CONTRATO DE CONCESIÓN EDESUR S.A.

ANEXO II

CONTRATO DE CONCESIÓN EDESUR S.A.

Subanexos:

1.- Régimen Tarifario- Normas de Aplicación del Cuadro Tarifario 2.- Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario

3.- Cuadro Tarifario Inicial

4.- Normas de Calidad del Servicio Público y Sanciones

CONTRATO DE CONCESIÓN EDESUR S.A.

Entre el PODER EJECUTIVO NACIONAL, representado en este acto por el Sr. Secretario de Energía Eléctrica, Ingeniero Xxxxxx Xxxxxx XXXXXX, en virtud de las facultades que le fueran delegadas en el Decreto Nº 714 del 28 xx Xxxxx de 1992, en adelante denominado LA CONCEDENTE, por una parte y por la otra, EMPRESA DISTRIBUIDORA NORTE SOCIEDAD ANONIMA (EDENOR S.A.), representada por el Ing. Xxxxxx Xxxxxxx XXXXXXXXX, en adelante denominada LA DISTRIBUIDORA, y en atención a lo dispuesto en las Leyes Nº 14.772, Nº 15.336, Nº 23.696 y Nº 24.065, acuerdan celebrar el siguiente CONTRATO.

DEFINICIONES

A todos los efectos de este CONTRATO, los términos que a continuación se indican significan:

AREA: Territorio dentro del cual la prestación del servicio público de distribución y comercialización se encuentra sometida a jurisdicción nacional en los términos de las Leyes Nº 14.772, Nº 15.336, Nº 23.696 y Nº 24.065, determina el ámbito en el que el concesionario está obligado a prestar el servicio y a cubrir el incremento de demanda en los términos de su contrato de concesión, comprendiendo las siguientes zonas:

En Capital Federal la delimitada por: Dársena “D”, calle s/n, traza de la futura Autopista Costera, prolongación Avenida Pueyrredón, Avenida Pueyrredón, Avenida Córdoba, vías del Ferrocarril San Xxxxxx, Avenida General San Xxxxxx, Xxxxxxx, Tinogasta, Avenida General San Xxxxxx, Avenida General Paz, Riachuelo y Río de la Plata hasta Dársena “D”. En la Provincia de Buenos Aires comprende los Partidos de Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, Xxxxxxx Xxxxxxxxxx, Xxxxxxxxx Xxxxxx, Lanas, Xxxxx xx Xxxxxx, Quilmas y San Xxxxxxx.

AUTORIDAD DE APLICACIÓN: es el ENTE. Hasta tanto comience éste a ejercer sus funciones será Autoridad de Aplicación la SECRETARIA DE ENERGÍA ELECTRICA o el organismo o funcionario que ésta designe o que le suceda.

CONTRATO: es este Contrato de Concesión.

COOPERATIVAS: son todas aquellas sociedades cooperativas que a la firma del presente prestan el servicio de distribución y comercialización dentro del AREA, sin contar para ello con una concesión otorgada por la CONCEDENTE, comprándole energía eléctrica a SEGBA S.A.

En cuanto a su forma de participación en el Mercado Eléctrico Mayorista quedan asimiladas a los Grandes Usuarios.

EMPRESA CONTROLADA: es aquella en que otra sociedad en forma directa, o por intermedio de otra sociedad a su vez controlada, posea una participación que por cualquier título le otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social; o que ejerce por cualquier título una influencia dominante como consecuencia de acciones, cuotas o partes de interés poseídas, o por los especiales vínculos existentes entre las sociedades.

EMPRESA CONTROLANTE: es aquella que posee en forma directa o por intermedio de otra sociedad a su vez controlada una participación que por cualquier título le otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social o, que ejerce por cualquier título una influencia dominante como consecuencia de acciones, cuotas o partes de interés poseídas, o por los especiales vínculos existentes entre las sociedades, respecto de otra sociedad.

EMPRESA TRANSPORTISTA: es quien siendo titular de una Concesión de Transporte de energía eléctrica otorgada bajo el régimen de la Ley Nº 24.065, es responsable de la transmisión y transformación a ésta vinculada, desde el punto de entrega de dicha energía por el Generador, hasta el punto de recepción por LA DISTRIBUIDORA o GRAN USUARIO.

ENTE: es el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD, creado por la

Ley Nº 24.065. Hasta tanto el ENTE comience a ejercer sus funciones, las mismas estarán a cargo de la SECRETARIA DE ENERGÍA ELECTRICA o del organismo o funcionario que ésta designe.

ENTRADA EN VIGENCIA o TOMA DE POSESIÓN: fecha efectiva de la Toma de Posesión de LA DISTRIBUIDORA por parte de los compradores de las Acciones Clase “A” de la misma, según resulte del Contrato de Transferencia.

EXCLUSIVIDAD ZONAL: implica que, ni LA CONCEDENTE, ni ninguna otra autoridad nacional, provincial o municipal, podrá conceder o prestar por sí misma el SERVICIO PUBLICO en cualquier punto dentro del AREA, a partir de la fecha del contrato.

GENERADOR: persona física o jurídica titular de una Central Eléctrica en los términos del Artículo 5º de la Ley Nº 24.065.

GRANDES USUARIOS: son quienes, por las características de su consumo conforme los módulos de potencia, energía y demás parámetros técnicos que determine la SECRETARIA DE ENERGÍA ELECTRICA, pueden celebrar contratos de compraventa de energía eléctrica en bloque con los generadores en el Mercado Eléctrico Mayorista.

LA CONCESIÓN: es la autorización otorgada por el PODER EJECUTIVO NACIONAL a LA DISTRIBUIDORA para prestar el SERVICIO PUBLICO de distribución y comercialización dentro del AREA, en los términos del presente contrato.

LA DISTRIBUIDORA: es quien dentro del AREA es responsable de abastecer a usuarios finales que no tengan la facultad de contratar su suministro en forma independiente.

LOS COMPRADORES: quienes como resultado del Concurso Público Internacional para la Privatización de la actividad de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica de SEGBA SA, sean adquirentes del PAQUETE MAYORITARIO.

OPERADOR: es el integrante de LA DISTRIBUIDORA que tiene a su cargo la operación del servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica en el AREA.

PAQUETE MAYORITARIO: Es el total de las acciones Clase “A” de LA DISTRIBUIDORA, cuya titularidad asegura los votos necesarios para formar la voluntad social.

PERIODO DE GESTIÓN: Cada uno de los períodos de QUINCE (15) AÑOS o DIEZ (10) AÑOS en que se divide el PLAZO DE CONCESIÓN.

PLAZO DE CONCESIÓN: es el tiempo de vigencia del CONTRATO.

PLIEGO: es el pliego del Concurso Público Internacional para la Privatización de la actividad de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica de SEGBA S.A.

SEGBA S.A.: es la empresa que hasta la ENTRADA EN VIGENCIA del CONTRATO tiene la CONCESIÓN del SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD.

SERVICIO PUBLICO: es la caracterización que, por su condición de monopolio natural, reviste la prestación del servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica a usuarios que se conecten a la red de distribución de electricidad de LA DISTRIBUIDORA, pagando una tarifa por el suministro recibido.

USUARIOS: son los destinatarios finales de la prestación del SERVICIO PUBLICO. OBJETO Y ALCANCE

ARTICULO 1º.- El presente contrato tiene por objeto otorgar en concesión a favor de LA DISTRIBUIDORA la prestación en forma exclusiva del SERVICIO PUBLICO dentro del AREA.

ARTICULO 2º.- LA CONCESIÓN otorgada implica que LA DISTRIBUIDORA está obligada a atender todo incremento de demanda dentro del AREA concedida, ya sea solicitud de nuevo servicio o aumento de la capacidad de suministro, en las condiciones de calidad especificadas en el Subanexo 4.

PLAZO DE CONCESIÓN

ARTICULO 3º.- LA CONCEDENTE otorga la concesión del SERVICIO PUBLICO en el AREA a LA DISTRIBUIDORA, y esta la acepta, por un plazo de NOVENTA Y CINCO

(95) AÑOS, contados a partir de la ENTRADA EN VIGENCIA. La concesión se otorga con EXCLUSIVIDAD ZONAL.

LA CONCEDENTE podrá dejar sin efecto la EXCLUSIVIDAD ZONAL o modificar el área dentro de la cual se ejerce, cuando innovaciones tecnológicas conviertan toda o parte de la prestación del servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica que reviste hoy las condición de monopolio natural, en un ámbito donde puedan competir otras formas de prestación de tal servicio.

La extinción total o parcial del derecho de EXCLUSIVIDAD ZONAL implicará la consecuente extinción total o parcial de la obligación reglada en el Artículo 2º de este Contrato y la pertinente modificación de las cláusulas contractuales, a los efectos de determinar la nueva forma de regulación de la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica.

LA CONCEDENTE solamente podrá ejercer la facultad reglada en el segundo párrafo del presente artículo al finalizar cada PERIODO DE GESTIÓN y deberá comunicar tal decisión con una antelación no inferior a SEIS (6) MESES al vencimiento del PERIODO DE GESTIÓN en curso, debiendo aplicar para ello, por asimilación de alcances, el procedimiento y criterios emergentes de los Artículos 6º a 11º del presente.

ARTICULO 4º.- LA CONCEDENTE podrá prorrogar LA CONCESIÓN, por un plazo a ser determinado por el ENTE con un xxxxxx xx XXXX (10) AÑOS, reservándose el derecho de mantener, modificar o suprimir la EXCLUSIVIDAD ZONAL y siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

a) que con una anterioridad no menor a DIECIOCHO (18) MESES del vencimiento del PLAZO DE CONCESIÓN, LA DISTRIBUIDORA haya pedido la prórroga, indicando el plazo solicitado.

b) que el PODER EJECUTIVO NACIONAL haya otorgado la prórroga solicitada, indicando el plazo por la cual la otorga.

PERIODO DE GESTIÓN:

ARTICULO 5º.- El PLAZO DE CONCESIÓN se dividirá en PERIODOS DE GESTIÓN,

el primero de los cuales se extenderá por QUINCE (15) AÑOS, a contar desde la TOMA DE POSESIÓN, y los siguientes por DIEZ (10) AÑOS, a contar desde el vencimiento del PERIODO DE GESTIÓN ANTERIOR.

ARTICULO 6º.- Con una antelación no inferior a SEIS (6) MESES al vencimiento del PERIODO DE GESTIÓN en curso, el ENTE u organismo que lo reemplace, llamará a Concurso Público Internacional para la venta del PAQUETE MAYORITARIO, iniciando las publicaciones al efecto y establecerá el Régimen Tarifario y el Cuadro Tarifario, que se aplicarán durante los siguientes CINCO (5) AÑOS.

El Pliego bajo el cual se efectuará el referido Concurso Público deberá tener características similares a las xxx XXXXXX, debiendo asegurar la máxima transparencia y publicidad y estimular la concurrencia de la mayor cantidad posible de interesados, quienes deberán acreditar experiencia técnica y de operación y satisfacer requisitos económicos referidos a Activos totales y a Patrimonio neto que sean, como mínimo, iguales a las exigidas en el PLIEGO.

ARTICULO 7º.- El titular del PAQUETE MAYORITARIO tendrá derecho a presentar, al fin de cada PERIODO DE GESTIÓN, y bajo sobre cerrado, el precio en el que valúa el PAQUETE MAYORITARIO dentro de los términos y condiciones del Concurso Público y del presente CONTRATO. El Pliego del Concurso Publico fijará la oportunidad en la cual deberá ser presentado el sobre cerrado, la que no podrá ser fijada para una fecha posterior a aquella establecida para la presentación de la oferta económica por los oferentes en el Concurso Público. El referido sobre cerrado y los de las ofertas económicas serán abiertos simultáneamente en el acto que, a tales efectos, determine el correspondiente Pliego.

La no presentación por el titular del PAQUETE MAYORITARIO del referido sobre en la fecha indicada no afectará la venta del PAQUETE MAYORITARIO en concurso público.

El derecho que establece este artículo no podrá ser ejercido cuando la venta de las acciones sea consecuencia de un incumplimiento.

