo, el EPRE aplicará las sanciones correspondientes, ylas mismas tendrán carácter de inapelable.

Si dentro del plazo antedicho, LA DISTRIBUIDORA formulara descargosu observaciones, se agregarán todos los antecedentes y se allegarán todos loselementos de juicio que se estime conveniente y el EPRE, deberá expedirse


definitivamente dentro de los 15 (quince) días hábiles subsiguientes a lapresentación de los descargos u observaciones. En caso de resolucióncondenatoria, LA DISTRIBUIDORA, luego de hacer efectiva la multa, podráinterponer los pertinentes recursos legales.

En los casos que pudiera corresponder, LA DISTRIBUIDORA arbitrarálos medios que permitan subsanar las causas que hubieran originado la o lasinfracciones para lo cual el EPRE fijará un plazo prudencial a fin de que seefectúen las correcciones o reparaciones necesarias. Durante ese lapso, nose reiterarán las sanciones.

Inciso 4.4) Cálculo de las sancionesPara el cálculo de cada multa, el EPRE adoptará parámetros objetivos

para graduar los factores de cómputo previstos en este Anexo.

Inciso 4.5) Sanciones y penalizaciones

Inciso 4.5.1) Calidad del Producto TécnicoEl EPRE aplicará sanciones y multas a LA DISTRIBUIDORA cuando

esta entregue un producto con características distintas a las convenidas(nivel de tensión y perturbaciones).

Las mismas se calcularán en base al perjuicio ocasionado al usuario, deacuerdo a lo descripto en el presente documento.

El no cumplimiento de las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA encuanto al relevamiento y procesamiento de los datos para evaluar la calidaddel producto técnico, dará lugar a la aplicación de multas, que LADISTRIBUIDORA abonará al EPRE el que la destinará a compensar aquien sufriese un daño o sobrecosto por el accionar de LA DISTRIBUIDORA.El monto de estas sanciones las definirá el EPRE en base a los ante-cedentes del caso, la reincidencia y gravedad de la falta. El tope máximode las sanciones será el que se calcula de acuerdo a lo descripto en el punto 1)del presente documento, suponiendo que el 2% (dos por ciento) de lademanda anual se satisface con una variación de la tensión, respecto a losvalores nominales, del 13% (trece por ciento), en alimentación urba-na.

Inciso 4.5.2) Calidad de Servicio TécnicoEl EPRE aplicará sanciones y multas a LA DISTRIBUIDORA

cuando esta preste un servicio con características técnicas distintas a lasconvenidas (frecuencia de las interrupciones y duración de las mis-mas).

Las multas por apartamientos en las condiciones pactadas, dependeránde la energía no distribuida (por causas imputables a LA DISTRIBUIDORA)mas allá de los límites acordados, valorizada en base al perjuicio económicoocasionado a los usuarios, de acuerdo a lo descripto en el presente docu-mento.

El no cumplimiento de las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA, encuanto al relevamiento y procesamiento de los datos para evaluar la calidaddel servicio técnico, dará lugar a la aplicación de multas, que LADISTRIBUIDORA abonará al EPRE el que la destinará a compensar a quiensufriese un daño o sobrecosto por el accionar de LA DISTRIBUIDORA. Elmonto de estas sanciones las definirá el EPRE en base a los antecedentes delcaso, la reincidencia y gravedad de la falta. El tope máximo de las sancionesserá el que se calcula de acuerdo a lo descripto en el presente documento,suponiendo que todos los usuarios están sin suministro 50,4 (cincuenta comacuatro) horas por año, sin superar la cantidad de interrupciones, calculadaspara cada etapa de control

Calidad de Servicio Comercial

Inciso 4.5.3.1) ConexionesPor el incumplimiento de los plazos previstos (punto 3.1) del presente

documento, LA DISTRIBUIDORA deberá abonar al solicitante del suministrouna multa equivalente al costo de la conexión (definida en el régimentarifario), dividido dos veces el plazo previsto (definido en el punto 3.1) delpresente documento, por cada día hábil de atraso, hasta un máximo del valorde la conexión.

Inciso 4.5.3.2) Facturación estimadaPara los casos en que el EPRE detecte mayor número de estimaciones

que las previstas (punto 3.2) del presente documento), percibirá, de parte deLA DISTRIBUIDORA, una multa equivalente al 30% (treinta por ciento)del monto de la facturación estimada, y derivará esta multa hacia los usuariosperjudicados.

Inciso 4.5.3.3) Reclamos por errores de facturaciónPor incumplimiento de lo exigido en cuanto a la atención de los reclamos

de los usuarios por errores en la facturación, LA DISTRIBUIDORA abonaráa los usuarios damnificados una multa equivalente al 50% del monto de lafacturación objeto del reclamo.

Inciso 4.5.3.4) Suspensión del suministro de energía por falta de pagoSi el servicio no se restableciera en los plazos previstos, LA

DISTRIBUIDORA abonará al usuario una multa del 20% del montoequivalente al promedio mensual de los kWh facturados en los últimos doce(12) meses, actualizados al momento de hacer efectiva la multa, por cada díao fracción excedente.

Capítulo 5:OTRAS OBLIGACIONES DE LA DISTRIBUIDORA

Inciso 5.1) Trabajos en la vía publicaCuando LA DISTRIBUIDORA incurra en acciones o trabajos que afecten

espacios públicos tales como calles y/o veredas, deberá ejecutar los mismoscumpliendo con las normas técnicas y de seguridad aplicables en cada caso,como asimismo reparar las calles y/o veredas afectadas para dejarlas enperfecto estado de uso; si no fuese el caso y merezca la denuncia de autoridadesnacionales, provinciales o municipales o provoquen la denuncia fundada porparte de vecinos o usuarios, LA DISTRIBUIDORA abonará al EPRE unamulta que éste destinará a subsanar el daño, vía pago a la autoridad competente;todo esto sin perjuicio de las otras sanciones o demandas ya previstas en estedocumento.

Inciso 5.2) Construcción, ampliación u operación de instalacionesAdemás de las denuncias, oposiciones y sanciones que genere el no ajustarse

al procedimiento establecido por la Ley Nº 2.902, LA DISTRIBUIDORAabonará al EPRE una multa que éste destinará a subsanar el daño, vía pago ala autoridad competente.

Inciso 5.3) En la prestación del servicioPor incumplimiento de lo establecido en las normas del marco regulatorio

eléctrico, referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto a laprestación del servicio, la misma abonará al EPRE una multa. Esta serádeterminada por el EPRE conforme a la gravedad de la falta, a los antecedentesde LA DISTRIBUIDORA y en particular a las reincidencias y no podrá sersuperior al valor de 500.000 kWh valorizados al precio que en promediovende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. El EPRE destinará esta multaa compensar a quien sufriese un daño o sobrecosto, por el accionar de LADISTRIBUIDORA.

Inciso 5.4) Peligro para la seguridad públicaPor incumplimiento de lo establecido en las normas del marco regulatorio

eléctrico, referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto alpeligro para la seguridad pública derivada de su accionar, la misma abonará alEPRE una multa. Esta será determinada por el EPRE conforme a la gravedadde la falta, a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a lasreincidencias y no podrá ser superior al valor de 500.000 kWh valorizadosal precio que en promedio vende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. ElEPRE destinará esta multa a compensar a quien sufriese un daño o sobrecostopor el accionar de LA DISTRIBUIDORA.

Inciso 5.5) Contaminación ambientalPor incumplimiento de lo establecido en las normas del marco regulatorio

eléctrico, referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto a lacontaminación ambiental derivada de su accionar, la misma abonará al EPREuna multa. Esta será determinada por el EPRE conforme a la gravedad de lafalta, a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a lasreincidencias y no podrá ser superior al valor de 500.000 kWh valorizadosal precio que en promedio vende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. ElEPRE destinará esta multa a compensar a quien sufriese un daño o sobrecostopor el accionar de LA DISTRIBUIDORA.

