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Salta, 1 5 MAR. 2012
RESOLUCIÓN ENTE REGULADOR N° «1 p- f\ 4 *"iu o y /1 ¿VISTO:
El Expediente Ente Regulador N° 267-29301/12 caratulado: "EDESA
S.A. Cuadro Tarifario Febrero/2012_Abril/2012",
Notas de la Gerencia Provincial DSCE-127/12, DS-067/12
Lo dispuesto por el Acta Acuerdo suscrita por EDESA S. A. y el ENTE
REGULADOR en fecha 29 de Abril de 1.997;
Las Resoluciones Ente Regulador N°:
• 485/04 de Reconocimiento de los sobrecostos por abastecimiento
con Generación Aislada.
• 528/04 de Reconocimiento de sobrecostos por Déficit de
Generación en el área de las Centrales de Tartagal y Oran.
• 406/05 que autoriza a trasladar a tarifas los costos de operación,
mantenimiento y el alquiler de las máquinas para la generación
adicional en Tartagal (TG23)
• 160/06 de Reconocimiento sólo de los costos de combustible de la
Generación Aislada y las Centrales existentes en Tartagal y Oran,
sin considerar operación ni mantenimiento.
• 1246/08 Reconocimiento de costos por disponibilidad de la unidad
TG23 en Tartagal
Las Resoluciones de la Secretaría de Energía Nros.
• 288/00 Modificación de Cálculo de Parámetros de Referencia para
Cálculo de Tarifas de Distribuidores a Usuarios Finales,
1866/Ocargos transitorios FONINVEMEM.
• 1169/08 Reprogramación Trimestral Definitiva para el período
AgostojDcíubre/08 en la que se establecen los Precios de
Referencia para el Cálculo de Tarifas de Distribuidores a Usuarios
Finales
• 666/09 Reprogramación Trimestral de Invierno para el Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM) correspondiente al trimestre
Agosto_Octubre/09 calculada según "Los Procedimientos" (Anexo
I-Res. SEN0 61 del 29/04/92
• 1301/11 Programación Estacional de Verano para el Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM) correspondiente al semestre
Noviembre/11_Abril/12 calculada según "Los Procedimientos"
y el Acta de Directorio N° 10/12; y
CONSIDERANDO:
Que de acuerdo a lo establecido en el ANEXO II del Contrato de
Concesión "PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO
TARIFARIO", la Distribuidora se encuentra facultada para efectuar las actualizaciones
trimestrales siguiendo los procedimientos contractualmente fijados a tal efecto.
Que en este contexto la Empresa presentó la nota DS 067/12 en la
que anexa el Cuadro Tarifario para el período febrero/12_abril/12 calculado con los
precios de la Programación Estacional correspondiente, siguiendo ios lineamientos
establecidos por la Secretaría de Energía de la Nación, en la materia.
Que en orden a lo expuesto se aplican, de modo independiente, las
Resoluciones Secretaría de Energía Eléctrica Nros. 1169/08 y 666/09, obteniéndose el
Subsidio Estado Nacional por diferencia entre ambas.
Que mientras la primera de las resoluciones destacadas presenta
diferentes precio de abastecimiento en la estructura tarifaria, la segunda de las normas
establece un único precio - sin subsidio - de la energía adquirida en el MEM por la
Distribuidora.
Que en las previsiones de la Res. Secretaria de Energía de la Nación
N° 1301/11 se especifican los precios de abastecimiento desde el 1° de noviembre/11
y se suspenden los subsidios para determinados usuarios desde eí 1° de diciembre/11.
Que los usuarios afectados por la quita del beneficio antes
mencionado, observarán en sus facturas - desde las que corresponden a los
consumos de diciembre/11 - la ausencia del Ítem Subsidio Estado Nacional que, en
carácter de crédito, se otorgaba en las mismas.
Que nuevas disposiciones emanadas de la comisión designada a
efectos de la evaluación de los subsidios, han recomendado la eliminación del
beneficio sobre los servicios de energía eléctrica prestados a viviendas residenciales
de barrios cerrados; por lo que 1257 usuarios en esas condiciones de nuestra capital
provincial, dejaron de percibir el subsidio desde los consumos facturados con
posterioridad al 1° de Enero 2012
Que los usuarios del servicio de Prestación Adicional de la Función
Técnica del Transporte (PEAJE) alcanzados por la "restricción del subsidio" tendrán
una tarifa diferencial calculada con los precios de la presente Programación.