ARTICULO 8º.- Si el precio contenido en el sobre cerrado fuera igual o mayor al de la mejor oferta económica, el titular del PAQUETE MAYORITARIO conservará la propiedad del mismo, sin estar obligado a pagar suma alguna. En este caso, se acumularán las sanciones aplicadas a LA DISTRIBUIDORA durante el año en curso conforme el “Subanexo 4” (numeral 5.2) correspondientes al PERIODO DE GESTIÓN anterior, a las que, dentro del mismo año se le apliquen en el nuevo PERIODO DE GESTIÓN. ARTICULO 9º.- Si el precio indicado en el sobre cerrado fuera menor que el correspondiente a la mejor oferta económica, el PAQUETE MAYORITARIO será adjudicado al oferente que hubiera efectuado dicha oferta económica.

El importe que se obtenga por la venta del PAQUETE MAYORITARIO, será entregado por LA CONCEDENTE, previa deducción de los créditos que por cualquier causa tuviere a su favor, a quien hubiera sido hasta dicha venta titular del PAQUETE MAYORITARIO. La entrega del referido importe deberá realizarse dentro del plazo de TREINTA (30) días de haberlo recibido LA CONCEDENTE.

ARTICULO 10.- El COMPRADOR del PAQUETE MAYORITARIO otorga, al recibir las acciones y mediante la sola ratificación del presente Contrato, mandato irrevocable a LA CONCEDENTE a fin de que esta pueda proceder a la venta del PAQUETE

MAYORITARIO en las condiciones descriptas en los artículos precedentes. El referido mandato tendrá vigencia durante todo el PERIODO DE GESTIÓN.

Este mandato incluye, sin que esto implique limitación alguna, la facultad expresa para, al finalizar cada PERIODO DE GESTIÓN, impartir instrucciones a los Directores que representen a las Acciones Clase “A”, remover y nombrar los Directores que representan a las acciones Clase “A”, todo ello al solo efecto de proceder a la venta del PAQUETE MAYORITARIO.

El COMPRADOR del PAQUETE MAYORITARIO declara que el mandato es otorgado también en su beneficio, ya que tiene interés en tener la oportunidad de vender el PAQUETE MAYORITARIO, si es de su conveniencia, al finalizar cada PERIODO DE GESTIÓN.

ARTICULO 11.- El ENTE designará un veedor para que se desempeñe en la DISTRIBUIDORA, a partir de por lo menos UN (1) año antes de que finalice cada PERIODO DE GESTIÓN y hasta no mas allá de UN (1) año a contar de la toma de posesión por parte de quién resulte comprador del PAQUETE MAYORITARIO, o, desde la fecha en que se determine que el entonces PROPIETARIO del PAQUETE MAYORITARIO retendrá la propiedad del mismo.

La función de dicho veedor será la de asegurar que se proporcione a los oferentes por el PAQUETE MAYORITARIO la más detallada y segura información, y que el proceso de transferencia o el paso de un PERIODO DE GESTIÓN al siguiente sea lo mas ordenado posible. Para ese fin, el veedor tendrá las más amplias facultades de solicitar información a la DISTRIBUIDORA o realizar las investigaciones que considere convenientes.

VENCIMIENTO DEL CONTRATO - PAGO DE BIENES

ARTICULO 12.- Al vencimiento del plazo estipulado en el Artículo 3º de este acto o a la finalización del CONTRATO por cualquier causa, todos los bienes de propiedad de LA DISTRIBUIDORA que estuvieran afectados de modo directo o indirecto a la prestación del SERVICIO PUBLICO serán pagados a ésta según el procedimiento que se establece a continuación:

LA CONCEDENTE llamará a Concurso Público para otorgar la nueva concesión del SERVICIO PUBLICO, mediante la venta del total de las acciones de una nueva sociedad, titular de la referida concesión y a la que le serán transferidos los bienes afectados de modo directo o indirecto a la prestación del SERVICIO PUBLICO.

LA DISTRIBUIDORA recibirá, a cambio de dichos bienes, el importe que se obtenga por la venta de las acciones de la nueva sociedad concesionaria del SERVICIO PUBLICO, una vez deducidos los créditos que por cualquier concepto tenga LA CONCEDENTE contra LA DISTRIBUIDORA.

Dicho importe será abonado por LA CONCEDENTE a LA DISTRIBUIDORA dentro del plazo de TREINTA (30) DÍAS contados desde que LA CONCEDENTE perciba los importes correspondientes.

LA DISTRIBUIDORA se obliga a suscribir toda la documentación y a realizar todos los actos necesarios para implementar la referida cesión. Si no cumpliere con lo anterior, la CONCEDENTE suscribirá la documentación y/o realizará todos los actos necesarios en nombre de la DISTRIBUIDORA, constituyendo el presente CONTRATO, mandato irrevocable a tal fin.

ARTICULO 13.- El ENTE está facultado a requerir a LA DISTRIBUIDORA la continuación en la prestación del SERVICIO PUBLICO, por un plazo no mayor de DOCE

(12) MESES contados a partir del vencimiento del PLAZO DE CONCESIÓN. A tal efecto EL ENTE, deberá notificar fehacientemente tal requerimiento a LA DISTRIBUIDORA, con una antelación no inferior a SEIS (6) MESES del vencimiento del PLAZO DE CONCESIÓN.

RÉGIMEN SOCIETARIO Y OPERATIVO

ARTICULO 14.- La Sociedad DISTRIBUIDORA deberá tener como objeto exclusivo la prestación del SERVICIO PUBLICO de distribución y comercialización de energía eléctrica en los términos del presente contrato de concesión.

Los accionistas titulares del PAQUETE MAYORITARIO, no podrán modificar su participación ni vender sus acciones durante los primeros CINCO (5) años contados a partir de la ENTRADA EN VIGENCIA. Con posterioridad sólo podrán hacerlo previa autorización del ENTE.

En el caso de resultar adjudicataria en el Concurso Público Internacional para la Privatización de la actividad de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica de SEGBA S.A., una Sociedad Inversora integrada por varias personas físicas o jurídicas asociadas, los accionistas de la referida Sociedad Inversora no podrán durante el término de CINCO (5) años desde la ENTRADA EN VIGENCIA modificar sus participaciones o vender acciones de dicha Sociedad Inversora en una proporción y cantidad que exceda del CUARENTA Y NUEVE POR CIENTO (49%) del total de las acciones representativas del capital de la Sociedad Inversora. El operador, por el mismo término, deberá mantener una participación no menor del VEINTE POR CIENTO (20%) si se trata de uno solo y no menor del VEINTICINCO POR CIENTO (25%) en conjunto si se trata de más de un operador. Finalizado dicho término de CINCO (5) años, las modificaciones de las participaciones o la venta de acciones sólo podrán realizarse previa comunicación al ENTE. En el caso de las sociedades titulares total o parcialmente del PAQUETE MAYORITARIO de acciones de LA DISTRIBUIDORA, estas deberán informar al ENTE todas las modificaciones sociales o de tenencias accionarias que signifiquen una modificación en el control de las mencionadas sociedades respecto del existente en el

momento de celebrarse el Contrato de Transferencia.

ARTICULO 15.- LA DISTRIBUIDORA tiene la obligación de informar al ENTE, en forma inmediata y fehaciente, la configuración de cualquiera de las situaciones descriptas en el artículo precedente de las cuales tuviera conocimiento, y es responsable del cumplimiento de lo dispuesto en el citado artículo.

En todo supuesto de transferencia o suscripción de acciones clase “A”, el adquirente o nuevo titular de las mismas deberá otorgar todos los mandatos que en el presente se prevé que otorguen los compradores del PAQUETE MAYORITARIO, en los términos y condiciones establecidos.

INVERSIONES Y RÉGIMEN DE APROVISIONAMIENTO DE ENERGÍA ELECTRICA

ARTICULO 16.- Es exclusiva responsabilidad de LA DISTRIBUIDORA realizar las inversiones necesarias para asegurar la prestación del SERVICIO PUBLICO conforme al nivel de calidad exigido en el “Subanexo 4”, así como la de celebrar los contratos de compraventa de energía eléctrica en bloque que considere necesarios para cubrir el incremento de demanda dentro de su AREA.

USO DE DOMINIO PUBLICO

ARTICULO 17.- LA DISTRIBUIDORA tendrá derecho a hacer uso y ocupación, a título gratuito, de los lugares integrantes del dominio público nacional, provincial o municipal, incluso su subsuelo y espacio aéreo, que fuesen necesarios para la colocación de las instalaciones para la prestación del SERVICIO PUBLICO, incluso líneas de comunicación y mando y de interconexión con centrales generadoras de energía eléctrica o con otras redes de distribución o de transporte de energía eléctrica; sin perjuicio de su responsabilidad por los daños que pueda ocasionar a dichos bienes, o a terceros, en el curso de dicha utilización.

SERVIDUMBRES Y MERAS RESTRICCIONES

ARTICULO 18.- LA DISTRIBUIDORA podrá utilizar en beneficio de la prestación del SERVICIO PUBLICO los derechos emergentes de las restricciones administrativas al dominio, sin necesidad de pago de indemnización alguna, salvo la existencia y/o configuración de perjuicios con motivo de su utilización; quedando autorizada a tender y apoyar, mediante postes y/o soportes, las líneas de distribución de la energía eléctrica y/o instalar cajas de maniobras, de protección y/o distribución de energía eléctrica en los muros exteriores o en la parte exterior de las propiedades ajenas y/o instalar centros de transformación en los casos que sea necesario, de conformidad con la reglamentación vigente y/o que dicte el ENTE.

ARTICULO 19.- A los efectos de la prestación del SERVICIO PUBLICO, LA DISTRIBUIDORA, gozará de los derechos de servidumbre previstos en la Ley Nº 19.552 modificada por la Ley Nº 24.065.

El dueño del fundo sirviente quedará obligado a permitir la entrada de materiales y/o personal de LA DISTRIBUIDORA bajo responsabilidad de la misma.

TRABAJOS EN LA VÍA PUBLICA

ARTICULO 20.- La instalación, en la vía pública o en lugares de dominio público, de cables y demás elementos o equipos necesarios para la prestación del SERVICIO PUBLICO por parte de LA DISTRIBUIDORA, deberá realizarse en un todo de acuerdo a la normativa vigente.

LA DISTRIBUIDORA será responsable de todos los gastos incurridos en la realización de tales trabajos, como asimismo, de los daños que los mismos puedan ocasionar a terceros o a los bienes de dominio público.

ARTICULO 21.- Una vez autorizada por la Autoridad respectiva, la colocación de cables y demás instalaciones en la vía pública u otros lugares de dominio público, no podrá obligarse a LA DISTRIBUIDORA a removerlos o trasladarlos sino cuando fuera necesario en razón de obras a ejecutarse por la Nacion, la Provincia de Buenos Aires, la Municipalidad de la Ciudad de Buenos Aires, las Municipalidades de los Partidos de la Provincia de Buenos Aires comprendidos dentro del AREA o empresas concesionarias de servicios u obras públicas. En tales casos, la autoridad que ordene la remoción y/o traslado deberá comunicarlo, a LA DISTRIBUIDORA, con una anticipación suficiente.

Asimismo, los vecinos del AREA, podrán solicitar su remoción o traslado a LA DISTRIBUIDORA, fundamentando las razones de tal petición; si las mismas fuesen razonables y no afectasen derechos de otros USUARIOS y/o vecinos del AREA o el nivel de calidad de la prestación del SERVICIO PUBLICO, LA DISTRIBUIDORA deberá atender dichas solicitudes.

Todos los gastos de remoción, retiro, traslado, modificación, acondicionamiento, sustitución y prolongación de cables e instalaciones que fuera menester realizar, para que queden en perfectas condiciones de seguridad y eficiencia desde el punto de vista técnico y económico, deberán serle reintegrados a LA DISTRIBUIDORA por la autoridad, empresa, USUARIO o vecino que haya requerido la realización de los trabajos.

Toda controversia que se suscite con motivo de estas solicitudes será resuelta por el ENTE.

MEDIDORES

ARTICULO 22.- Cada medidor de consumo, antes de ser colocado o repuesto, deberá ser verificado por LA DISTRIBUIDORA de acuerdo con lo establecido en la Resolución de la EX-SECRETARIA DE ESTADO DE ENERGÍA Nº 112 del 14 xx Xxxxx de 1.977 o la

norma que en el futuro la reemplace, debiendo cumplir como mínimo con las condiciones metrológicas estipuladas en las normas IRAM 2411, 2412, y 2413 parte I o II o aquella otra que en el futuro la sustituya, según corresponda, y normas de exigencia acordes para el resto de los elementos que integren la medición.