Inciso 5.6) Acceso de terceros a la capacidad de transportePor incumplimiento de lo establecido en los términos de la Ley Nº 2.902,

LA DISTRIBUIDORA abonará al EPRE una multa. Esta será determinadapor el EPRE conforme a la gravedad de la falta, a los antecedentes de LADISTRIBUIDORA y en particular a las reincidencias y no podrá ser superioral valor de 100.000 kWh valorizados al precio que en promedio vendeenergía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. El EPRE destinará esta multa acompensar a quien sufriese un daño o sobrecosto por el accionar de LADISTRIBUIDORA.

Inciso 5.7) Preparación y acceso a los documentos y la informaciónPor incumplimiento de lo establecido en las normas del marco regulatorio

eléctrico, referido a las obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en cuanto a lapreparación y acceso a los documentos y a la información, y en particular,por no llevar los registros exigidos, no tenerlos debidamente actualizados, ono brindar la información debida o requerida por el EPRE a efectos derealizar las auditorías a cargo del mismo, LA DISTRIBUIDORA abonará alEPRE una multa. Esta será determinada por el EPRE conforme a la gravedadde la falta, a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a las


reincidencias y no podrá ser superior al valor de 200.000 kWh valorizadosal precio que en promedio vende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. ElEPRE destinará esta multa a compensar a quien sufriese un daño o sobrecostopor el accionar de LA DISTRIBUIDORA.

Inciso 5.8) Competencia desleal y acciones monopólicasAnte la realización de actos que implique competencia desleal y/o abuso

de una posición dominante en el mercado, LA DISTRIBUIDORA abonará alEPRE una multa. Esta será determinada por el EPRE conforme a la gravedadde la falta, a los antecedentes de LA DISTRIBUIDORA y en particular a lasreincidencias y no podrá ser superior al valor de 500.000 kWh valorizadosal precio que en promedio vende energía eléctrica LA DISTRIBUIDORA. ElEPRE destinará esta multa a compensar a quien sufriese un daño o sobrecostopor el accionar de LA DISTRIBUIDORA.

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Anexo 5SUBSIDIOS DE COMPENSACIÓN TARIFARIA

DEFINICIONESEL FONDO. Es el Fondo Provincial de Subsidios Tarifarios creado y

reglamentado por la Ley N° 2.902 de la Provincia de Río Negro y el DecretoReglamentario N° 1291 Art. 59, inc. a), del 23 de octubre de 1995,conformado con recursos que percibe la provincia, provenientes del FondoSubsidiario de Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finalesprevisto en el Art. 70, inc. b), de la Ley N° 24.065.

APLICACIÓNEl EPRE, en cumplimiento de lo dispuesto por el Poder Ejecutivo Pro-

vincial dispondrá la aplicación de los recursos provenientes del FONDO conel objetivo de aplicar subsidios en favor de los usuarios finales en los términosde la Ley N° 2.902.

LA DISTRIBUIDORA aplicará los subsidios en la forma de descuentos enlas facturas a los usuarios finales en base a las instrucciones que reciba delEPRE.

EL EPRE compensará a LA DISTRIBUIDORA por los subsidios aplicados.A tal efecto abonará los montos compensatorios a mes vencido, dentro delos sesenta (60) días posteriores a partir de la fecha de recepción de ladocumentación remitida al EPRE, del mes al cual corresponda incluir elsubsidio en las tarifas.

EL EPRE dictará las disposiciones reglamentarias que sean pertinentes alos fines de las instrumentaciones del subsidio e indicará las características yconceptos que deberán constar en la facturación a los usuarios vinculadoscon el subsidio.

MORA E INTERESESEn caso de mora en el pago del subsidio, se abonarán intereses a una tasa

igual a la Tasa Anual Vencida vigente en el Banco de la Nación Argentinapara sus operaciones de descuento de documentos.

En caso que la mora en el pago del subsidio, se extendiera hasta elnonagésimo (90mo) día posterior a la finalización del mes en que se aplicó elsubsidio, LA DISTRIBUIDORA podrá a partir de esa fecha, eliminar de lasfacturas los descuentos relacionados con los subsidios. A los efectos derecuperar los montos adeudados LA DISTRIBUIDORA deberá presentar alEPRE una propuesta de recupero, que se basará en el cobro en cuotas a losusuarios de los montos compensados. EL EPRE deberá resolver sobre lapropuesta en los 30 días posteriores a la fecha de recibida la misma.

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Anexo 6

CUADRO TARIFARIO CEARCPeriodo: Nov-13 Ene-14 CON SUBSIDIO DEL ESTADO NACIONAL

TARIFA 1 - PEQUE ÑAS DEMANDAS (POTENCIAS MENORES O IGUALES A 10 kW -Cargos Bimestrales)

T1R - RESIDENCIALT 1R1 M ono f. T 1R1 T rif.

CARG O FIJO $/b im 57,68 70,80CARG O VARIABLE $/kW h 0,386 0,386

P u n to d e C o rte

T 1R2.1 M onof. T 1R2.1 Trif.CARG O FIJO $/b im 81,64 94,76CARG O VARIABLE $/kW h 0,405 0,405




TARIFA ALUMBRADOT1 AP

BTCARGO FIJO $/bim 334,58CARGO VARIABLE $/kWh 0,187

TARIFA T2 GRANDES DEMANDAS (POTENCIAS MAYORES A 10 kW - Cargos M ensuales))

T2 para Potencias mayores a 10 kW y menores a 300 kW

T2 AP - Tarifa Alumbrado PúblicoT2AP

CGC AP $/mes 175,18

CARGO USO DE RED $/kW-mes 69,69CARGO POTENCIA EN PUNTA $/kW-mes 27,75CARGO TRANSP. OTROS AGENTES $/kW-mes 4,12

CARGO ENERGIA (P) $/kWh 0,109CARGO ENERGIA (R) $/kWh 0,125CARGO ENERGIA (V) $/kWh 0,122

T2 - DECLARACI ÓN UNICA DE DEMANDA ANUAL

T2 BT en bornes T2 BT en red T2 MT en redCGC T2 < 50 kW $/mes 175,18 175,18CGC T2 >= 50 kW $/mes 406,58 406,58 406,58

CARGO USO DE RED $/kW-mes 63,78 98,76 47,70CARGO POTENCIA EN PUNTA $/kW-mes 27,25 27,75 26,83CARGO TRANSP. OTROS AGENTES $/kW-mes 4,05 4,13 3,99

CARGO ENERGIA (P) $/kWh 0,143 0,144 0,139CARGO ENERGIA (R) $/kWh 0,156 0,157 0,152CARGO ENERGIA (V) $/kWh 0,157 0,159 0,153

Categoria T2R : T2 Riego Decl Anual




TARIFA T2: SERVICIO DE PEAJE T2 PJ

TPJ BT en bornes TPJ BT en red TPJ MT en redCGC T2 < 50 kW $/mes 175,18 175,18CGC T2 >= 50 kW $/mes 406,58 406,58 406,58


CONSUMO DE ENERGIA (P) $/KWh 0,0056 0,0070 0,0020CONSUMO DE ENERGIA (R) $/KWh 0,0061 0,0077 0,0022CONSUMO DE ENERGIA (V) $/KWh 0,0062 0,0078 0,0022

T2 DV - GRANDES DEM ANDAS VARIABLES

T2 DVBT en red T2DVBT en bornes T2DVMT en redCGC T2 < 50 kW $/mes 175,18 175,18CGC T2 >= 50 kW $/mes 406,58 406,58 406,58



Declaración Trimestral

T1G - GENERALT1G1 Monof. T1G1 Trif.