Que el presente cuadro contiene también los costos adicionales de
combustible para la producción de energía y potencia destinada al abastecimiento de
las áreas del mercado provincial atendidas con generación aislada por imposibilidad
de vinculación física con el MEM.
Que además los costos adicionales de combustible para la
generación que corresponde al despacho de las centrales de respaldo de potencia en
Oran, también se trasladan a tarifas.
Que tal despacho es requerido por CAMMESA por cuestiones
inherentes a deficiencias en el transporte regional de energía eléctrica.
Que asimismo también se han incorporado parcialmente los costos
de la unidad TG23 vinculada a la barra de Tartagal, con capacidad de aporte de
potencia y cuyo objetivo es suplir este déficit en la zona.
Que el contrato de disponibilidad de la unidad TG 23 ubicada en
Tartagal se ha prorrogado por espacio de ocho (8) meses, por lo que las cuotas
incorporadas en el presente cuadro corresponden a los tres primeros meses de
renovación a razón de $100.000 c/u.
Que la suma incorporada al abastecimiento de $ 2.000-000 será
aplicada a solventar los gastos asociados a la compra de un transformador destinado
a la E.T. Guachipas (Expte. 267-28254/11) la instalación de un interruptor/seccionador
en la ET Oran (Expte.267- 28552/11) y otras ampliaciones del Sistema de Transporte
Troncal.
Que la Gerencia Económica del ENRESP controlará el producido
tarifario obtenido por estos conceptos, a los efectos de verificar que la totalidad del
mismo sea aplicado a los fines para los que fue autorizado.
Que las ampliaciones en el Sistema de Transporte de Energía
Eléctrica son afrontadas por la demanda beneficiaría conforme surge de "LOS
PROCEDIMIENTOS" reglados por CAMMESA.
Que las tarifas por el servicio de la Prestación Adicional de la
Función Técnica del Transporte (PAFTT) deben ser calculadas de acuerdo a la
normativa emanada de la Secretaría de Energía de la Nación.
Que en este marco también resulta aplicable lo dispuesto por la Res.
Secretaría de Energía de la Nación N° 79/2007 que en su Art. 1° presta la conformidad
solicitada por EDESA SA para que aplique las condiciones de la Prestación Adicional
de la Función Técnica de Transporte Firme conforme a su Contrato de Concesión a los
Grandes Usuarios de su jurisdicción.
Que como el Contrato con la Distribuidora presenta una tarifa por
PAFTT inaplicable, corresponde cobrar por esa prestación la tarifa asociada a similar
demanda en idéntico nivel de tensión, descontando los costos de abastecimiento, ello
en orden a que este tipo de usuarios abona el insumo al Generador con quien
contrata.
Que en razón de lo dispuesto en el inciso i) del Artículo 25 del
Contrato de Concesión resulta una obligación, para la Distribuidora, el facilitar el
conocimiento de los valores tarifarios a los Usuarios.
• a•i\e a tal efecto, corresponde la publicación por parte de la
Distribuidora, en medios de alcance general y amplia difusión en el territorio de la
Provincia, del Cuadro Tarifario correspondiente al período.
Que el presente acto administrativo se realiza en uso de las
facultades conferidas por Ley Provincial N° 6835 y demás normas reglamentarias y
concordantes.
Por ello;
EL DIRECTORIO DEL ENTE REGULADOR DE LOS
SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE:
ARTICULO 1°: APROBAR para el período febrero/12_abril/12, ios valores del Cuadro
Tarifario del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica a cargo de EDESA
S. A. contenidos en el Anexo I que forma parte de la presente Resolución, todo ello
con los alcances y motivos expuestos en los considerandos de la misma.
ARTICULO 2°: DISPONER que a fin de dar amplia difusión a los Cuadros Tarifarios
que se aprueban, la Distribuidora deberá publicar a su cargo los valores consignados
en el Anexo I de la presente Resolución - por dos (2) días- en el diario de mayor
circulación en la Provincia, en tamaño y formato legible.