Los medidores monofásicos y trifásicos, deberán ser clase DOS (2), excepto en el caso de las tarifas correspondientes a grandes consumos, que deberán ser de clase UNO (1). ARTICULO 23.- Dentro del término de DIECIOCHO (18) MESES contados a partir de la ENTRADA EN VIGENCIA, LA DISTRIBUIDORA deberá presentar al ENTE, para su aprobación, un plan de muestreo estadístico de medidores por lotes de similares

características (tipo, corriente, antigüedad de instalación) que permita evaluar las condiciones de cada lote y tomar decisiones al respecto, debiendo con posterioridad cumplir con el plan acordado.

Sólo podrá exigirse a LA DISTRIBUIDORA el retiro, mantenimiento y recontraste de medidores, en los términos y condiciones establecidos en el Reglamento de Suministro y/o en el plan indicado en el párrafo anterior.

RESPONSABILIDAD

ARTICULO 24.- LA DISTRIBUIDORA será responsable por todos los daños y perjuicios causados a terceros y/o bienes de propiedad de éstos como consecuencia de la ejecución del CONTRATO y/o el incumplimiento de las obligaciones asumidas conforme al mismo y/o la prestación del SERVICIO PUBLICO.

A los efectos de lo estipulado en este Artículo, entre los terceros se considera incluida LA CONCEDENTE.

OBLIGACIONES DE LA DISTRIBUIDORA

ARTICULO 25.- LA DISTRIBUIDORA deberá cumplimentar las siguientes obligaciones:

a) Prestar el SERVICIO PUBLICO dentro del AREA, conforme a los niveles de calidad detallados en el “Subanexo 4”, teniendo los USUARIOS los derechos establecidos en el respectivo REGLAMENTO DE SUMINISTRO.

b) Satisfacer toda demanda de suministro del SERVICIO PUBLICO en el AREA, atendiendo todo nuevo requerimiento, ya sea que se trate de un aumento de la capacidad de suministro o de una nueva solicitud de servicio.

c) Continuar prestando el SERVICIO PUBLICO a los USUARIOS de SEGBA S.A., dentro del AREA, que a la ENTRADA EN VIGENCIA hayan estado vinculados a dicha empresa por medio de contratos de suministro sujetos a cláusulas técnicas especiales, en las mismas condiciones técnicas resultantes de tales contratos durante un periodo máximo de DOS (2) años, contados a partir de la fecha de ENTRADA EN VIGENCIA, o hasta la fecha de vencimiento de cada uno de esos contratos si éste fuere anterior a la del vencimiento del plazo de DOS (2) años. Dicha obligación no abarca los aspectos tarifarios vinculados a tales contratos, los que se regirán por los cuadros tarifarios que apruebe la AUTORIDAD DE APLICACIÓN.

d) Suministrar la energía eléctrica necesaria para la prestación del servicio de Alumbrado Público a cada una de la Municipalidades en las condiciones técnicas actualmente vigentes, sin perjuicio de las modificaciones que pacten las partes.

e) Suministrar energía eléctrica a las tensiones de 3 x 380/220 V; 13,2 kV; 33 kV; 132 kV; 220 kV o en cualquier otra acordada con el ENTE en el futuro.

En cuanto a los suministros existentes a las tensiones de 3 x 220 V; 6,5 kV; 6,7 kV o 27,5 kV y en corriente continua, los mismos no serán ampliados y serán sustituidos por suministros a las tensiones de 3 x 380/220 V; 13,2 kV; 33 kV; 132 kV o en cualquier otra

acordada con el ENTE en el futuro, en cuanto ello sea factible. LA DISTRIBUIDORA podrá suministrar energía eléctrica a cualquier otra tensión diferente de las tensiones de 3 x 380/220 V; 13,2 kV; 33 kV; 132 kV o en cualquier otra acordada con el ENTE en el futuro, cuando así lo conviniere con los USUARIOS, previa aprobación por el ENTE.

Los gastos de la nueva conexión, modificación o sustitución del equipamiento eléctrico realizados como consecuencia del cambio de una tensión a otra, por iniciativa de LA DISTRIBUIDORA deberán ser soportados íntegramente por la misma; si el cambio se efectuara a solicitud del USUARIO éste deberá soportar tales gastos.

f) Efectuar las inversiones, y realizar el mantenimiento necesario para garantizar los niveles de calidad del servicio definidos en el “Subanexo 4”.

g) Adoptar las medidas necesarias para asegurar la provisión y disponibilidad de energía eléctrica, a fin de satisfacer la demanda en tiempo oportuno y conforme al nivel de calidad establecido en el “Subanexo 4”, debiendo a tales efectos, asegurar las fuentes de aprovisionamiento. LA CONCEDENTE no será responsable, bajo ninguna circunstancia, de la provisión de energía eléctrica faltante para abastecer la demanda actual o futura de LA DISTRIBUIDORA.

h) Extender o ampliar las instalaciones cuando ello resulte conveniente a las necesidades del SERVICIO PUBLICO, a requerimiento del ENTE.

i) Calcular su cuadro tarifario de acuerdo al procedimiento descripto en el “Subanexo 2”, someterlo a la aprobación de la AUTORIDAD DE APLICACIÓN y facilitar el conocimiento de los valores tarifarios a los USUARIOS.

j) Permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte de sus sistemas, mientras no esté comprometida para abastecer su demanda, en las condiciones pactadas con aquél, y conforme a los términos de la Ley Nº 24.065. La capacidad de transporte incluye la de transformación y el acceso a toda otra instalación o servicio que el ENTE determine.

k) Fijar especificaciones mínimas de calidad para la electricidad que se coloque en su sistema de distribución, de acuerdo a los criterios que especifique el ENTE.

l) Facilitar la utilización de sus redes a GRANDES USUARIOS en las condiciones que se establecen en el “Subanexo 1” Régimen tarifario.

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

n) Adecuar su accionar al objetivo de preservar y/o mejorar los ecosistemas involucrados con el desarrollo de su actividad, cumpliendo las normas destinadas a la protección del medio ambiente actualmente en vigencia, como asimismo, aquellas que en el futuro se establezcan.

ñ) Propender y fomentar para sí y para sus USUARIOS el uso racional de la energía eléctrica.

o) Sujetar su accionar al Reglamento de Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios que determine la SECRETARIA DE ENERGÍA ELECTRICA a los efectos de reglar las transacciones en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA.

p) Elaborar y aplicar, previa aprobación del ENTE, las normas que han de regir la operación de las redes de distribución en todos aquellos temas que se relacionen a vinculaciones eléctricas que se implementen con otro Distribuidor, con transportistas y/o Generadores.

q) Abstenerse de dar comienzo a la construcción, operación, extensión o ampliación de instalaciones de la magnitud que precise la calificación del ENTE, sin obtener previamente el certificado que acredite la conveniencia y necesidad pública de dicha construcción, instalación o ampliación, conforme al procedimiento establecido en la Ley Nº 24.065.

r) Abstenerse de abandonar total o parcialmente la prestación del SERVICIO PUBLICO o las instalaciones destinadas o afectadas a su prestación, sin contar previamente con la autorización del ENTE.

s) Abstenerse de ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones, excepto las que puedan fundarse en categorías de USUARIOS, o diferencias que determine el ENTE.

t) Abstenerse de constituir hipoteca, prenda, u otro gravamen o derecho real en favor de terceros sobre los bienes afectados a la prestación del SERVICIO PUBLICO, sin perjuicio de la libre disponibilidad de aquellos bienes que en el futuro resultaren inadecuados o innecesarios para tal fin. Esta prohibición no alcanzará a la constitución de derechos reales que LA DISTRIBUIDORA otorgue sobre un bien en el momento de su adquisición, como garantía de pago del precio de compra.

u) Abstenerse de realizar actos que implique competencia desleal o abuso de una posición dominante en el mercado. En tales supuestos, el ENTE, previa instrucción sumarial respetando los principios del debido proceso, podrá intimar a LA DISTRIBUIDORA a cesar en tal actitud, y/o aplicar las SANCIONES previstas en el “Subanexo 4”.

v) Abonar la tasa de inspección y control que fije el ENTE, conforme a lo dispuesto por la Ley Nº 24.065.

w) Abonar, en las condiciones y términos que determine la reglamentación, el recargo que fija el Artículo 70 de la Ley Nº 24.065.

x) Poner a disposición del ENTE todos los documentos e información necesarios, o que este le requiera, para verificar el cumplimiento del CONTRATO, la Ley 24.065 y toda norma aplicable, sometiéndose a los requerimientos que a tal efecto el mismo realice.

y) Cumplimentar las disposiciones y normativa emanadas del ENTE en virtud de sus atribuciones legales.

z) Cumplir con todas las leyes y regulaciones que por cualquier concepto le sean aplicables, entre ellas, las de orden laboral y de seguridad social.

OBLIGACIONES DE LA CONCEDENTE

ARTICULO 26.- Es obligación de LA CONCEDENTE garantizar a LA DISTRIBUIDORA la exclusividad del SERVICIO PUBLICO, por el término y bajo las condiciones que se determinan en los Artículos 1º, 2º, 3º y 5º a 11º inclusive del presente contrato.

RÉGIMEN TARIFARIO

ARTICULO 27.- Los Cuadros Tarifarios que apruebe la AUTORIDAD DE APLICACIÓN constituyen valores máximos, límite dentro del cual la DISTRIBUIDORA facturará a sus USUARIOS por el servicio prestado.

Estos valores máximos no serán de aplicación en el caso de los contratos especiales acordados entre los USUARIOS y LA DISTRIBUIDORA.

ARTICULO 28.- Establécese por el término xx XXXX (10) AÑOS, contados a partir de la fecha de ENTRADA EN VIGENCIA, el Régimen Tarifario y el Cuadro Tarifario, definidos en el “Subanexo 1”.

Los valores del Cuadro Tarifario a aplicar por LA DISTRIBUIDORA, se calcularán según lo establecido en el Procedimiento para la determinación de los Cuadros Tarifarios de Aplicación, que se explicita en el “Subanexo 2”.

ARTICULO 29.- LA DISTRIBUIDORA podrá proponer a la AUTORIDAD DE

APLICACIÓN el establecimiento de Tarifas que respondan a modalidades de consumo no contempladas en el Régimen Tarifario del “Subanexo 1” cuando su aplicación signifique mejoras técnicas y económicas en la prestación del servicio tanto para los USUARIOS como para LA DISTRIBUIDORA.

Estas propuestas podrán ser presentadas una vez transcurridos DOS (2) años de la ENTRADA EN VIGENCIA.

ARTICULO 30.- El Cuadro Tarifario inicial que aplicará LA DISTRIBUIDORA desde la ENTRADA EN VIGENCIA es el que figura en el “Subanexo 3”.

ARTICULO 31.- El Régimen Tarifario y Cuadro Tarifario será revisado en el año número DIEZ (10) del inicio de la Concesión, y a partir de esa fecha cada CINCO (5) años. A ese fin, con UN (1) año de antelación a la finalización de cada período de CINCO (5) años, LA DISTRIBUIDORA presentará a la AUTORIDAD DE APLICACIÓN la propuesta de un nuevo Régimen Tarifario y Cuadro Tarifario.

La propuesta que se efectúe deberá respetar los principios tarifarios básicos establecidos en la Ley Nº 24.065, y su reglamentación, así como los lineamientos y parámetros que especifique EL ENTE, debiendo basarse en los siguientes principios:

a) Reflejar el costo marginal o económico de la prestación del Servicio de Distribución para los siguientes CINCO (5) años, incluyendo el costo de desarrollo de redes, los costos de operación y mantenimiento y los costos de comercialización.

b) La asignación de los costos propios de Distribución a los parámetros Tarifarios de cada categoría que se defina en el Régimen Tarifario, deberá efectuarse teniendo en cuenta la modalidad de consumo de cada grupo de usuarios y el nivel de tensión en que se efectúe el suministro.

c) La propuesta de modificación del Régimen Xxxxxxxxx deberá sustentarse en la estructura de consumo de los usuarios y tener un grado de detalle que relacione los costos económicos con los parámetros de tarificación para cada categoría de usuarios.