CARGO FIJO $/bim 66,70 79,82CARGO VARIABLE $/kWh 0,428 0,428

Punto de Corte966,28 966,28

T1G2.1 Monof. T1G2.1 Trif.CARGO FIJO $/bim 157,53 170,65CARGO VARIABLE $/kWh 0,334 0,334

T1G2.2 Monof. T1G2.2 Trif.CARGO FIJO $/bim 157,53 170,65CARGO VARIABLE $/kWh 0,343 0,343

TARIFA 1B - PEQUEÑAS DEM ANDAS EN BORNES (POTENCIAS M ENORES A 10 kW )

T1R1B Monof. T1R1B Trif.CARGO FIJO $/bim 54,78 67,90CARGO VARIABLE $/kWh 0,308 0,308

T1R2.1B Monof. T1R2.1B Trif.CARGO FIJO $/bim 72,09 85,21CARGO VARIABLE $/kWh 0,322 0,322




T1G1B Monof. T1G1B Trif.CARGO FIJO $/bim 61,03 74,15CARGO VARIABLE $/kWh 0,344 0,344

T1G2.1B Monof. T1G2.1B Trif.CARGO FIJO $/bim 126,85 139,97CARGO VARIABLE $/kWh 0,280 0,280

T1G2.2B Monof. T1G2.2B Trif.CARGO FIJO $/bim 126,85 139,97CARGO VARIABLE $/kWh 0,289 0,289


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Anexo 7REGIMEN DE SUMINISTRO

DE ENERGIA ELECTRICA PARA LOS SERVICIOSPRESTADOS POR LA CEARC

GENERALIDADES:La Autoridad de Aplicación del presente reglamento es el Ente Provin-

cial Regulador de la Electricidad, quien será el órgano encargado de resolveren instancia administrativa todas las controversias que se sometan a sujurisdicción. El usuario tendrá derecho a dirigirse en todo momentodirectamente a la Autoridad de Aplicación.

Artículo 1º - CONDICIONES GENERALES PARA EL SUMINISTRO.A efectos de acceder al suministro de energía eléctrica, quien lo solicite

deberá encuadrarse en alguna de las siguientes categorías:a) TitularSe otorgará la Titularidad de un servicio de energía eléctrica a las perso-

nas físicas o jurídicas, agrupaciones de colaboración y uniones transitorias deempresas, que acrediten la propiedad, la posesión o tenencia legal del inmuebleo establecimiento para el cual se solicita el suministro y mientras dure suderecho de uso.

b) Titular PrecarioSe otorgará la Titularidad Precaria de un servicio de energía eléctrica en

los casos en que, si bien no se cuenta con el título de propiedad o contrato delocación respectivo, pueda acreditarse la posesión o tenencia del inmueble oestablecimiento, con la presentación de un certificado de domicilio, expedidopor Autoridad competente o instrumento equivalente.

c) Titular ProvisorioCuando la energía eléctrica sea requerida para la ejecución de obras, se

otorgará la Titularidad Provisoria al propietario del inmueble oestablecimiento y a la persona que ejerza la dirección de la misma, quedandoante La Distribuidora, ambos como responsables en forma solidaria. Mientrasdure la titularidad provisoria los consumos serán facturados según sea eldestino final de la obra.

d) Titular TransitorioEn los casos de suministros de carácter no permanente que requieran

energía eléctrica para usos tales como: exposiciones, publicidad, ferias, circos,etc., se otorgará al solicitante la Titularidad Transitoria, debiendo el mismocumplir con iguales requisitos que el titular precario o presentar autorizacióndel titular del inmueble o permiso de la Autoridad competente.

e) Cambio de TitularidadA los efectos de este Reglamento los términos "usuario" y "titular"

resultan equivalentes, sin perjuicio del derecho de LA DISTRIBUIDORA depoder exigir en todo momento que la titularidad de un servicio se encuadredentro de una de las categorías previstas en el presente artículo.

Se concederá, en forma gratuita, el cambio de titularidad del servicio deenergía eléctrica al requeriente que se encuentre comprendido dentro de losprecedentes incisos y limite el uso del servicio a la potencia y condicionestécnicas autorizadas previstas en esta normativa.

Si se comprobara que el usuario no es el titular del servicio, La Distribuidoraintimará el cambio de la titularidad existente y exigirá el cumplimiento delas disposiciones vigentes.

En caso de no hacerlo dentro de los diez (10) días hábiles administrativos,La Distribuidora podrá proceder a la suspensión del suministro, debiendocomunicarlo en forma previa a la Autoridad de Aplicación.

Los herederos podrán continuar en el uso del servicio de energía eléctrica,con la única exigencia de solicitar cambio de titularidad y acreditar losrequisitos establecidas en el inciso a) de este artículo.

El titular registrado será responsable de todas las obligaciones establecidasa su cargo en el presente Reglamento, incluso el pago de los consumos que seregistrasen luego de haberse retirado del inmueble, incluyendo recargos eintereses.

Cuando un nuevo ocupante de un inmueble o establecimiento solicita elcambio de titularidad, a partir de su otorgamiento por parte de La Distribuidora,comenzará a computarse el consumo. El nuevo titular no será responsable,bajo ningún concepto, de los consumos registrados con anterioridad.

f) Condiciones de HabilitaciónI) El usuario no deberá registrar deudas pendientes por suministro de

energía eléctrica u otro concepto resultante de este Reglamento.II) Dar cumplimiento al Depósito de Garantía, establecido en el Art.

5º, Inciso c) de este Reglamento, cuando La Distribuidora así lorequiera.

III) Abonar el derecho de conexión de acuerdo al cuadro tarifariovigente.

IV) Firmar el correspondiente formulario de solicitud de suministro oel contrato de suministro según corresponda de acuerdo al tipo detarifa a aplicar.Firmar, si corresponde, el convenio establecido en el inciso g) deeste artículo.

V) Para los inmuebles o establecimientos nuevos destinados a usosindustriales o comerciales, acreditar la habilitación municipalcorrespondiente o bien que se han iniciado los trámites para laobtención de la misma.

VI) En ningún caso La Distribuidora podrá requerir el pago de conceptoalguno, fuera de los enunciados en el presente artículo, comorequisito para la conexión y/o rehabilitación del suministro.

CARGO S

Tasa de Conexión del Medidor

T1 Conexión Monofasica $/Unidad 35,45

T1 Conexión Trifasica $/Unidad 46,64

T2 BT Conexión Aerea $/Unidad 46,64

T2 BT Conexión Subterranea $/Unidad 73,61

T2 MT $/Unidad 717,38

Tasa por Rehabilitación

Tasa por Envío Aviso Suspensión $/Unidad 2,15

Tasa Rehabilitación PD $/Unidad 15,88Tasa Rehabilitación GD $/Unidad 48,04Tasa por ReconexiónTasa Reconexión del Servicio PD $/Unidad 81,76Tasa Reconexión del Servicio GD $/Unidad 415,91

B o nificac ion es - R eca r g os

Por la Energía Reactiva Inductiva&inst T2BT_Red &inst T2BT_Bornes &inst T2MR Monto

Bonificaciones Tg fi <= 0,426 $/kW-mes 17,87 11,34 8,65 &inst * Preg (0,426 - tg fi reg)Recargos Tg fi > 0,62 $/kW-mes 17,87 11,34 8,65 &inst * Preg (tg fi reg - 0,62)

T2RV : T2 Riego Demandas Variables




T2 DV PJTPJ BT en red TPJ BT en bornes TPJ MR en red

CGC T2 < 50 kW $/mes 175,18 175,18CGC T2 >= 50 kW $/mes 406,58 406,58 406,58



Tarifas para Potencias mayores a 300 kW

T2 > 300 KwT2BR T2BT T2MR

CGC T2 >= 300 kW $/mes 406,58 406,58 406,58



TARIFA PJ: SERVICIO DE PEAJE TPJ BR TPJ BT TPJ MR

CARGO GESTION COMERCIAL $/mes 406,58 406,58 406,58



T2 DV - GRANDES DEMANDAS VARIABLES

T2 DVBT_R T2DVBT_B T2DVMT_R

CGC T2 >= 300 kW $/mes 406,58 406,58 406,58



TARIFA DV PJ: SERVICIO DE PEAJE

TPJ BR TPJ BT TPJ MRCARGO GESTION COMERCIAL $/mes 406,58 406,58 406,58






g) Centro de Transformación y/o Maniobra Toma PrimariaCuando la potencia requerida para un nuevo suministro o cuando se

solicite un aumento de la potencia existente y tal requerimiento o solicitudsupere la capacidad de las redes existentes, el titular, a requerimiento de LaDistribuidora, estará obligado a poner a disposición de la misma un espaciode dimensiones adecuadas para la instalación de un centro de transformación,el que, si razones técnicas así lo determinan, podrá ser usado además paraalimentar la red externa de distribución.