ARTICULO 3°: Notificar, hacer conocer, publicar y oportunamente archivar
iUEROA GARZÓN
¿TAÍSIO GENERALENTE REGULADOR
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
Dr. ARMAhítíe-TSASMENDIPH BIDENTE
ENTE F EÍ3ULADOR DESERVK UPS PÚBLICOS
ANEXO
CUADRO TARIFARIO EDESA S.A.-FEBRERO/12 ABRIL/12c/Resolución SE Nu 666/09
TARIFA 1PEQUEÑAS DEMANDAS < 10 KW
T1R1
T1R2(E<=500KWh/mes)
T1R2 (500<E<=700KWh/mes)
T1R2 (700<E<=1400KWh/mes)
T1R2(E>1400KWh/mes)
T1G1
T1G2(E<2000KWH/mes)
T1 G2(E>=20QQKWH/mes)
Cargo fijoS/bim
16,75
54,05
54,05
54,05
54:05
25,68
60,52
60,52
Cargo fijo$/mes
8,38
27,02
27,02
27,02
27,02
12,84
30,26
30,26
Cargovariable$/kwh
0,5632
0,5022
0,5206
0,5345
0,5607
0,6300
0,5697
0,5804
Subsidio cargovariable S/kwh
0,3399
0.3408
0,3048
0,2701
0,1982
0,3038
0,3038
0,2931
TARIFA 2DEMANDAS > 10 < 50 Kw
TARIFA 3
>50Kw
Cargo pormáxima cap. de
sum.contratada$/kw-mes
| 30,99
Cargo pormáxima cap. de
sum.
Cargo fijo$/mes
45,08
Cargo por cap.de sum.
contratada en
Cargovariable
$/kwh
0,5032
Cargo fijoS/mes
Subsidio cargovariable $/kwh
| 0,2934 |
Cargo variablehoras pico
Cargo variable Cargo variable Cargo variable Subsidio cargo Subsidio cargohoras resto horas valle variable horas variable horas
$/kwh $/kwh pico $/kwh resto $/kwh
Subsidiocargo
variablehoras valle
$/kwh
BAJA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
BAJA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
MEDIA TENSIÓN - MEDINA DEMANDA
MEDIA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
ALTA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
38-20
38,20
19,25
19,25
3.12
7.59
7,59
7,30
7,30
5,72
110,23
110,23
573,77
573,77
1703,52
0,5129
0,5313
0,4986
0,4980
0,4510
0,4890
0,5015
0,4744
0,4710
0,4330
0,4661
0,4779
0,4520
0,4491
0,4142
0,2926
0,2568
0,2781
0,2441
0,2340
0,2944
0,2585
0,2797
0,2457
0,2356
0,2912
0,2553
0,2767
0,2427
0,2327
GERENCIA ECONÓMICA - ENTE REGULADOR DE SERVICIOS PÚBLICOS
ANEXO
TARIFA 4
10y<100Kw
Cargo por Cargo por cap.máxima cap. de de sum.
sum. contratada encontratada hs. de punta$/kw-mes $/kw-mes
Cargo fijo$/mes
SubsidioCargo variable Cargo variable Cargo variable Subsidio cargo Subsidio cargo cargo
horas pico horas resto horas valle variable horas variable horas variable$/kwh $/kwh $/kwh pico $/kwh resto $/kwh horas valle
$/kwh
IgAJA TENSIÓN- MEDIANA DEMANDA 8,96 6,54 84,38 0,6314 0,6113 0,5899 0,3047 0,3065 0,3032
JARIFA 5
100 y < 300 Kw
Cargo por Cargo por cap.máxima cap. de de sum.
sum. contratada encontratada hs. de puntaS/kw-mes $/kw-mes
Cargo fijo$/mes
Cargo variable Cargo variable Cargo variable Subsidio cargo Subsidio cargohoras pico horas resto horas valle variable horas variable horas
$/kwh $/kwh $/kwh pico $/kwh resto $/kwh
Subsidiocargo
variablehoras valle
$/kwh
BAJA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
BAJA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
9,00
9,00
6,46
6,46
129,78
129,78
0,6233
0.6233
0,6035
0.6035
0,5826
0,5826
0,2986
0,2620
0,3004
0.2638
0,2971
0,2605
TARIFA 6
> 300 Kw
Cargo por Cargo por cap.máxima cap. de de sum.
sum. contratada encontratada hs. de punta$/kw-mes $/kw-mes
Cargo fijoS/mes
Cargo variable Cargo variable Cargo variable Subsidio cargo Subsidio cargohoras pico horas resto horas valle variable horas variable horas
$/kwh $/kwh $/kwh pico $/kwh resto $/kwh
Subsidiocargo
variablehoras valle
S/kwh
MEDIA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
MEDIA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
17,83
17,83
7,91
7,91
663,69
663,69
0,4975
0,5209
0,4745
0,4911
0,4524
0:4677
0,2838
0,2490
0.2855
0,2507
0,2824
0,2476
GERENCIA ECONÓMICA - ENTE REGULADOR DE SERVICIOS PÚBLICOS
ANEXO
TARIFA 7
Cargo por Cargo por cap.máxima cap. de de sum.