ARTICULO 32.- LA AUTORIDAD de APLICACIÓN, a los efectos de proceder a la revisión tarifaria deberá:

a) contratar los servicios de un grupo consultor de reconocida experiencia en el Sector Eléctrico, que deberá efectuar una propuesta tarifaria alternativa siguiendo idénticos lineamientos que los definidos para LA DISTRIBUIDORA.

b) analizar ambas propuestas y establecer en función de su resultado, compatibilizando el interés de LA DISTRIBUIDORA y de sus USUARIOS, el Régimen Tarifario y el Procedimiento para determinar los Cuadros Tarifarios que estarán vigentes en el siguiente periodo de CINCO (5) AÑOS.

ESTABILIDAD TRIBUTARIA

ARTICULO 33.- LA DISTRIBUIDORA estará sujeta al pago de todos los tributos establecidos por las leyes nacionales vigentes y no regirá a su respecto ninguna excepción que le garantice exenciones ni estabilidad tributaria de impuestos, tasas o gravámenes nacionales.

Sin perjuicio de ello, si con posterioridad a la fecha de ENTRADA EN VIGENCIA, se produjera un incremento de su carga fiscal, originada como consecuencia de la sanción de impuestos, tasas o gravámenes nacionales específicos y exclusivos de la actividad de prestación del SERVICIO PUBLICO o de la consagración de un tratamiento tributario diferencial para este o discriminatorio respecto de otros SERVICIOS PÚBLICOS, LA DISTRIBUIDORA podrá solicitar al ENTE se le autorice a trasladar el importe de dichos impuestos, tasas o gravámenes a las TARIFAS o precios en su exacta incidencia.

En todo lo demás relativo a impuestos y a sus modificaciones, se aplicará lo dispuesto en el Artículo 34 del CONTRATO.

CONTRIBUCIÓN ÚNICA

ARTICULO 34.- Los bienes, actos, obras, usos u ocupación de espacios, actividades, servicios, ingresos, tarifas y/o precios de LA DISTRIBUIDORA están exentos de impuestos, tasas, contribuciones y demás gravámenes provinciales y municipales que incidan o interfieran sobre el cumplimiento del CONTRATO, conforme lo dispone el Decreto aprobatorio del presente contrato.

En sustitución de tales tributos provinciales y municipales, LA DISTRIBUIDORA abonará:

a) A la MUNICIPALIDAD DE LA CIUDAD DE BUENOS AIRES, el SEIS POR CIENTO (6%) de sus entradas brutas (netas de impuestos percibidos por cuenta de terceros) recaudadas por todo ingreso asociado al negocio de venta de energía eléctrica dentro del municipio, exceptuándose para su cómputo, las entradas por venta de energía a los ferrocarriles, así como por suministro de energía eléctrica para alumbrado público y/o prestación de este último servicio en caso de acordarse esta última.

LA DISTRIBUIDORA discriminará en la facturación al USUARIO el importe correspondiente a esta contribución del SEIS POR CIENTO (6%), a tal efecto aplicará sobre los montos facturados por el servicio prestado, según los Cuadros Tarifarios vigentes,

una alícuota del SEIS CON TRESCIENTOS OCHENTA Y TRES MILÉSIMOS POR CIENTO (6,383%).

b) A las municipalidades de la PROVINCIA DE BUENOS AIRES, en cuya jurisdicción presta el SERVICIO PUBLICO, el SEIS POR CIENTO (6%) de sus entradas brutas (netas de impuestos percibidos por cuenta de terceros) recaudadas por todo ingreso asociado al negocio de venta de energía eléctrica dentro de cada municipio, exceptuándose para su cómputo, las entradas por venta de energía a los ferrocarriles, así como por suministro de energía eléctrica para alumbrado público y/o prestación de este último servicio en caso de acordarse esta última.

LA DISTRIBUIDORA discriminará en la facturación al USUARIO el importe correspondiente a esta contribución del SEIS POR CIENTO (6%), a tal efecto aplicará sobre los montos facturados por el servicio prestado, según los Cuadros Tarifarios vigentes, una alícuota del SEIS CON CUATROCIENTOS VEINTICUATRO MILÉSIMOS POR CIENTO (6,424%).

En cumplimiento de lo dispuesto en los párrafos a) y b) que anteceden, LA DISTRIBUIDORA liquidará, dentro de los DIEZ (10) días de vencido cada mes calendario, la diferencia entre el importe de la contribución del SEIS POR CIENTO (6%) y el de las eventuales deudas por servicios o suministros prestados por cualquier concepto a la respectiva municipalidad. El pago correspondiente de la suma resultante de tal compensación por LA DISTRIBUIDORA o el Municipio según correspondiera será efectuado dentro de los DIEZ (10) días corridos a partir del plazo establecido para compensar.

Las autoridades municipales podrán efectuar, dentro de los TRES (3) meses siguientes a la fecha de cada depósito, las verificaciones contables tendientes a comprobar la exactitud de las cifras y cálculos que hayan servido de base para cada depósito. Transcurrido el mencionado término de TRES (3) meses, se considerará que la municipalidad acepta la exactitud de tales cifras y cálculos teniendo la condición de título ejecutivo el instrumento que documente la deuda resultante, en los términos del Artículo 84 de la Ley Nº 24.065.

Toda divergencia que se suscite entre las municipalidades y LA DISTRIBUIDORA será resuelta en forma irrecurrible por la SECRETARIA DE ENERGÍA ELECTRICA, si las partes interesadas no hubieren optado por someterla a decisión judicial mediante el ejercicio de las acciones pertinentes.

c) Asimismo, en sustitución de los mencionados tributos provinciales, LA DISTRIBUIDORA abonará mensualmente a la PROVINCIA DE BUENOS AIRES, en concepto de único impuesto y contribución, tanto de índole fiscal como en lo referente al uso del dominio público provincial, por sus actividades como prestataria del servicio publico de distribución y comercialización en jurisdicción de dicha provincia, el SEIS POR MIL (6 ‰) de sus entradas brutas (netas de impuestos percibidos por cuenta de terceros) recaudadas por todo ingreso asociado al negocio de venta de energía eléctrica en esa jurisdicción, con las mismas excepciones mencionadas en el inciso a) de este Artículo.

LA DISTRIBUIDORA discriminará en la facturación al USUARIO el importe correspondiente a esta contribución del SEIS POR MIL (6 ‰), a tal efecto aplicará sobre los montos facturados por el servicio prestado, según los Cuadros Tarifarios vigentes, una alícuota xx XXXX CON SEIS MIL CUATROCIENTOS VEINTICUATRO DIEZ MILÉSIMAS POR CIENTO (0,6424%).

El sistema de compensación de deudas por suministro de energía eléctrica y la contribución única del SEIS POR MIL (6 ‰), operará en forma mensual.

El plazo para llevar a cabo dicha compensación será xx XXXX (10) días corridos de finalizado cada mes calendario y el correspondiente pago a la suma resultante de la compensación será xx XXXX (10) días corridos contados a partir del vencimiento del plazo establecido para compensar.

Las autoridades provinciales podrán efectuar, dentro de los TRES (3) meses siguientes a la fecha de cada depósito, las verificaciones contables tendientes a comprobar la exactitud de las cifras y cálculos que hayan servido de base para cada depósito. Transcurrido el mencionado término de TRES (3) meses, se considerará que la Provincia acepta la exactitud de tales cifras y cálculos, teniendo la condición de título ejecutivo el instrumento que documente la deuda resultante, en los términos del Artículo 84 de la Ley Nº 24.065.

Toda divergencia que se suscite entre la Provincia y LA DISTRIBUIDORA será resuelta en forma irrecurrible por la SECRETARIA DE ENERGÍA ELECTRICA, si las partes interesadas no hubieren optado por someterla a decisión judicial mediante el ejercicio de las acciones pertinentes.

GARANTÍA

ARTICULO 35.- Como garantía de ejecución de las obligaciones asumidas por LA DISTRIBUIDORA y/o por los titulares del PAQUETE MAYORITARIO en el presente CONTRATO, quienes resulten adjudicatarios de las acciones Clase “A” de LA DISTRIBUIDORA, en adelante los GARANTES, constituirán en la fecha de ENTRADA EN VIGENCIA, una prenda sobre el total de las acciones Clase “A”, de LA DISTRIBUIDORA, de acuerdo a los siguientes términos y condiciones:

a) las ACCIONES PRENDADAS serán entregadas a LA CONCEDENTE.

b) LOS GARANTES asumen la obligación de incrementar la presente garantía gravando con prenda las acciones Clase “A” de LA DISTRIBUIDORA que adquieran con posterioridad, como resultado de nuevos aportes de capital que los mismos efectúen o de la capitalización de utilidades y/o saldos de ajuste de capital.

c) la prenda constituida se mantendrá durante todo el PLAZO DE CONCESIÓN y en las sucesivas transferencias del PAQUETE MAYORITARIO las Acciones Clase “A” se transferirán con el gravamen prendario.

De producirse alguno de los casos de incumplimiento previstos en el Artículo 37 de este acto, LA CONCEDENTE podrá ejecutar, en forma inmediata la garantía prendaria, vendiendo tales acciones en Concurso Público, cuyo Pliego deberá tener características

similares al PLIEGO y ejercer, hasta que se efectivice la transferencia a los adquirentes en dicho Concurso, los derechos políticos que corresponden a las ACCIONES PRENDADAS, para lo cual la ratificación del presente Contrato por LOS COMPRADORES tiene el carácter de un mandato irrevocable por el cual le otorgan a LA CONCEDENTE, exclusivamente para tal supuesto, los derechos de voto correspondientes a las ACCIONES PRENDADAS.

Este mandato incluye, sin que esto implique limitación alguna, la facultad expresa para nombrar y remover directores, considerar balances y distribución de dividendos y modificar los estatutos sociales.

Los titulares del PAQUETE MAYORITARIO no podrán ni directa ni indirectamente, por ejemplo integrando una sociedad o grupo económico, participar en el Concurso Público antes referido, ni efectuar una oferta en el momento y bajo las condiciones previstas en los Artículo 7º, 8º, y 9º de este acto.

SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO

ARTICULO 36.- En caso de incumplimiento de las obligaciones asumidas por LA DISTRIBUIDORA, el ENTE podrá aplicar las sanciones previstas en el “Subanexo 4”, sin perjuicio de las estipuladas en los Artículos 35 y 37 del CONTRATO

INCUMPLIMIENTOS DE LA DISTRIBUIDORA - EJECUCIÓN DE LA GARANTÍA

ARTICULO 37.- LA CONCEDENTE podrá, sin perjuicio de otros derechos que le asistan en virtud del CONTRATO, ejecutar las garantías otorgadas por LOS GARANTES en los siguientes casos:

a) Incumplimiento a lo establecido en los Artículos 14 y 15 de este acto.

b) Cuando LA DISTRIBUIDORA incumpliese en forma reiterada sus obligaciones contractuales sustanciales y habiendo sido intimada por el ENTE a regularizar tal situación dentro de un plazo, no lo hiciere.

c) Cuando el valor acumulado de las multas aplicadas a LA DISTRIBUIDORA en el período anterior de UN (1) año supere el VEINTE POR CIENTO (20%) de su facturación anual neta de impuestos y tasas.

d) Si LOS GARANTES gravaran o permitieran que se gravaran de cualquier modo las ACCIONES PRENDADAS, y no procedieran a obtener el levantamiento del gravamen dentro del plazo que determine el ENTE.

e) Si la DISTRIBUIDORA o los GARANTES dificultaran de cualquier modo la venta en Concurso Público Internacional del PAQUETE MAYORITARIO, en los casos en que así está establecido en este CONTRATO.

f) Si una Asamblea de LA DISTRIBUIDORA aprobara, sin la intervención del ENTE, una reforma de los Estatutos de la Sociedad o una emisión de acciones que altere o permita alterar la proporción del CINCUENTA Y UNO POR CIENTO (51%) del total accionario que representan las acciones Clase “A” o los derechos de voto de las mismas.

ARTICULO 38.- Producido cualquiera de los incumplimientos que se mencionan en el artículo precedente, LA CONCEDENTE podrá:

1) proceder inmediatamente a la venta de las ACCIONES PRENDADAS, en la forma prevista en el Artículo 35 de este Contrato, o

2) Proceder a la venta del PAQUETE MAYORITARIO aplicando el procedimiento previsto en los Artículos 6º a 11 inclusive de este Contrato.