A este efecto, se deberá firmar un convenio estableciéndose los términosy condiciones aplicables para la instalación de dicho centro de transformación,como asimismo el monto y modalidad del resarcimiento económico, quepuedan acordar.

En el caso que la alimentación al titular se efectúe desde la red dedistribución, éste deberá colocar sobre el frente de su domicilio la tomaprimaria, que le será entregada por La Distribuidora.

A este respecto el titular deberá respetar las normas de instalación vigentesen la oportunidad según sean en cada caso indicadas por La Distribuidora.

Será a cargo del titular la provisión y colocación de la caja o cajascorrespondientes a los equipos de medición, respetando las normas deinstalación vigentes en la oportunidad según sean en cada caso indicadas porLa Distribuidora.

h) Punto de SuministroLa Distribuidora hará entrega del suministro en un solo punto y únicamente

por razones técnicas aprobadas por la Autoridad de Aplicación, podrá habilitarmás de un punto de suministro.

Artículo 2º - OBLIGACIONES DEL TITULAR Y/O USUARIOa) Declaración JuradaInformar correctamente, con carácter de Declaración Jurada, los datos

que le sean requeridos al registrar su solicitud de suministro o en cualquierotra oportunidad, aportando la información que se le exija, a efectos de lacorrecta aplicación de este Reglamento y de su encuadre tarifario.

Asimismo, deberá actualizar dicha información cuando se produzcancambios en los datos iniciales o cuando así lo requiera LA DISTRIBUIDORA,para lo cual dispondrá de un plazo no mayor de TREINTA (30) días hábilesadministrativos contados a partir del requerimiento.

b) FacturasAbonar las facturas dentro del plazo fijado en las mismas.La falta de pago a su vencimiento lo hará incurrir en mora y será pasible

de las penalidades establecidas en este Reglamento.Conocida la fecha de vencimiento de la factura, por figurar este dato en

la anterior, de no recibir la misma con una anticipación de cinco (5) díashábiles previos a su vencimiento, el usuario deberá solicitar un duplicado enlos locales destinados a la atención de usuarios de La Distribuidora.

En los casos en que a pesar de no haberse emitido o enviado la factura nose ha producido un reclamo del usuario por tal motivo, y no obstante seregistrasen consumos de suministro eléctrico, el usuario deberá abonar ladeuda resultante a la tarifa vigente a la fecha en que se emita la facturacorrespondiente.

c) Dispositivos de Protección y ManiobraColocar y mantener en condiciones de eficiencia a la salida de la medición

y en el tablero principal los dispositivos de protección y maniobra adecuadosa la capacidad y/o características del suministro, conforme a los requisitosestablecidos en la "Reglamentación para la Ejecución de InstalacionesEléctricas en Inmuebles" emitida por la autoridad municipal o comunalentendida en la materia.

d) Instalación Propia - ResponsabilidadesMantener las instalaciones propias en perfecto estado de conservación,

así como también mantener los gabinetes y/o locales donde se encuentraninstalados los medidores y/o equipos de medición limpios, iluminados ylibres de obstáculos que dificulten la lectura de los instrumentos, sin perjuiciode la obligación y responsabilidad de La Distribuidora previstas en el Art. 4°inc. e).

Si por responsabilidad del usuario o por haber éste aumentado sinautorización de La Distribuidora, la demanda resultante de la declaraciónjurada que presentara al solicitar el suministro, hechos que deberán seradecuadamente probados por La Distribuidora, se produjera el deterioro odestrucción total o parcial de los medidores y/o instrumentos de control depropiedad de La Distribuidora, aquel abonará el costo de reparación oreposición de los mismos.

e) Comunicaciones a La DistribuidoraCuando el usuario advierta que las instalaciones de La Distribuidora

(incluyendo el medidor), comprendidas entre la conexión domiciliaria y elprimer seccionamiento posterior (tablero del usuario) a la salida del medidor,

no presentan el estado habitual y/o normal, deberá comunicarlo a LADISTRIBUIDORA en el más breve plazo posible, no pudiendo manipular,reparar, remover ni modificar las mismas por sí o por intermedio de ter-ceros.

En cualquier oportunidad en que el usuario advirtiera la violación oalteración de alguno de los precintos, deberá poner el hecho en conocimientode La Distribuidora.

f) Acceso a los Instrumentos de MediciónPermitir y hacer posible al personal de La Distribuidora y/o de la Autoridad

de Aplicación, que acrediten debidamente su identificación como dependienteso representantes de tales organismos, el acceso al lugar donde se hallan losgabinetes de medidores y/o equipos de medición y a sus instalaciones.

g) Uso de PotenciaLimitar el uso del suministro a la potencia y condiciones técnicas

convenidas, solicitando a La Distribuidora con una anticipación suficiente,la autorización necesaria para variar las condiciones del mismo.

h) Suministro a TercerosNo suministrar, no ceder total o parcialmente en forma onerosa o gratuita,

ni vender a terceros, bajo ningún concepto, la energía eléctrica que LaDistribuidora suministre. La Distribuidora estará facultada para suspender elsuministro en los casos que compruebe que existe cesión o venta de energíaeléctrica a terceros, previa autorización de La Autoridad de Aplica-ción.

i) Cancelación de la TitularidadSolicitar la cancelación de la titularidad cuando deje de ser usuario del

suministro. La presentación de dicha solicitud, instrumentada mediante unformulario idóneo a tal efecto, implicará la extinción de la relación quemantiene con La Distribuidora, así como la obligación de ésta de emitir lafactura final por el último período de consumo hasta el momento de lasolicitud de cancelación.

Hasta tanto no lo haga, será tenido como solidariamente responsablecon el o los usuarios no titulares de todas las obligaciones establecidas en elpresente reglamento.

Los trámites relacionados con la cancelación o cambio de titularidadserán sin cargo.

j) PerturbacionesUtilizar la energía provista por La Distribuidora en forma tal de no

provocar perturbaciones en sus instalaciones o en las de otros usuarios. Enestos casos La Distribuidora, estará facultada para suspender el suminis-tro.

k) Generación propiaLos usuarios que cuenten con fuente propia de energía deberán comunicar

esta situación a La Distribuidora, con quien determinarán mediante conveniolas condiciones en que se efectuará la prestación y la ingeniería de detalle quehagan a los enclavamientos y protecciones para un eventual paralelo a lared.

En ningún caso los usuarios podrán ceder a título oneroso o gratuito,parcial o totalmente la producción de energía eléctrica a persona alguna.

Artículo 3º - DERECHOS DEL TITULARa) Niveles de Calidad de ServicioEl titular tendrá derecho a exigir de La Distribuidora la prestación del

servicio de energía eléctrica de acuerdo a las “Normas de Calidad deServicio” que resulten del Contrato de Concesión y las reglamentaciones quesobre la materia dicte la Autoridad de Aplicación.

b) Provisión del MedidorLos medidores serán suministrados por La Distribuidora a simple título

de depósito, sujeto a las prescripciones del Código Civil. El titular estáobligado a poner la misma diligencia en la guarda del medidor que en suspropios bienes y dar aviso a La Distribuidora de cualquier daño o irregularidadque se produzca en el mismo.

c) Funcionamiento del MedidorEl titular podrá exigir a La Distribuidora, su intervención en el caso de

supuesta anormalidad en el funcionamiento del medidor o equipo de medicióninstalado. Será considerado como presunción de anormalidad el consumoigual a 0.