10 y 50 Kw exclusivo para Usuarios de Riego A sum. contratada encontratada$/kw-mes
hs. de punía$/kw-mes
Cargo fijo$/rnes
Cargo variable Cargo variable Cargo variable Subsidio cargo Subsidio cargohoras pico horas resto horas valle variable horas variable horas
$/kwh $/kwh $/kwh pico S/kwh resto $/kwh
Subsidiocargo
variablehoras valle
$/kwh
TARIFA 8
•*».*
50 Kw exclusivo para Usuarios de Riego Agricc
Cargo pormáxima cap. de
sum.contratada$/kw-mes
Cargo por cap.de sum.
contratada enhs. de punta
$/kw-mes
Cargo fijo$/mes
Cargo variablehoras pico
$/kwh
Cargo variablehoras resto
$/kwh
Cargo variablehoras valle
$/kwh
Subsidio cargovariable horas
pico $/kwh
Subsidio cargovariable horas
resto $/kwh
Subsidiocargo
variablehoras valle
$/kwh
ZONA FRANCA
Parque Industrial de Quemes
Cargo pormáxima cap. de
sum.contratada$/kw-mes
Cargo variable$/kwh
Subsidiocargo
variable$/kwh
BAJA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
MEDÍA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
MEDIA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
16,23
12,22
12,22
0.75381
0,73644
0,74741
0,55036
0:53733
0,47885
GERENCIA ECONÓMICA - ENTE REGULADOR DE SERVICIOS PÚBLICOS
ANEXO
Tarifas para la Prestación de la Función Técnica del Transporte PAFTT (Peaje)
Cargo por Cargo por cap.máxima cap. de de sum.
sum. contratada encontratada hs. de punta$/kw-mes $/kw-mes
Cargo fijo$/mes
Cargo variable Cargo variable Cargo variablehoras pico horas resto horas valle
$/kwh $/kwh $/kwh
Cargo variable Cargo variablehoras pico horas resto
$/kwh (ANEXO $/kwh (ANEXO
IM301) IM301)
Cargovariable
horas valle$/kwh
(ANEXOM301)
T3-BAJA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
T3-BAJA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
T3-MEDIA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
T3-MEDIA TENSIÓN - GFíAN DEMANDA
T3-ALTA TENSIÓN - GFÍAN DEMANDA
T4-BAJA TENSIÓN- MEDIANA DEMANDA
T5 - BAJA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
T5 - BAJA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
T6 - MEDIA TENSIÓN - MEDIANA DEMANDA
T6 - MEDIA TENSIÓN - GRAN DEMANDA
34,38
34,38
17,54
17,54
2,77
8,96
9,00
9,00
14,74
14,74
5,48
5,48
5,19
5,19
3,65
4,56
4,50
4,50
5,45
5,45
99,21
99,21
522,77
522,77
1480,20
84,38
129,78
129,78
549,13
549,13
0,0724
0,0796
0,0650
0,0709
0,0491
0,1358
0,1352
0,1417
0,0673
0,0743
0,0659
0,0709
0,0594
0,0632
0,0466
0,1313
0,1310
0,1375
0,0616
0,0662
0,0580
0,0629
0,0523
0,0560
0,0414
0,1243
0,1242
0.1307
0,0542
0,0587
0:1056
0,1087
0,0836
0,0873
0,0555
0,1811
0,1744
0,1761
0,0917
0,0957
0,0993
0,1002
0,0782
0,0797
0.0530
0,1769
0,1704
0,1721
0,0861
0,0877
0,0910
0.0919
0,0709
0.0723
0,0477
0,1694
Or1632
0,1648
0:0784
0:0800
Referencias :
PD - Pequeñas Demandas ( < 10 KW )
MD = Medianas Demandas (10 a 300 KW }
GD = Grandes Demandas ( >- 300 KW )
Los valores tarifarios aquí consignados son anteriores a las cargas impositivas correspondientes
GERENCIA ECONÓMICA - ENTE REGULADOR DE SERVICIOS PÚBLICOS