Ejecutada la prenda en los términos del inciso 1) precedente o vendidas las acciones conforme el inciso 2) de este Artículo, la CONCEDENTE abonará a los GARANTES o al Titular del PAQUETE MAYORITARIO, según correspondiere, el importe obtenido en la venta de las ACCIONES PRENDADAS, en la forma prevista en el Artículo 35 de este Contrato, o de las acciones del PAQUETE MAYORITARIO, según el procedimiento dispuesto por los artículos 6º a 11 inclusive del presente, previa deducción, en concepto de indemnización por daños y perjuicios a favor de LA CONCEDENTE, de las sumas siguientes calculadas sobre el importe obtenido de la venta:

a) Si el incumplimiento se produce en el primer tercio del PERIODO DE GESTIÓN, la indemnización será del TREINTA POR CIENTO (30%).

b) Si el incumplimiento se produce en el segundo tercio del PERIODO DE GESTIÓN, la indemnización será del VEINTE POR CIENTO (20%).

c) Si el incumplimiento se produce en el último tercio del PERIODO DE GESTIÓN, la indemnización será xxx XXXX POR CIENTO (10%).

Los términos que se mencionan en los incisos que anteceden se cuentan a partir de la fecha de inicio de cada PERIODO DE GESTIÓN.

RESCISIÓN POR INCUMPLIMIENTO DE LA CONCEDENTE

ARTICULO 39.- Cuando LA CONCEDENTE incurra en incumplimiento de sus obligaciones de forma tal que impidan a LA DISTRIBUIDORA la prestación del SERVICIO PUBLICO, o afecten gravemente al mismo en forma permanente, LA DISTRIBUIDORA podrá exigir la rescisión del CONTRATO, previa intimación a LA CONCEDENTE para que en el plazo de NOVENTA (90) DÍAS regularice tal situación.

Producida la rescisión del CONTRATO, la totalidad de los bienes de propiedad de LA DISTRIBUIDORA que estuvieran afectados a la prestación del SERVICIO PUBLICO se considerarán automáticamente cedidos a una sociedad anónima que deberá constituir LA CONCEDENTE, a la cual le será otorgada, por el plazo que disponga, la titularidad de una nueva concesión del SERVICIO PUBLICO. El capital accionario de la nueva sociedad corresponderá a la CONCEDENTE hasta que se haya producido su transferencia en favor de quienes resulten ser adjudicatarios del Concurso Público, que a tales efectos deberá realizarse. La sociedad anónima que será titular de la nueva concesión se hará cargo de la totalidad del personal empleado por la DISTRIBUIDORA para la prestación del SERVICIO PUBLICO.

LA DISTRIBUIDORA se obliga a suscribir toda la documentación y realizar todos los actos que pudieran resultar necesarios para implementar la cesión de los bienes referida

en los párrafos precedentes. En caso de incumplimiento por LA DISTRIBUIDORA de la obligación precedentemente descripta, LA CONCEDENTE suscribirá la documentación y/o realizará todos los actos necesarios en nombre de aquella, constituyendo el presente CONTRATO un mandato irrevocable otorgado por LA DISTRIBUIDORA a tal fin.

Dentro de los TREINTA (30) DÍAS de producida la rescisión del CONTRATO, LA CONCEDENTE llamará a Concurso Público para la venta del CIEN POR CIENTO (100%) del paquete accionario de la referida sociedad.

Como indemnización total por los daños y perjuicios que se hayan producido por la rescisión del contrato, LA CONCEDENTE abonará a LA DISTRIBUIDORA el precio que se haya obtenido por la venta de las acciones de la nueva sociedad en el Concurso Público llamado al efecto, previa deducción de los créditos que tenga LA CONCEDENTE contra LA DISTRIBUIDORA por cualquier concepto, más los importes que resulten de aplicar al monto resultante los siguientes porcentajes:

a) el TREINTA POR CIENTO (30 %) si la rescisión del contrato se produjo durante el primer tercio del PERIODO DE GESTIÓN,

b) el VEINTE POR CIENTO (20 %) si la rescisión del contrato se produjo durante el segundo tercio del PERIODO DE GESTIÓN,

c) el DIEZ POR CIENTO (10 %) si la rescisión del contrato se produjo durante el tercer tercio del PERIODO DE GESTIÓN,

Los términos que se mencionan en los incisos que anteceden se cuentan a partir de la fecha de inicio de cada PERIODO DE GESTIÓN.

Los montos resultantes se abonarán dentro de los TREINTA (30) DÍAS de percibido por LA CONCEDENTE la totalidad del precio abonado por el adjudicatario de las acciones.

QUIEBRA DE LA DISTRIBUIDORA

ARTICULO 40.- Declarada la quiebra de la DISTRIBUIDORA, la CONCEDENTE podrá optar por:

a) determinar la continuidad de la prestación del SERVICIO PUBLICO, por parte de la DISTRIBUIDORA, siendo facultad de la CONCEDENTE solicitar dicha continuidad al Juez Competente;

b) declarar rescindido el CONTRATO.

Si la CONCEDENTE opta por esta última alternativa la totalidad de los bienes de propiedad de LA DISTRIBUIDORA que estuvieren afectados a la prestación del SERVICIO PUBLICO se considerarán automáticamente cedidos a una sociedad anónima que deberá constituir LA CONCEDENTE, a la cual le será otorgada, por el plazo que disponga, la titularidad de una nueva concesión del SERVICIO PUBLICO. El capital accionario de la nueva sociedad corresponderá a la CONCEDENTE hasta que se haya producido su transferencia en favor de quienes resulten ser adjudicatarios del Concurso Público, que a tales efectos deberá realizarse. La sociedad anónima titular de la nueva

concesión se hará cargo de la totalidad del personal empleado por la DISTRIBUIDORA para la prestación del SERVICIO PUBLICO.

LA DISTRIBUIDORA se obliga a suscribir toda la documentación y realizar todos los actos que pudieran resultar necesarios para implementar la cesión de los bienes referida en los párrafos precedentes. En caso de incumplimiento por LA DISTRIBUIDORA de la obligación precedentemente descripta, LA CONCEDENTE suscribirá la documentación y/o realizará todos los actos necesarios en nombre de aquella, constituyendo el presente CONTRATO un mandato irrevocable otorgado por LA DISTRIBUIDORA a tal fin.

Dentro de los TREINTA (30) DÍAS de notificada la decisión de rescindir el CONTRATO, la CONCEDENTE llamará a Concurso Público, con un Pliego de características similares al PLIEGO, para la venta del CIEN POR CIENTO (100%) del capital accionario de la nueva sociedad. El precio que se obtenga por la venta de la acciones una vez deducidos todos los créditos que por cualquier concepto tenga la CONCEDENTE contra la DISTRIBUIDORA, será depositado en el juicio de quiebra de ésta, como única y total contraprestación que la DISTRIBUIDORA tendrá derecho a percibir por la transferencia de la totalidad de sus bienes afectados a la prestación del SERVICIO PUBLICO. Entre los créditos a deducir, estarán los porcentajes de descuento a que se refiere el Artículo 38, que se aplicarán del modo allí establecido.

La quiebra del OPERADOR, será considerada como un caso de incumplimiento de la DISTRIBUIDORA, y dará lugar a la ejecución de la prenda sobre las ACCIONES PRENDADAS, salvo que la DISTRIBUIDORA lo sustituya por otro operador satisfactorio para LA CONCEDENTE, dentro del plazo de TREINTA (30) DÍAS de ser intimado a ello por la CONCEDENTE.

RESTRICCIONES

ARTICULO 41.- Sin perjuicio de las limitaciones establecidas en el Articulo 32 de la Ley Nº 24.065, ni LA DISTRIBUIDORA, ni ninguna EMPRESA CONTROLANTE de la

misma, ni ninguna EMPRESA CONTROLADA por la misma podrá ser propietaria o accionista mayoritaria de una EMPRESA TRANSPORTISTA.

CESIÓN

ARTICULO 42.- Los derechos y obligaciones de LA DISTRIBUIDORA emergentes del presente contrato no podrán ser cedidos a ningún tercero sin el consentimiento previo del PODER EJECUTIVO NACIONAL. En los demás supuestos será suficiente el consentimiento previo y por escrito del ENTE.

SOLUCIÓN DE DIVERGENCIAS

ARTICULO 43.- Toda controversia que se genere entre LA DISTRIBUIDORA y los GENERADORES, TRANSPORTISTAS, y/o USUARIOS con motivo de la prestación del SERVICIO PUBLICO de la aplicación o interpretación del CONTRATO, será sometida a la jurisdicción del ENTE, conforme a las prescripciones de la Ley Nº 24.065 y de sus normas reglamentarias.

DERECHO APLICABLE Y JURISDICCIÓN

ARTICULO 44.- Sin perjuicio del marco legal sustancial dado por las Leyes Nº 14.772, Nº

15.336 y Nº 24.065, el CONTRATO será regido e interpretado de acuerdo con las leyes de la República Argentina, y en particular, por las normas y principios del Derecho Administrativo, sin que ello obste a que las relaciones que LA DISTRIBUIDORA mantenga con terceros se rijan sustancialmente por el Derecho Privado.

Para todos los efectos derivados del CONTRATO, las partes aceptan la jurisdicción de los Tribunales Federales competentes de la Capital Federal.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

ARTICULO 45.- La DISTRIBUIDORA no deberá aplicar otros regímenes tarifarios diferenciales o reducciones tarifarias que aquellos que a la fecha de firma del CONTRATO aplique SEGBA S.A.

La AUTORIDAD DE APLICACIÓN controlará la correcta aplicación de estas tarifas diferenciales, debiendo informar a las Áreas del Gobierno Nacional respectivas, los montos anuales de las partidas presupuestarias específicas, destinadas a cubrir la diferencia de ingresos de la DISTRIBUIDORA por aplicación de las reducciones tarifarias y regímenes tarifarios diferenciales que cada una de dichas Áreas de Gobierno deberá prever en su estimación presupuestaria, a partir del año 1993.

La DISTRIBUIDORA aportará a la AUTORIDAD DE APLICACIÓN los datos necesarios para verificar los montos a que es acreedora por aplicación de los citados regímenes diferenciales y reducciones tarifarias.

La AUTORIDAD DE APLICACIÓN acordará con cada Área de Gobierno respectiva, el mecanismo por el cual se asegure a la DISTRIBUIDORA el reintegro mensual de los montos correspondientes.

En caso de no recibir los reintegros LA DISTRIBUIDORA estará facultada a cesar en la aplicación de las referidas reducciones tarifarias y regímenes tarifarios diferenciales, previa notificación fehaciente a la AUTORIDAD DE APLICACIÓN.

En el período comprendido entre la FECHA DE ENTRADA EN VIGENCIA y el 31 de Diciembre de 1992, LA DISTRIBUIDORA se compromete a aplicar las citadas reducciones y regímenes tarifarios, quedando las diferencias de ingresos resultantes a su exclusivo cargo.

ARTICULO 46.- LA DISTRIBUIDORA permitirá que durante los DOS (2) primeros años de la concesión, las COOPERATIVAS continúen prestando el servicio de distribución de

energía eléctrica dentro del AREA. El ENTE podrá autorizar que, por acuerdo de las partes, el plazo aludido se extienda por un período mayor.

La tarifa máxima a aplicar a las COOPERATIVAS, será la que surja de la clasificación como un usuario normal en el Régimen y Cuadro Tarifario del Subanexo 1 del CONTRATO.

De resolver alguna COOPERATIVA no seguir prestando el servicio, deberá comunicarlo al ENTE y a la DISTRIBUIDORA, y acordar con esta última las condiciones de transferencia de sus instalaciones. De no llegarse a un acuerdo, el ENTE deberá fijar tales condiciones.

ARTICULO 47.- En el caso de aquellos Municipios en los cuales SEGBA S.A. además del SERVICIO PUBLICO, preste servicio de mantenimiento y conservación de las instalaciones de Alumbrado Público y reposición de lámparas, a LA FECHA DE ENTRADA EN VIGENCIA, LA DISTRIBUIDORA continuará prestando durante los DOS (2) primeros años de la Concesión, dicho servicio adicional, debiendo acordar, a tales efectos, con los Municipios las condiciones económicas de dicho servicio.

Una vez transcurrido el período a que se hace referencia en el párrafo precedente, LA DISTRIBUIDORA podrá acordar con los citados Municipios, si lo estima conveniente, las condiciones técnico-económicas para la continuidad de la prestación del servicio de mantenimiento de instalaciones y reposición de lámparas.

Si por el contrario, decidiera dejar de prestar dicho servicio, convendrá con los Municipios las condiciones económicas para la transferencia a cada Municipio de los artefactos, postes, columnas, lámparas y demás instalaciones de su propiedad afectados al Alumbrado Público.