En caso de requerir el titular o la Autoridad de Aplicación un control de sumedidor o equipo de medición, La Distribuidora podrá optar en primertérmino por realizar una verificación del funcionamiento del mismo.

De existir dudas o no estar de acuerdo el titular o la Autoridad de Aplicacióncon el resultado de la verificación, podrá solicitar el contraste “in situ”.


Los medidores serán verificados por las normas IEC (InternationalElectrotechnical Commission) o las de aquellos países miembrosdel IEC debiendo cumplimentar las disposiciones de la Ley de Metrología Nº19.511.

En el caso de existir dudas aún o no estar de acuerdo el titular o laAutoridad de Aplicación con el resultado del contraste “in situ” podrá exigira La Distribuidora su recontraste en Laboratorio.

En ese caso se retirará el medidor o equipo de medición y se efectuará uncontraste en Laboratorio de acuerdo con las normas antes citadas.

Si el contraste y/o el recontraste demostrara que el medidor o equipo demedición funciona dentro de la tolerancia admitida por las normas, losgastos que originara el contraste “in situ” y/o el recontraste en Laboratorioserán a cargo del titular cuando éste lo haya solicitado. La Autoridad deAplicación fijará los costos máximos del contraste "in situ" y del recontrasteen laboratorio.

Para los casos de verificación, contraste in situ y contraste en Laboratorio,La Distribuidora deberá labrar un acta, la cual será diseñada conforme a lasinstrucciones que le imparta la Autoridad de Aplicación.

En todos los casos en que se verifique que el funcionamiento del medidordifiere de los valores admitidos conforme a lo establecido en el Marcoregulatorio de la Concesión, se ajustarán las facturaciones según lo establecidoen el Artículo 5º inciso d) de este Reglamento y los gastos de contraste yrecontraste serán a cargo de La Distribuidora.

De no satisfacerle las medidas llevadas a cabo por La Distribuidora eltitular podrá reclamar a la Autoridad de Aplicación el control y revisión delas mismas.

d) Reclamos o QuejasEl usuario tendrá derecho a exigir a La Distribuidora la debida atención y

procesamiento de los reclamos o quejas que considere pertinente efectuar.Tendrá derecho a ser tratado por La Distribuidora con cortesía, correccióny diligencia. El tiempo de espera de los usuarios en los locales de atencióncomercial no debe extenderse más allá de lo razonable.

La Distribuidora deberá cumplimentar estrictamente las normas que aeste respecto se establecen como "Normas de Calidad del Servicio Público ySanciones" del Marco regulatorio de la Concesión y demás reglamentaciónque sobre la materia dicte la Autoridad de Aplicación.

Sin implicar limitación, está obligada a atender, responder por escrito ysolucionar en el plazo máximo de 10 (diez) días las quejas y reclamos de lostitulares, efectuados en forma telefónica, personal o por correspondencia,sin perjuicio del derecho de los titulares de concurrir directamente a laAutoridad de Aplicación. La Distribuidora deberá habilitar un registro dereclamos en donde quedarán asentadas todas las presentaciones de los usuarios,a quienes deberá emitirles una constancia de inicio del reclamo.

e) Indemnización por cobro de sumas o conceptos indebidos:El usuario tendrá derecho a reclamar una indemnización a La Distribuidora,

cuando ésta le haya facturado sumas o conceptos indebidos o le haya reclamadoel pago de facturas ya abonadas. La Distribuidora deberá devolver las sumasincorrectamente percibidas con más los intereses y punitorios que cobra pormora en el pago de las facturas, más una indemnización equivalente al 50%del importe cobrado o reclamado indebidamente. La devolución eindemnización se harán efectivas en las facturas inmediatas siguientes.

f) Reciprocidad en el trato:Los usuarios tendrán derecho a recibir por parte de La Distribuidora

reciprocidad en el trato, quien deberá aplicar para los reintegros o devolucioneslos mismos criterios que aplica para los cargos por mora.

g) Pago AnticipadoEn los casos en que las circunstancias lo justifiquen y siguiendo al efecto

los procedimientos que establezca La Distribuidora, el titular tendrá derechoa efectuar pagos anticipados a cuenta de futuros consumos, tomándose alefecto como base el consumo registrado en igual período del año ante-rior.

h) Resarcimiento por DañosEn el caso en que se produzcan daños a las instalaciones y/o artefactos de

propiedad del usuario, provocadas por deficiencias en la calidad técnica delsuministro imputables a La Distribuidora y que no puedan ser evitados,mediante la instalación en los mismos de las protecciones de norma, LaDistribuidora deberá hacerse cargo de la reparación, reposición oindemnización correspondiente, salvo caso fortuito o de fuerza mayordebidamente acreditada.

La reparación del daño causado, mencionada en el párrafo precedente,no eximirá a La Distribuidora de la aplicación de las sanciones regladas en las“Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones” del Contrato deConcesión y la reglamentación que sobre la materia dicte La Autoridad deAplicación.

i) Control de LecturasLos titulares, personalmente o sus representantes, podrán presenciar y

notificarse de la intervención del personal de La Distribuidora, en todos loscasos de tomas de lectura y en aplicación de lo dispuesto por los Artículos 4º,inciso d) y 5º inciso d) de este Reglamento.

Artículo 4º - OBLIGACIONES DE LA EMPRESA PRESTATARIALa enumeración de las obligaciones de La Distribuidora que contiene el

presente artículo no es taxativa, ni implica una limitación a las demásobligaciones que surgen de las Leyes N° 2902, N° 2986, sus decretosreglamentarios y en general, de todo el Marco Regulatorio de la Concesióny toda reglamentación que sobre la materia dicte La Autoridad de Aplicación.

a) Incorporación de nuevos usuarios y aumento de la capacidad desuministro

La Distribuidora deberá atender toda nueva solicitud de servicio o aumentode la capacidad de suministro, de acuerdo a las modalidades establecidas en elMarco Regulatorio de la Concesión y en la reglamentación que sobre lamateria dicte la Autoridad de Aplicación.

En los casos de nuevos suministros en los que sea necesario adecuar lasinstalaciones de propiedad de los usuarios a efectos de proceder a la conexióndel suministro, La Distribuidora deberá suministrarles el plano del pilar ydeberá asesorarlos sobre su construcción.

b) Calidad de ServicioLa Distribuidora deberá mantener en todo tiempo un servicio de calidad

conforme a lo previsto al respecto en las “Normas de Calidad del ServicioPúblico y Sanciones” del Contrato de Concesión y la reglamentación quesobre la materia dicte la Autoridad de Aplicación.

c) Aplicación de la TarifaLa Distribuidora sólo deberá facturar por la energía suministrada y/o

servicios prestados, los importes que resulten de la aplicación del cuadrotarifario autorizado, más los fondos, tasas e impuestos que deba recaudar porcuenta de terceros conforme a las disposiciones vigentes, los que deberán serclaramente discriminados en la facturación. Durante los períodos en que elsuministro esté suspendido o cortado, La Distribuidora no podrá facturar porningún concepto, reservándose el derecho sólo para el recupero de la deudaexistente más sus intereses y las tasas por rehabilitación o reconexión.

Las facturas deberán ser entregadas al usuario con no menos de 10 (diez)días corridos de anticipación a la fecha de su vencimiento.

En los casos en que el Régimen Tarifario no disponga lo contrario, lafacturación deberá reflejar lecturas reales, las cuales deberán ser tomadas conla frecuencia autorizada en dicho Régimen, salvo caso fortuito o de fuerzamayor, en que se podrá estimar el consumo.

Las estimaciones no podrán superar los límites establecidos en las "Normasde Calidad del Servicio Público y Sanciones" del Marco Regulatorio de laConcesión.

Con la primera lectura posterior a las estimaciones realizadas dentro detal límite, se deberá efectuar la refacturación del consumo habido entre dichalectura y la última lectura real anterior, prorrateando dicho consumo enfunción de los períodos de facturación comprendidos entre las dos lecturasreales y facturando los consumos resultantes al valor tarifario vigente encada período.

La Distribuidora deberá emitir la Nota de Débito o de Crédito resultantede la diferencia entre las facturaciones realizadas con valores estimados y larefacturación correspondiente.

d) Precintado de Medidores y ContratapaI) Medidores en generalEn los casos de instalación de medidores o equipos de medición por

conexiones nuevas o por reemplazo del equipo de medición anterior, éstosserán precintados por LA DISTRIBUIDORA en presencia del titular.

De no hacerse presente éste, se le deberá comunicar, en forma fehaciente,lo actuado al respecto.

En todos los casos de instalación o reemplazo de medidores o equipos demedición, La Distribuidora deberá completar un acta, la cual deberá contenerel estado de registración del medidor al momento de su instalación y serádiseñada conforme las instrucciones de la Autoridad de Aplicación.

II) Medidores con indicador de carga máximaEn el caso de este tipo de medidores para cuya lectura y puesta a cero es

necesario romper los precintos de la contratapa y del mecanismo de puestaa cero, LA DISTRIBUIDORA procederá de la siguiente manera:

- Remitirá a los usuarios que tengan instalados este tipo de equipos demedición una circular por la que se les comunicará entre qué fechas seefectuará la toma de estado de los consumos, invitándolos a presenciarla operación.

- Si el titular presencia la operación, el responsable de la lectura deberácomunicar a éste los estados leídos y los precintos colocados.


e) AnormalidadesLa Distribuidora tendrá la obligación de instruir a su personal vinculado

con la atención, conservación, lectura, cambio, etc., de medidores, equiposde medición, conexiones, y otros, sobre su responsabilidad inexcusable deinformar las anormalidades que presenten las instalaciones comprendidasentre la toma y el primer seccionamiento (tablero). Una vez denunciadasante La Distribuidora las anormalidades, por personal dependiente de ella opor cualquier otra persona, La Distribuidora tendrá la obligación desolucionarlas en el plazo máximo de diez (10) días hábiles. El consumo iguala 0 será considerado como presunción de anormalidad.

f) Facturas Información a Consignar en las MismasLa factura del servicio eléctrico deberá contener únicamente los conceptos

autorizados en el art. 35 de la ley 2902 y sus modificatorias. Deberá incluirseun código de barras dentro de la propia factura eléctrica, asociado solo altotal de consumos eléctricos a abonar, la identificación del N° de factura, suscódigos para el pago electrónico y el resto de los requisitos fiscales quegaranticen la individualización de la factura eléctrica respecto de otrosconceptos y a la vez permitan a los usuarios elegir la modalidad de pago, yasea por vía electrónica o a través de cualquier boca de cobranza. Dentro decada factura deberá incluirse la siguiente información, sin perjuicio de la quea futuro el EPRE pudiese llegar a ordenar:

- Fecha de vencimiento de la próxima factura.- Lugar y procedimiento autorizado para el pago.- Identificación de la categoría tarifaria del usuario, valores de los

parámetros tarifarios (cargos fijos y variables).- Unidades consumidas y/o facturadas calculadas según el o los cuadro/s

tarifario/s vigente/s en el período de consumo, precisando sicorresponden a lectura real o a estimación.

- Detalle de los descuentos y créditos correspondientes y de los impuestos,tasas, fondos y gravámenes.

- Detalle de los subsidios provenientes del Fondo Provincial de SubsidiosTarifarios cuando correspondiere.

- Sanciones por falta de pago en término, con especificación del plazoa partir del cual La Distribuidora tendrá derecho a la suspensión delsuministro.

- Obligación del usuario de reclamar la factura en caso de no recibirlacinco (5) días antes de su vencimiento.

- Las disposiciones que la ley de defensa de los derechos del usuario yconsumidor y sus leyes complementarias establezcan como de inclusiónobligatoria.

- La información que la Autoridad de Aplicación considere conveniente.- Lugares y/o números de teléfonos donde el usuario pueda recurrir en

caso de falta o inconvenientes en el suministro.

El modelo de factura deberá ser aprobado por la Autoridad de Aplica-ción.

En el dorso de la factura eléctrica, deberá incluirse la siguiente imagen, enidénticas proporciones de espacio y distribución:

g) Reintegro de ImportesEn los casos en que La Distribuidora aplicara tarifas superiores y/o facturare

sumas mayores a las que correspondiere por causas imputables a la misma,deberá reintegrar al titular los importes percibidos de más, con más el interésprevisto en el Art. 9° de este Anexo, mas la penalidad establecida en el Art.3° inc. e) de este Régimen.

En estos casos, para el cálculo del reintegro se aplicará la tarifa vigentea la fecha de su normalización y abarcará el período comprendido entre talmomento y el correspondiente al inicio de la anormalidad, plazo que nopodrá ser mayor a UN (1) año.

h) Tarjeta de IdentificaciónLa Distribuidora deberá implementar una tarjeta identificatoria (con

nombre, apellido y número de agente), para todo el personal que tengarelación con la atención a los usuarios.

Esta tarjeta deberá exhibirse en forma visible sobre la vestimenta.

i) Cartel AnunciadorSin perjuicio de otras medidas de difusión que considere adecuadas, LA

DISTRIBUIDORA deberá fijar en un cartel o vitrina, en cada una de susinstalaciones donde se atienda al público, el cuadro tarifario y un anunciocomunicando que se encuentra a disposición de los usuarios copias del pre-

sente Reglamento de Suministro, transcribiendo además en el anuncio eltexto completo de los Artículos 2º y 3º del mismo y las normas de calidad deservicio resultantes de las “Normas de Calidad del Servicio Público ySanciones” del Contrato de Concesión.

La Distribuidora tendrá la obligación de exhibir, en lugares vi-sibles y libres de obstáculos, y poner a disposición de los usuariostoda la documentación que la Autoridad de Aplicación le proporcione a talfin.

j) Plazo de Concreción de SuministroSolicitada la conexión de un suministro bajo redes existentes y cumplidos

los requisitos técnicos, administrativos, comerciales y legales por parte delusuario, La Distribuidora deberá proceder a la concreción de dicho suministroen el menor plazo posible dentro de los límites máximos establecidos alrespecto en las “Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones” delContrato de Concesión.

k) QuejasEn cada uno de los locales donde La Distribuidora atienda al público,

deberá existir a disposición del mismo un Libro de Quejas, previamentehabilitado por la Autoridad de Aplicación.

Deberá indicarse en un cartel o vitrina adecuada la existencia de dicholibro.

Sin perjuicio de las quejas o reclamos que los usuarios deseen asentar en elreferido Libro de Quejas, La Distribuidora está obligada a recibir y registraradecuadamente las demás quejas y/o reclamos que los usuarios le hagan llegarpor carta o cualquier otro medio adecuado.

Todas las quejas o reclamos asentados en el Libro de Quejas deberán sercomunicadas por La Distribuidora a la Autoridad de Aplicación, dentro de losdiez (10) días hábiles administrativos de recibidas, salvo lo dispuesto en elinciso III de este apartado, con las formalidades que se enumeran a continua-ción:

I) Cuando las quejas se refieran a facturación y/o aumento de consumo,deberán acompañarse las explicaciones que se estimen pertinen-tes.

II) Cuando las quejas se refieran a medidas adoptadas por aplicaciónde los Artículos 5º inciso d), 6º y 7º de este Reglamento deberáremitir copia de la respectiva documentación.

III) Cuando la queja fuera motivada por interrupciones o anormalidadesen el suministro de energía eléctrica, La Distribuidora deberácomunicarlo a la Autoridad de Aplicación dentro de las veinticuatro(24) horas, mediante E-mail, fax u otro medio adecuado, indicandofecha de la misma, duración de la contingencia y nombre ydomicilio del usuario.Dentro de los diez (10) días hábiles administrativos, deberá remitircopia de la queja y la información correspondiente.