En prueba de conformidad se firma el presente en TRES (3) ejemplares de un mismo tenor y a un solo efecto, en BUENOS AIRES, a los días del mes de de 1992.

Subanexo 1

RÉGIMEN TARIFARIO - CUADRO TARIFARIO

Este régimen será de aplicación para los usuarios de energía eléctrica abastecidos por el Servicio Público prestado por EDENOR S.A. y EDESUR S.A., desde la fecha de toma de posesión y hasta la finalización del año número DIEZ (10) inmediatamente posterior a la fecha de Toma de Posesión.

Se clasifica a los usuarios, a los efectos de su ubicación en el Cuadro Tarifario, cuyo formato se adjunta a este documento, en las siguientes categorías:

- Usuarios de pequeñas demandas:

Son aquellos cuya demanda máxima es inferior a 10 kW (kilovatios)

- Usuarios de medianas demandas:

Son aquellos cuya demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos es igual o superior a 10 kW (kilovatios) e inferior a 50 kW (kilovatios)

- Usuarios de grandes demandas:

Son aquellos cuya demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos, es de 50 kW (kilovatios) o más.

CAPITULO 1 :

TARIFA Nro. 1: (Pequeñas Demandas)

Inciso 1) La Tarifa Nro. 1 se aplica para cualquier uso de la energía eléctrica a los usuarios cuya demanda máxima no es superior a los 10 kW.

Inciso 2) Por la prestación de la energía eléctrica, con excepción de aquellas encuadradas en la Tarifa Nro. 1-A.P., el usuario pagará:

a) Un cargo fijo, haya o no consumo de energía

b) Un cargo variable en función de la energía consumida

Los valores iniciales correspondientes a los cargos señalados en a) y b) se indican en el Cuadro Tarifario Inicial (Subanexo 3), y se recalcularán según lo que se establece en el Subanexo 2 de este contrato, PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO TARIFARIO.

Inciso 3) Los cargos que anteceden, rigen para un factor de potencia inductivo (Cos fi) igual o superior a 0,85. La DISTRIBUIDORA se reserva el derecho de verificar el factor de potencia; en el caso que el mismo fuese inferior a 0,85, está facultada a aumentar los cargos indicados en el Inciso 2), según se indica a continuación:

- Cos fi < de 0,85 hasta 0,75: 10%

- Cos fi < de 0,75: 20%

A tal efecto, LA DISTRIBUIDORA podrá, a su opción, efectuar mediciones instantáneas del factor de potencia con el régimen de funcionamiento y cargas normales de las instalaciones del consumidor, o establecer el valor medio del factor de potencia midiendo la energía reactiva suministrada en el período de facturación.

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

Si una vez transcurrido el plazo aún no se hubiese corregido la anormalidad, LA DISTRIBUIDORA estará facultada a aumentar los cargos indicados en el Inciso 2) a partir de la primer facturación que se emita con posterioridad a la comprobación de la anomalía, y hasta tanto la misma no sea subsanada.

Cuando el valor medio del factor de potencia fuese inferior a 0,60, LA DISTRIBUIDORA, previa notificación, podrá suspender el servicio eléctrico hasta tanto el usuario adecue sus instalaciones a fin de superar dicho valor límite.

Inciso 4) A los fines de su clasificación y aplicación tarifaria para los usuarios comprendidos en esta Tarifa, se definen los siguientes tipos de suministro:

TARIFA Nro. 1-R (Pequeñas Demandas uso Residencial)

Se aplicará a los servicios prestados en los lugares enumerados a continuación:

a) Casas o departamentos destinados exclusivamente para habitación, incluyendo las dependencias e instalaciones de uso colectivo (escaleras, pasillos, lavaderos, cocheras,

ascensores, bombas, equipos de refrigeración o calefacción y utilizaciones análogas), que sirvan a dos o más viviendas.

b) Viviendas cuyos ocupantes desarrollen “trabajos a domicilio”, siempre que en ellas no se atienda al público y que las potencias de los motores y/o artefactos afectados a dicha actividad no excedan de 0,50 kW. cada uno y de 3 kW. en conjunto.

c) Escritorios u otros locales de carácter profesional, que formen parte de la vivienda que habite el usuario.

TARIFA Nro. 1-G (Pequeñas Demandas uso General)

Se aplicará a los usuarios de Pequeñas Demandas que no queden encuadrados en las clasificaciones de las Tarifas Nros. 1-R ó 1-A.P.

TARIFA Nro. 1-A.P. - (Pequeñas Demandas - Alumbrado Público)

Se aplicará a los usuarios que utilizan el suministro para el Servicio Público de Señalamiento Luminoso, Iluminación y Alumbrado.

a) Se aplicará para el Alumbrado Público de calles, avenidas, plazas, puentes, caminos y demás vías públicas, como así también para la energía eléctrica que se suministre para los sistemas de señalamiento luminoso para el tránsito.

Regirá además para la iluminación xx xxxxxxx ornamentales, monumentos de propiedad nacional, provincial o municipal y relojes visibles desde la vía pública instalados en xxxxxxxx o edificios gubernamentales, siempre que los consumos respectivos sean registrados con medidores independientes.

b) Las condiciones de suministro para esta Tarifa son las que se definen a continuación:

LA DISTRIBUIDORA celebrará Convenios de Suministro de Energía Eléctrica con los Organismos o Entidades a cargo del Servicio de Alumbrado Público. Si no existiese medición de consumo, se realizará una estimación del mismo, en función de la cantidad de lámparas, del consumo por unidad, y las horas de funcionamiento de las mismas.

c) El usuario pagará un cargo único por energía eléctrica consumida, según se indica en el Cuadro Tarifario Inicial (Subanexo 3), y se recalculará según lo que se establece en el Subanexo 2 de este contrato, PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO TARIFARIO.

CAPITULO 2:

TARIFA Nro. 2 - (Medianas Demandas)

Inciso 1) La Tarifa Nro. 2 se aplicará para cualquier uso de la energía eléctrica a los usuarios de Medianas Demandas, cuya demanda máxima es igual o superior a 10 kW e inferior a 50 kW:

Inciso 2) Antes de iniciarse la prestación del servicio eléctrico, se convendrá con el usuario por escrito la “capacidad de suministro”.

Se definen como “capacidad de suministro” la potencia en kW, promedio de 15 minutos consecutivos, que LA DISTRIBUIDORA pondrá a disposición del usuario en cada punto de entrega.

El valor convenido será válido y aplicable, a los efectos de la facturación del cargo correspondiente, según el acápite a) del Inciso 4), durante un período de 12 meses consecutivos contados a partir de la fecha de habilitación del servicio y en lo sucesivo por ciclos de 12 meses.

Las facturaciones por tal concepto, serán consideradas cuotas sucesivas de una misma obligación.

Transcurrido el plazo de 12 meses consecutivos, la obligación de abonar el importe fijado en el acápite a) del Inciso 4), rige por todo el tiempo en que LA DISTRIBUIDORA brinde su servicio al usuario y hasta tanto este último no comunique por escrito a LA DISTRIBUIDORA su decisión de prescindir parcial o totalmente de la “capacidad de suministro” puesta a su disposición, o bien de solicitar un incremento de la “capacidad de suministro”.

Si habiéndose cumplido el plazo de 12 meses consecutivos por el que se convino la “capacidad de suministro”, el usuario decide prescindir totalmente de la “capacidad de suministro”, sólo podrá pedir la reconexión del servicio si ha transcurrido como mínimo un año de habérselo dado de baja o, en su defecto, LA DISTRIBUIDORA tendrá derecho a exigir que el usuario se avenga a pagar -como máximo- al precio vigente en el momento del pedido de la reconexión, el importe del cargo por “capacidad de suministro” que se le hubiera facturado mientras el servicio estuvo desconectado, a razón de la última “capacidad de suministro” convenida.

Inciso 3) El usuario no podrá utilizar, ni LA DISTRIBUIDORA estará obligada a suministrar potencias superiores a las convenidas.

Si el usuario necesitara una potencia mayor que la convenida de acuerdo con el Inciso 2), deberá solicitar a LA DISTRIBUIDORA un aumento de “capacidad de suministro”. Acordado el aumento, la nueva capacidad de suministro reemplazará a la anterior a partir de la fecha en que ella sea puesta a disposición del usuario y será válida y aplicable a los efectos de la facturación, durante un período de 12 meses consecutivos y en lo sucesivo en ciclos de 12 meses.

Inciso 4) Por el servicio convenido para cada punto de entrega, el usuario pagará:

a) Un cargo por cada kW de “capacidad de suministro” convenida, cualquiera sea la tensión de suministro, haya o no consumo de energía.

b) Un cargo variable por la energía consumida, sin discriminación horaria.

c) Si correspondiere, un recargo por factor de potencia, según se define en el inciso 7).

Los valores iniciales correspondientes a los cargos señalados en a) y b) se indican en el Cuadro Tarifario Inicial (Subanexo 3), y se recalcularán según lo que se establece en el Subanexo 2 de este contrato, PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO TARIFARIO.

Inciso 5) En caso que el usuario tomara una potencia superior a la convenida y sin perjuicio de lo que corresponda para evitar un nuevo exceso, en el período de facturación en que se haya producido la transgresión, LA DISTRIBUIDORA facturará la potencia realmente registrada, más un recargo del 50 % del valor del cargo fijo por kW, aplicado a la capacidad de suministro excedida respecto de la convenida.

Si LA DISTRIBUIDORA considerase perjudiciales las transgresiones del usuario a las capacidades de suministro establecidas, previa notificación, podrá suspenderle la prestación del servicio eléctrico.

Inciso 6) Si la potencia máxima registrada, en más del 30% del total de períodos de facturación dentro de un año calendario, superara el valor de 50 kW, tope máximo de demanda para esta categoría de usuarios, LA DISTRIBUIDORA convendrá con el usuario las condiciones de cambio a la categoría de Grandes Demandas.

Inciso 7) Recargos por factor de potencia. Los cargos que anteceden, rigen para un factor de potencia inductivo (Cos fi) igual o superior a 0,85. LA DISTRIBUIDORA se reserva el derecho de verificar el factor de potencia; en el caso que el mismo fuese inferior a 0,85, está facultada a aumentar los cargos indicados en el Inciso 4), según se indica a continuación:

- Cos fi < de 0,85 hasta 0,75: 10%

- Cos fi < de 0,75: 20%

A tal efecto, LA DISTRIBUIDORA podrá, a su opción, efectuar mediciones instantáneas del factor de potencia con el régimen de funcionamiento y cargas normales de las instalaciones del consumidor, o establecer el valor medio del factor de potencia midiendo la energía reactiva suministrada en el período de facturación.

Si de las mediciones efectuadas surgiese que el factor de potencia es inferior a 0.85, LA DISTRIBUIDORA notificará al usuario tal circunstancia, otorgándole un plazo de sesenta

(60) días para la normalización de dicho factor.

Si una vez transcurrido el plazo aún no se hubiese corregido la anormalidad, LA DISTRIBUIDORA estará facultada a aumentar los cargos indicados en el Inciso 4) a partir de la primer facturación que se emita con posterioridad a la comprobación de la anomalía, y hasta tanto la misma no sea subsanada.

Cuando el valor medio del factor de potencia fuese inferior a 0,60, LA DISTRIBUIDORA, previa notificación, podrá suspender el servicio eléctrico hasta tanto el usuario adecue sus instalaciones a fin de superar dicho valor límite.

CAPITULO 3:

TARIFA Nro. 3 - (Grandes Demandas)

Inciso 1) La Tarifa Nro. 3 se aplicará para cualquier uso de la energía eléctrica a los usuarios cuya demanda máxima sea igual o superior a los 50 kW.

Inciso 2) Antes de iniciarse la prestación del servicio eléctrico, se convendrá con el usuario por escrito la “capacidad de suministro en punta” y la “capacidad de suministro fuera de punta”.

Se definen como “capacidad de suministro en punta” y la “capacidad de suministro fuera de punta”, las potencias en kW, promedio de 15 minutos consecutivos, que LA DISTRIBUIDORA pondrá a disposición del usuario en cada punto de entrega en los horarios “en punta” y “fuera de punta” que se definen en el Acápite e) del Inciso 4).

Cada valor convenido será válido y aplicable, a los efectos de la facturación del cargo correspondiente, según el acápite a) y b) del Inciso 4), durante un período de 12 meses

consecutivos contados a partir de la fecha de habilitación del servicio y en lo sucesivo por ciclos de 12 meses.