IV) Cuando la queja se refiere a la suspensión del suministro de energíapor falta de pago y el usuario demostrara haberlo efectuado, LaDistribuidora deberá restablecer el servicio dentro de las cuatro (4)horas de haber constatado el pago de la facturación cuestionada,debiendo además acreditar al usuario el diez por ciento (10%) de lafacturación erróneamente objetada.

l) Atención al PúblicoLa Distribuidora deberá mantener dentro del área geográfica de la

Concesión, locales apropiados para la atención al público en número y conla dispersión adecuada.

En dichos locales la atención al público deberá efectuarse, en un horariouniforme compatible con los horarios comerciales y/o bancarios de lalocalidad donde se encuentre el local, durante un mínimo de seis (6) horasdiarias.

Deberá además mantener locales y/o servicios de llamadas telefónicaspara la atención de reclamos por falta de suministro y/o emergencias, du-rante las veinticuatro (24) horas del día, todos los días del año. La obligaciónde atender reclamos no será considerada cumplida, si se realiza únicamentea través de un contestador automático.

Los números telefónicos y direcciones donde se puedan efectuar re-clamos, deberán figurar en la factura o en la comunicación que la acom-pañe, además del deber de La Distribuidora de proceder a su adecuada di-fusión.

ll) Obligación de suministrar información a los usuarios:La Distribuidora deberá entregar a los usuarios constancia escrita de las

condiciones de la prestación así como de los convenios que entre ellossuscriban. Asimismo deberá facilitarles el acceso al conocimiento de lasresoluciones que regulen sobre la situación en que se encuentra el usuario ysobre sus derechos y obligaciones. LA DISTRIBUIDORA deberá poner adisposición de los usuarios, en todos los locales de atención comercial, todala información que éstos soliciten.


m) Tendido de líneas:Para los tendidos de líneas de baja y media tensión, LA DISTRIBUIDORA

deberá respetar la normativa sobre seguridad pública eléctrica vigente, sinperjuicio de la normativa municipal sobre la materia.

Artículo 5º - DERECHOS DE LA DISTRIBUIDORAa) Recupero de montos por aplicación indebida de tarifasEn caso de comprobarse inexactitud de los datos suministrados por el

titular, que origine la aplicación de una tarifa inferior a la que correspondiere,La Distribuidora facturará e intimará al pago de la diferencia que hubiere,dentro del plazo de cinco (5) días hábiles.

b) Facturas impagasLas facturas tendrán como mínimo, dos vencimientos. El plazo entre

cada vencimiento no podrá ser inferior a siete días corridos.En los casos de no abonarse la factura a la fecha de su vencimiento, La

Distribuidora podrá aplicar el interés previsto en el Art. 9° de este Reglamento.Sin perjuicio de lo establecido en el párrafo anterior, transcurridos cinco

(5) días hábiles de mora, La Distribuidora se encuentra facultada para dis-poner la suspensión del suministro de energía eléctrica al deudor moroso,previa comunicación con no menos de cuarenta y ocho (48) horas deanticipación.

c) Deposito de GarantíaLa Distribuidora podrá requerir del usuario, la constitución de un Depósito

de Garantía en los siguientes casos:- Más de dos (2) suspensiones del suministro en el término de doce (12)

meses seguidos.- En el caso del Titular que no fuere propietario ni poseedor, podrá

optar entre ofrecer como garantía de pago del suministro a LaDistribuidora un depósito equivalente a la facturación de un (1) períodode consumo estimado según corresponda a su categoría tarifaria, o laasunción solidaria de la obligación de pago por parte del propietariodel inmueble o instalación, o de un usuario que siendo titular de unsuministro, sea propietario del inmueble donde La Distribuidora lepreste el servicio.

- En el caso del Titular Transitorio y el Titular Precario a que se refiereel Artículo 1º incisos b) y d) de este Reglamento.

- Al restablecer el suministro, cuando se haya verificado apropiación deenergía y/o potencia en los términos del Apartado II del inciso d) delArtículo 5º de este Reglamento.

En todos los casos el Depósito de Garantía será el equivalente a lafacturación del período de consumo registrado anterior a su constitución,según corresponda a su categoría tarifaria. En los casos que no existanconsumos registrados anteriores será fijado en base a un consumo probablede energía, el cual será calculado de acuerdo a la declaración jurada del Art. 2°inc. a), del presente Régimen de Suministro.

El Depósito de Garantía o la parte del mismo que no hubiera sido imputadoa la cancelación de deudas, será devuelto al titular cuando deje de serlo conmás un interés equivalente a la Tasa Pasiva Anual Vencida vigente en elBanco de la Nación, para los distintos plazos en sus operaciones de Plazofijo.

d) Inspección y Verificación de las Instalaciones del MedidorPor propia iniciativa en cualquier momento La Distribuidora podrá,

inspeccionar las conexiones domiciliarias, las instalaciones internas hasta lacaja o recintos de los medidores o equipos de medición, como asimismorevisar, contrastar o cambiar los existentes. La Distribuidora deberá dejarconstancia en acta de todas las tareas que efectúe, la cual deberá ajustarse alas instrucciones que le formule la Autoridad de Aplicación.

Como consecuencia de ello podrán presentarse las siguientes situacio-nes:

I) Cuando los valores de energía no hubieran sido registrados o hubieransido medidos en exceso o en defecto, La Distribuidora deberá emitir laNota de Crédito o Débito correspondiente y/o reflejar el débito ocrédito en la primera factura que emita, basándose para ello en elporcentaje de adelanto o atraso que surja del contraste del medidor,por el lapso que surja del análisis de los consumos registrados y hastaun máximo retroactivo de un (1) año, y aplicando la tarifa vigente almomento de detección de la anormalidad.

II) En caso de comprobarse hechos que hagan presumir irregularidades enla medición o apropiación de energía eléctrica no registrada -comopor ejemplo el consumo igual a cero (0)- La Distribuidora estaráfacultada a recuperar el consumo no registrado y emitir las notas dedébito y crédito correspondiente. La Distribuidora podrá recuperartodos los gastos emergentes de dicha verificación. Se considera comoconsumo no registrado al promedio anual de consumo multiplicadopor el período durante el cual se prolongó la irregularidad.

Sin perjuicio de las acciones penales pertinentes, La Distribuidoraprocederá del modo siguiente:a) Levantará un Acta de Comprobación en presencia o no del titular,

con intervención de un Escribano Público y/o un funcionario de laAutoridad de Aplicación y/o la Autoridad Policial competente, de laque deberá entregarse copia al titular, si se lo hallare.La Distribuidora podrá proceder a la suspensión del suministrodebiéndose tomar para ello aquellos recaudos que permitan resguardarlas pruebas de la anormalidad verificada o el cuerpo del delitocorrespondiente.

b) Obtenida la documentación precedente, La Distribuidora efectuaráel cálculo de la energía y/o potencia a recuperar, establecerá sumonto y emitirá las notas de débito y/o crédito correspondientes,aplicándose un recargo del cuarenta por ciento (40%) sobre el montoresultante, con más el Interés reglado en el Artículo 9º de esteReglamento.

c) Podrá calcularse con un lapso máximo retroactivo de hasta cuatro(4) años.

d) Intimará al pago de la energía y/o potencia a recuperar, de acuerdoa lo establecido en el Artículo 2º inciso b).

e) Concluido con lo actuado, se procederá a la normalización delsuministro.Una vez que La Distribuidora tome conocimiento por cualquiermedio de la existencia de irregularidades en la medición o apropiaciónde energía, tendrá 20 días hábiles para ejercer las medidas tendientesa determinar el fraude. Superado dicho plazo, perderá su derecho alrecupero de los consumos no registrados.En el caso de haberse formulado denuncia penal, la normalizaciónserá requerida al Juez interviniente y se procederá una vez autorizadapor el mismo.La recuperación del consumo no registrado y la pertinente emisiónde las notas de débito y crédito procederá cualquiera sea la causa dela irregularidad del funcionamiento del medidor y exista o nointervención judicial.La facturación de los consumos no registrados será efectuada atarifa vigente al momento de emisión de las notas de débito ycrédito.El lapso entre la verificación y la emisión de las notas de débito ycrédito no podrá exceder de treinta (30) días corridos.

f) Cuando por acciones no previstas en este Reglamento, LaDistribuidora se vea en la imposibilidad de normalizar la medición ymientras dure esta circunstancia, la demanda y/o consumos efectuadosen ese lapso serán facturados de acuerdo con los valores que resultende aplicar los ajustes de la demanda y/o consumos no registrados,estimados de acuerdo a lo previsto en el apartado II del inciso d) deeste Artículo.

III. En el caso de conexiones directas, una vez eliminadas éstas y regularizadala situación del usuario en lo que hace a la titularidad según lo determinael Artículo 1º de este Reglamento, para la recuperación de la demanday/o consumo se aplicará un procedimiento similar al previsto en elApartado II del inciso d) de este Artículo.

e) Instalaciones de La Distribuidora:Las instalaciones de La Distribuidora, afectadas para la atención del

servicio eléctrico, no podrán ser usadas para otros fines (comunicaciones,propagandas, apoyo, etc.), salvo que medie autorización y/o convenioexpreso con La Distribuidora.

f) Tareas de mantenimiento en sus instalacionesLa Distribuidora podrá suspender el suministro momentáneamente cuando

efectúe reparaciones, mejoras o tareas destinadas al mantenimiento de susinstalaciones. Las suspensiones deberán prolongarse el menor tiempo posible,procurando no causarle inconvenientes a los usuarios. En todos los casosdeberá dar aviso a los usuarios que resulten afectados previamente a procedera la suspensión.

Artículo 6º - SUSPENSION DEL SUMINISTROLa Distribuidora podrá suspender el suministro de energía eléc-

trica, en los casos y cubriendo los requisitos que se indican seguidamen-te:

a) Sin la intervención previa de la Autoridad de Aplicación y concomunicación previa al usuario:

I) Por la falta de pago de una factura, en los casos y términosestablecidos en el Artículo 5º, incisos a) y b) de este Reglamen-to.

II) Por falta de pago en los casos de recuperación de deman-das y/o consumos no registrados según lo establecido en elArtículo 5º inciso d), Apartados II y III del presente Regla-mento.


En el caso del Apartado I) precedente, si la falta de pago se debieraa disconformidad del titular con el monto facturado, no se podrásuspender el servicio si el titular reclama contra la factura y pagauna cantidad equivalente al último consumo facturado por unperíodo igual de tiempo al que es objeto de la factura, mientras serealizan los procedimientos tendientes a dilucidar el monto correctode la factura reclamada.De demostrarse en forma cierta que el monto de la factura era elcorrecto, respecto del saldo impago se aplicarán los disposicionessobre mora en el pago de las facturas según lo establecido en elartículo 9º del presente Reglamento. En caso contrario, el pagoefectuado tendrá efecto cancelatorio. En todos los casos en queLa Distribuidora reclamare el pago de sumas o conceptos que nocorrespondan al consumo real de los usuarios, deberá devolver lassumas percibidas e indemnizar al usuario con un crédito equivalenteal 50% del importe cobrado o indebidamente.La devolución y/o indemnización se hará efectiva en las facturassiguientes.

III) En caso de incumplimiento a lo establecido en el Artículo 2°, incs.g) y h) de este Reglamento, dando cuenta de ello a la Autoridad deAplicación, dentro de los cinco (5) días hábiles administrativos deproducida la suspensión.En lo relativo al artículo 2° inc. g), la suspensión sólo seráefectivizada si el incumplimiento pusiera en riesgo la seguridad delas instalaciones de La Distribuidora y previo intimar fehaciente-mente, la normalización de la anomalía.

b) Con comunicación previa a la Autoridad de Aplicación.En caso de incumplimiento a lo establecido en los incs. c), d), e), f) yk) del Artículo 2º de este Reglamento, en que La Distribuidora deberápreviamente intimar la regularización de la anomalía en un plazo dediez (10) días hábiles administrativos.En caso de incumplimiento a lo establecido en el Artículo 2º, incs. g)y h) de este Reglamento. En lo relativo al inciso g), la sus-pensión sólo será efectivizada si el incumplimiento pusiera en riesgo,la seguridad de las instalaciones de La Distribuidora o de otrosusuarios y previo intimar fehacientemente la normalización de laanomalía

Artículo 7º - CORTE DEL SUMINISTRO El corte del suministro implicará el retiro de la conexión domiciliaria y

del medidor y/o equipo de medición.La Distribuidora podrá proceder al corte en los siguientes casos:

I) Cuando La Distribuidora hubiera suspendido el suministro por lasituación prevista en el Artículo 6º precedente, y el titular transcurridoun (1) mes desde la fecha de dicha suspensión, no hubiera solicitado larehabilitación del servicio,

II) En los casos en que habiéndose suspendido el respectivo ser-vicio, se comprobara que el titular ha realizado una conexión di-recta.

Artículo 8º - REHABILITACION DEL SERVICIOLos suministros suspendidos por falta de pago de las facturas emitidas,

serán restablecidos dentro de las veinticuatro (24) horas de abonadas lassumas adeudadas y la tasa de rehabilitación.

En los casos de suministros suspendidos por aplicación del Artículo 6ºInciso a) Apartado III, si el titular comunicara la desaparición de la causa quemotivara la suspensión, La Distribuidora, dentro de las cuarenta y ocho (48)horas, sin computar feriados, de recibido el aviso deberá verificar lainformación del titular y en su caso, normalizar el suministro, previo pagode la tasa de rehabilitación.

En los casos de corte del suministro a los efectos de su rehabilitación seaplicarán los tiempos, tasas y costos correspondientes a una conexión nueva,las que deberán ser abonadas por el usuario, con anterioridad a la rehabilitacióndel suministro.

La Distribuidora no podrá cobrar la tasa de rehabilitación del servicio, sipreviamente no acredita mediante el acta correspondiente y los avisos desuspensión que procedió efectivamente a la rehabilitación del servi-cio.

La Distribuidora deberá poner a disposición del Ente ProvincialRegulador de la Electricidad los originales o copias de los avisos de suspensióny corte y el acta de rehabilitación y corte, toda vez que el EPRE se losolicite.

Artículo 9º - MORA E INTERESESEl usuario titular de un suministro, incurrirá en mora por el sólo

vencimiento de los plazos establecidos para el pago de las respectivas facturas,sin necesidad de interpelación judicial o extrajudicial.

En consecuencia se aplicarán intereses, a partir del día siguiente aldel vencimiento previsto en las facturas.

En todos los casos, el interés resultará de aplicar la Tasa Activa AnualVencida vigente en el Banco de la Nación Argentina, para los distintosplazos en sus operaciones de descuento, desde la fecha de vencimiento decada factura hasta la de efectivo pago, o la tasa de interés que establezca laAutoridad de Aplicación.

Este sistema será aplicable a los usuarios privados y también a losusuarios de carácter público del Estado Nacional o Provincial y Mu-nicipios, sea cual fuere su naturaleza jurídica, tales como la AdministraciónCentralizada, órganos desconcentrados, organismos descentralizados,Empresas del Estado, Sociedades Anónimas con Participación EstatalMayoritaria, Sociedades del Estado, Municipalidades, etc, para los cualesno exista otro sistema específico establecido por la Autoridad de Aplica-ción.

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Anexo 8

ÁREA CONCESIONADA

El área de concesión está comprendida por las siguientes zonas detalladasen los puntos 1, 2 y 3.

Punto 1 - Zona comprendida por el antiguo ejido municipal de RíoColorado (se adjunta plano catastral).

Punto 2 - Zona adyacente al trazado de la línea de MT paralela a la exruta Nº 22 .

Punto 3 - Zona adyacente al trazado de la línea de MT paralela a la rutaNac Nº 22.

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Dec332 14

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