Las facturaciones por tal concepto, serán consideradas cuotas sucesivas de una misma obligación.

Transcurrido el plazo de 12 meses consecutivos, la obligación de abonar el importe fijado en el acápite a) del Inciso 4), rige por todo el tiempo en que LA DISTRIBUIDORA brinde su servicio al usuario y hasta tanto este último no comunique por escrito a LA DISTRIBUIDORA su decisión de prescindir parcial o totalmente de la “capacidad de suministro” puesta a su disposición, o bien de solicitar un incremento de la “capacidad de suministro”.

Si habiéndose cumplido el plazo de 12 meses consecutivos por el que se convino la “capacidad de suministro”, el usuario decide prescindir totalmente de la “capacidad de suministro”, sólo podrá pedir la reconexión del servicio si ha transcurrido como mínimo un año de habérselo dado de baja o, en su defecto, LA DISTRIBUIDORA tendrá derecho a exigir que el usuario se avenga a pagar -cómo máximo- al precio vigente en el momento del pedido de la reconexión, el importe del cargo por “capacidad de suministro” que se le hubiera facturado mientras el servicio estuvo desconectado, a razón de la última “capacidad de suministro” convenida.

Cuando el suministro eléctrico sea de distintos tipos, en corriente alterna (en Baja Tensión, en Media Tensión o en Alta Tensión) o en corriente continua, la “capacidad de suministro en punta” y la “capacidad de suministro fuera de punta”, se establecerán por separado para cada uno de estos tipos de suministro y para cada punto de entrega.

Inciso 3) El usuario no podrá utilizar, ni LA DISTRIBUIDORA estará obligada a suministrar, en los horarios de “punta” y “fuera de punta”, potencias superiores a las convenidas, cuando ello implique poner en peligro las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA.

Si el usuario necesitara una potencia mayor que la convenida de acuerdo con el Inciso 2), deberá solicitar a LA DISTRIBUIDORA un aumento de “capacidad de suministro en punta” o de la “capacidad de suministro fuera de punta”. Acordado el aumento, la nueva capacidad de suministro reemplazará a la anterior a partir de la fecha en que ella sea puesta a disposición del usuario y será válida y aplicable a los efectos de la facturación, durante un período de 12 meses consecutivos y en lo sucesivo en ciclos de 12 meses.

Inciso 4) Por el servicio convenido para cada punto de entrega, el usuario pagará:

a) Un cargo por cada kW de “capacidad de suministro” convenida en horas de punta en Baja, Media, o Alta Tensión, haya o no consumo de energía.

b) Un cargo por cada kW de “capacidad de suministro” convenida en horas fuera de punta en Baja, Media, o Alta Tensión, haya o no consumo de energía.

Entiéndese por horas “fuera de punta” los horarios comprendidos en los períodos de “xxxxx nocturno” y “horas restantes”.

Se entiende por suministro en:

- Baja Tensión, los suministros que se atiendan en tensiones de hasta 1 kV inclusive.

- Media Tensión, los suministros que se atiendan en tensiones mayores de 1 kV y menores de 66 kV.

- Alta Tensión, los suministros que se atiendan en tensiones iguales o mayores a 66

kV.

c) Un cargo por la energía eléctrica entregada en el nivel de tensión correspondiente al suministro, de acuerdo con el consumo registrado en cada uno de los horarios tarifarios “en punta”, “xxxxx nocturno” y “horas restantes”.

Los tramos horarios “en punta”, “xxxxx nocturno” y “horas restantes”, serán coincidentes con los fijados por el Despacho Nacional de Cargas para el Mercado Eléctrico Mayorista.

d) Si el suministro se efectúa en corriente continua, un recargo equivalente a un porcentaje del precio de la energía eléctrica rectificada.

e) Si correspondiere, un recargo por factor de potencia, según se define en el inciso 6).

Los valores iniciales correspondientes a los cargos señalados en a), b) y c) se indican en el Cuadro Tarifario Inicial (Subanexo 3), y se recalcularán según lo que se establece en el Subanexo 2 de este contrato, PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO TARIFARIO.

Inciso 5) En caso que el usuario tomara una potencia superior a la convenida y siempre que ello no signifique poner en peligro las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA, ésta considerará la potencia en punta o fuera de punta realmente registrada, como la “capacidad de suministro convenida en punta” o la “capacidad de suministro convenida en fuera de punta”, a la que se hace referencia en el inciso 2 de este capítulo, para los próximos seis (6) meses.

El usuario no podrá prescindir total o parcialmente de esta nueva capacidad de suministro en los seis (6) meses inmediatamente posteriores al período en que se produce el exceso, aunque antes de la finalización de ese período semestral finalice el ciclo de 12 (doce) meses a que hace referencia el inciso 2 de este capítulo.

Una vez finalizado el período de 6(seis) meses, el usuario podrá recontratar la capacidad de suministro en punta y/o fuera de punta. Si así no lo hiciere, LA DISTRIBUIDORA continuará considerando como capacidad de suministro convenida en punta o fuera de punta, la que se registró en oportunidad de producirse el exceso.

Si antes de finalizar el período de 6 (seis) meses, el usuario incurriera en un nuevo exceso que superara la nueva capacidad de suministro convenida, se considerará la potencia registrada como nueva capacidad de suministro convenida en punta o fuera de punta, comenzando un nuevo período de 6 (seis) meses. Los ciclos de 6 (seis) meses en los cuales el usuario no podrá recontratar la capacidad de suministro, se contabilizarán en forma independiente para la capacidad de suministro contratada en punta y la capacidad de suministro contratada fuera de punta.

Inciso 6) Los suministros en corriente alterna estarán sujetos a recargos y penalidades por factor de potencia, según se establece a continuación:

a) Recargos:

Cuando la energía reactiva consumida en un período horario de facturación supere el valor básico del 62% (Tg fi > 0,62) de la energía activa consumida en el mismo período, LA DISTRIBUIDORA está facultada a facturar la energía activa con un recargo igual al 1,50% (uno con cincuenta por ciento) por cada centésimo (0,01) o fracción mayor de cinco milésimos (0,005) de variación de la Tg fi con respecto al precitado valor básico.

Durante los dos (2) primeros años de gestión, LA DISTRIBUIDORA podrá solicitar al ENTE la revisión del mencionado valor básico de la tg fi (0,62). Para ello deberá adjuntar a su solicitud los estudios técnicos, económicos y financieros que sustenten la misma, y aquellos que sean solicitados por el ENTE por considerarlos indispensables para la evaluación.

b) Penalidades:

Cuando el cociente entre la energía reactiva y la energía activa sea igual o superior a 1,34 (factor de potencia menor a 0,60), LA DISTRIBUIDORA, previa notificación, podrá suspender el servicio hasta tanto el usuario adecue sus instalaciones a fin de superar dicho valor límite del factor de potencia.

CAPITULO 4:

DISPOSICIONES ESPECIALES

Inciso 1) SERVICIO ELÉCTRICO DE RESERVA

En los suministros encuadrados en las Tarifas Nros. 2 y 3, LA DISTRIBUIDORA no estará obligada a prestar servicio eléctrico de reserva a usuarios que cuenten con fuente propia de energía, o reciban energía eléctrica de otro ente prestador del servicio público de electricidad o por otro punto de entrega. En caso que se decidiera efectuar dicho tipo de suministro, se convendrá de antemano con el solicitante las condiciones en que se efectuará la prestación.

Inciso 2) APLICACIÓN DE LA TARIFA 2 - MEDIANAS DEMANDAS

La Tarifa Nro. 2 se aplicará transitoriamente en forma opcional a elección de los usuarios, los que podrán optar de acuerdo a los siguientes criterios:

1) Usuarios con demanda máxima igual o mayor a 10 kW y menor a 25 kW.

1.1) Seguir encuadrados en la T.1-G-Pequeñas Demandas.

1.2) Encuadrarse en la T.2-Medianas Demandas. Para lo cual, deberán abonar los gastos de instalación del equipo de medición correspondiente, si no lo poseen.

2) Usuarios con demanda máxima igual o mayor a 25 kW y menor a 50 kW.

2.1) Encuadrarse en la Tarifa Nº 2-Medianas Demandas, manteniéndose transitoriamente en la tarifa 1-G - Pequeñas Demandas, hasta tanto LA DISTRIBUIDORA adecue su medición en el caso que correspondiera.

2.2) Encuadrarse en la Tarifa Nº 3-Grandes Demandas. Para lo cual, de no poseer el equipo de medición adecuado, deberá abonar los gastos de instalación correspondientes.

LA DISTRIBUIDORA podrá proponer al ENTE alternativas para el encuadre definitivo, dentro de un período que no podrá superar los dos (2) años desde la toma de posesión, de todos los usuarios que reúnen las condiciones definidas para esta tarifa.

Inciso 3) TARIFA POR EL SERVICIO DE PEAJE

La Distribuidora deberá permitir a los Grandes Usuarios ubicados en su zona de concesión que efectuaren contratos con Generadores, el uso de sus instalaciones de Distribución, debiendo adecuarlas con el propósito de efectuar la correcta prestación del servicio.

En lo que respecta al servicio de peaje a aplicar por el transporte de energía eléctrica a los Grandes Usuarios, el valor máximo a percibir por el mismo surgirá de aplicar el denominado PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO

TARIFARIO subanexo 2 de este contrato, considerando los siguientes valores para los factores de reducción de precios mayoristas a los niveles de suministro:

KRPA = 0,030 KREA = 0,028

KRPM = 0,079 KREM = 0,072

KRPB = 0,143 KREB = 0,128

De efectuarse contratos particulares por estos servicios la DISTRIBUIDORA deberá informar al ENTE, para su aprobación, las tarifas pactadas.

Inciso 4) APLICACIÓN DE LOS CUADROS TARIFARIOS

El Cuadro Xxxxxxxxx recalculado según lo establecido en el PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO TARIFARIO (Subanexo 2 de este

contrato), podrá ser inmediatamente aplicado para la facturación a los usuarios de LA DISTRIBUIDORA.

Cuando se actualice el Cuadro Tarifario por los motivos detallados en el PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO TARIFARIO

(Subanexo 2 de este contrato), las tarifas nuevas y anteriores serán aplicadas en forma ponderada, teniendo en cuenta los días de vigencia de las mismas, dentro del período de facturación.

LA DISTRIBUIDORA deberá dar amplia difusión a los nuevos valores tarifarios y su fecha de vigencia, para conocimiento de los usuarios.

A su vez, elevará en forma inmediata el nuevo Cuadro Xxxxxxxxx al ENTE para su aprobación, adjuntando para ello la información necesaria para su análisis.

El ENTE, dentro de un plazo no mayor de CINCO (5) días hábiles se expedirá sobre el particular. En caso de no aprobarse el nuevo cuadro tarifario, le será comunicado en forma inmediata a LA DISTRIBUIDORA, quien deberá efectuar dentro de un plazo no mayor de CINCO (5) días hábiles la rectificación que el ENTE le indique, debiendo a su vez, efectuar la refacturación correspondiente, emitiendo las notas de crédito o débito que correspondan.

Inciso 5) FACTURACIÓN

Las facturaciones a usuarios de Tarifa Nro. 1-Pequeñas Demandas uso Residencial y General, se efectuarán con una periodicidad bimestral; mientras que las de tarifas Nros. 1- AP, 2 y 3, Pequeñas demandas - Alumbrado Público, Medianas y Grandes Demandas respectivamente, se realizarán en forma mensual.

Si LA DISTRIBUIDORA lo estima conveniente, podrá elevar a consideración del ENTE una propuesta de modificación de los períodos de facturación, explicitando las razones que avalan tales cambios.

Sin perjuicio de ello, LA DISTRIBUIDORA y el usuario podrán acordar períodos de facturación distintos a los aquí especificados.

CAPITULO 5:

TASA DE REHABILITACIÓN DEL SERVICIO Y CONEXIONES DOMICILIARIAS

Inciso 1) Todo consumidor a quien se le haya suspendido el suministro de energía eléctrica por falta de pago del servicio en el plazo establecido por las disposiciones vigentes, deberá pagar previamente a la rehabilitación del servicio, además de la deuda que dio lugar a la interrupción del suministro, calculada de acuerdo con las normas vigentes, la suma que se establezca en cada cuadro tarifario.

Inciso 2) Previo a la conexión de sus instalaciones los usuarios deberán abonar a LA DISTRIBUIDORA el importe que corresponda en concepto de Conexión Domiciliaria; los valores correspondientes serán indicados en el Cuadro Tarifario respectivo y se aplicarán con el siguiente criterio : si para atender la solicitud de conexión se debe realizar una derivación completa de la red general solo para ese uso, se aplicará el denominado costo de conexión especial. En todos los otros casos, que impliquen un uso compartido de la derivación, se aplicará el denominado costo de conexión común.

Inciso 3) Para la aplicación de los valores a que se hace referencia en el inciso 2), deberán tenerse en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Los importes indicados en el inciso 2) corresponden a las prestaciones que se encuadren en la Tarifa Nº 1-Pequeñas Demandas Uso Residencial o General, con una potencia instalada superior a los 2 KILOWATIOS, o cuya conexión comprenda más de cuatro unidades de consumo, en la Tarifa Nº 2-Medianas Demandas y en la Tarifa Nº 3-Grandes Demandas.

b) Para el caso de las prestaciones encuadradas en la Tarifa Nº 1-Pequeñas Demandas Uso Residencial o General, con una potencia instalada de hasta 2 KILOWATIOS, se aplicará un quinto (1/5) del costo de la conexión correspondiente. Cuando la conexión comprenda más de una y hasta cuatro (4) unidades de consumo, se aplicará el importe resultante de multiplicar un quinto (1/5) del costo de la conexión correspondiente por el número de unidades comprendidas.

c) Si la conexión se refiere sólo a la instalación del medidor, se aplicará 1/5 (un quinto) del costo de una conexión común aérea monofásica, indicado en los respectivos cuadros Tarifarios vigentes.

Inciso 4) Cuando se solicite la conexión de un nuevo usuario en una zona donde no existan instalaciones de distribución, o bien se requiera la ampliación de un suministro existente, para el que deban realizarse modificaciones sustanciales sobre las redes preexistentes y que signifiquen inversiones relevantes, LA DISTRIBUIDORA podrá solicitar al usuario una contribución especial reembolsable, siempre que cuente con la aprobación específica del ENTE, para cada caso particular. Para ello, LA DISTRIBUIDORA deberá presentar al ENTE toda la información técnica y económica necesaria que permita la correspondiente evaluación, como así también la mecánica prevista para el reembolso al usuario.

FORMATO DEL CUADRO TARIFARIO

A APLICAR POR EDENOR S.A. Y EDESUR S.A.

Tarifa Nro. 1 - (Pequeñas Demandas)

T 1-R Uso Residencial

T.1-R1 - Consumo bimestral inferior o igual a 300 kWh.

Unidad Importe

Cargo fijo (haya o no consumo): Cargo variable por energía:

$/bim

$/kWh

.....

.....

T.1-R2 - Consumo bimestral mayor a 300 kWh.

Cargo fijo:

Cargo variable por energía:

$/bim

$/kWh

.....

.....

T 1-G Uso General

T.1-G1 - Consumo bimestral inferior o igual a 1600 kWh.

Cargo fijo (haya o no consumo): Cargo variable por energía:

$/bim

$/kWh

.....

.....

T.1-G2 - Consumo bimestral superior a 1600 kWh e inferior o igual a 4000 kWh.

Cargo fijo:

Cargo variable por energía:

$/bim

$/kWh

.....

.....

T.1-G3 - Consumo bimestral mayor a 4000 kWh.

Cargo fijo:

Cargo variable por energía:

$/bim

$/kWh

.....

.....

T 1-A.P. Alumbrado Público

Cargo variable por energía:	$/kWh	.....
Tarifa Nro. 2 - (Medianas Demandas)
Por capacidad de suministro contratada:	$/kW-mes	…..
Cargo variable por energía:	$/kWh	…..
Tarifa Nro. 3 - (Grandes Demandas)
Por capacidad de suministro contratada en horas de pico:
-En Baja Tensión	$/kW-mes	.....
-En Media Tensión	$/kW-mes	.....
-En Alta Tensión	$/kW-mes	.....
Por Capacidad de suministro contratada en horas fuera de pico:
-En Baja Tensión	$/kW-mes	.....
-En Media Tensión	$/kW-mes	.....
-En Alta Tensión	$/kW-mes	.....
Por consumo de energía:
-En Baja Tensión:
Periodo horas restantes	$/kWh	…..
Período horas xx xxxxx nocturno	$/kWh	…..

Período horas de punta	$/kWh	…..
-En Media Tensión:
Periodo horas restantes	$/kWh	…..
Período horas xx xxxxx nocturno	$/kWh	…..
Período horas de punta	$/kWh	…..
-En Alta Tensión:
Periodo horas restantes	$/kWh	…..
Período horas xx xxxxx nocturno	$/kWh	…..
Período horas de punta	$/kWh	…..
Por la energía reactiva
Recargo por cada centésimo de Tg fi mayor de 0,62 por la energía reactiva en exceso del 62%, aplicado sobre el total de la energía activa	%	1,50
Por entrega en corriente continua
Recargo por entrega en corriente continua	%	22,50
SERVICIO DE REHABILITACIÓN
Por cada servicio interrumpido por falta de pago:
Tarifa N° 1 Uso Residencial Tarifa N° 1 Uso General y A.P. Tarifa N° 2 y 3	$ ...... $ ...... $ ......
CONEXIONES DOMICILIARIAS
a) Conexiones comunes por usuarios:
-Aéreas monofásicas -Subterráneas monofásicas -Aéreas trifásicas -Subterráneas trifásicas	$ ...... $ ...... $ ...... $ ......

b) Conexiones especiales por usuario:

-Aéreas monofásicas

-Subterráneas monofásicas

$ ......

$ ......

-Aéreas trifásicas

-Subterráneas trifásicas

$ ......

$ ......

SUBANEXO 2

PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL CUADRO TARIFARIO

El Cuadro Tarifario se calculará en base a:

. El precio de la potencia y energía en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM (contratos a término entre el distribuidor y los generadores, y mercado spot).

. Los costos propios de distribución vigentes.

. Los factores de aplicación descriptos en el punto C) del presente Procedimiento.

Dicho Cuadro Tarifario se recalculará cuando se produzcan variaciones en los precios xxx Xxxxxxx Eléctrico Mayorista (MEM), cuando corresponda actualizar los costos propios de distribución (de acuerdo a lo detallado en el punto D) del presente Procedimiento), y cuando corresponda aplicar los factores indicados en el punto C) del presente Procedimiento. Estas serán las únicas variaciones que podrán trasladarse a las tarifas a usuarios y lo serán en las oportunidades y frecuencias que mas abajo se indican.

1.- Las variaciones de los precios mayoristas de la electricidad que se reconocerán y trasladarán a las tarifas son:

a) Variaciones del precio medio estacional (mercado spot), calculado por el Organismo Encargado del Despacho (Despacho Nacional de Cargas, DNDC), como consecuencia de la programación semestral y de su revisión trimestral.

b) Actualización de los precios contenidos en los contratos de suministro transferidos por Segba S.A. a LA DISTRIBUIDORA.

2.- Los costos propios de distribución se recalcularán cada 6 (seis) meses y tendrán plena vigencia en los 6 (seis) meses siguientes a la fecha de actualización. La primera de ellas será al inicio del mes número 9 (nueve), contado a partir de la fecha de la toma de Posesión.

Los criterios para actualizar los costos propios de distribución se indican en el punto D) del presente Procedimiento.

Todos los costos antes mencionados se calcularán y recalcularán en dólares estadounidenses. El Cuadro Tarifario recalculado o resultante, se expresará en el momento de su aplicación para la facturación a los usuarios, en pesos ($), teniendo en cuenta para

ello la relación para la convertibilidad al peso, establecida en el Artículo 3º del Decreto N° 2128/91 o sus modificatorios.

A continuación se describen los Procedimientos para la determinación del Cuadro Tarifario.

A) CALCULO DEL PRECIO DE LA POTENCIA Y ENERGÍA COMPRADA EN EL MERCADO MAYORISTA (MERCADO SPOT Y CONTRATOS A TERMINO).

A.1) PRECIO DE LA POTENCIA

Ppot = Pps

Donde:

Ppot - Precio de la potencia en el mercado mayorista a transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios, expresado en U$S/kW-mes.

Pps - Precio de la potencia en el mercado spot, expresado en U$S/kW-mes.

A.2) PRECIO DE LA ENERGÍA PARA CADA TRAMO HORARIO (HORAS DE PICO, XXXXX Y RESTANTES)

Pei = (y1i+y3i)*Pesi + y2i*(Pecti-Pps/720) + Pf

Donde:

Pei - Precio de la energía en el mercado mayorista en el horario i, a transferir a los parámetros de las tarifas a usuarios, expresado en U$S/kWh.

Pesi - Precio de la energía en el mercado spot en el horario i, expresado en U$S/kWh.

Pecti - Precio de la energía en el horario i en los contratos transferidos, expresado en U$S/kWh.

Pf - sobreprecio de 0,003 U$S/kWh que debe aportar LA DISTRIBUIDORA al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica creado por ley 24.065.

Durante el período de vigencia original de los contratos transferidos se reconocerá a los efectos del cálculo de las tarifas a usuarios el precio de la energía establecido en dichos contratos aún cuando las partes lo modificaran.

y1i - participación de la compra de energía en el mercado spot, respecto al total de compras de energía en el mercado eléctrico mayorista, en el horario i.

y2i - participación de la compra de energía bajo contratos transferidos, respecto al total de compras de energía en el mercado eléctrico mayorista, en el horario i.

y3i - participación de la compra de energía bajo contratos posteriores a la transferencia respecto al total de compras de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, en el horario i.

i - horas de punta (p), xxxxx (v) o restantes (r). Los horarios en que deberán considerarse estos tramos serán los que determine el Organismo Encargado del Despacho (DNDC), para las transacciones al nivel mayorista.

Durante el período de vigencia original de los contratos transferidos se reconocerá, a los efectos del cálculo de las tarifas a usuarios, la cantidad de energía establecida en dichos contratos aún cuando las partes lo modificaran.

B) CALCULO DE LOS PARÁMETROS DEL CUADRO TARIFARIO

Los parámetros tarifarios calculados de acuerdo a los procedimientos contenidos en esta sección, se aplicarán afectados de los factores KAPL que se describen en el punto C) del presente.

B.1) PEQUEÑAS DEMANDAS - USO RESIDENCIAL (tarifa 1-R)

Para usuarios encuadrados en la tarifa de Pequeñas Demandas, Uso Residencial (1-R), descripta en el “Régimen Tarifario”, se aplicarán 2 (dos) tarifas distintas de acuerdo al consumo bimestral registrado.

Cada tarifa se compondrá de un cargo fijo bimestral y un cargo variable por unidad de energía consumida.

Los consumos bimestrales en los que se aplicará cada tarifa son los siguientes:

. hasta 300 kWh/bimestre inclusive (tarifa 1-R1)

. mayores de 300 kWh/bimestre (tarifa 1-R2)

B.1.1) Cargos fijos bimestrales

. Tarifa 1-R1

CFR1 = Ppot*KRPB*KMPR1 + CDFR1

donde:

CFR1 : Cargo fijo bimestral que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales de hasta 300 kWh, expresado en U$S/bimestre.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

KMPR1 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la potencia, en el cargo fijo de los usuarios encuadrados en tarifa 1-R1. Este valor no estará sujeto a variación.

CDFR1 : costo propio de distribución asignable al cargo fijo de la tarifa 1-R1, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

Los valores que se aplicarán al inicio de la vigencia de este procedimiento son los siguientes:

Ppot : Se calculará de acuerdo a A.1), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

KMPR1 = 0,43 kW-mes/bimestre CDFR1 = 2,86 U$S/bimestre

. Tarifa 1-R2

CFR2 = Ppot*KRPB*KMPR2 + CDFR2

donde:

CFR2 : Cargo fijo bimestral que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales mayores a 300 kWh, expresado en U$S/bimestre.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

KMPR2 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la potencia en el cargo fijo de la tarifa 1-R2. Se calculará con la siguiente expresión:

KMPR2 = 1,79*(Ppot*cp1+Pep*cep1+Per*cer1+Pev*cev1+CDMR)/ (Ppot*cp2+Pep*cep2+Per*cer2+Pev*cev2)

cp1	=	0,49	kW-mes/bimestre
cep1	=	91	kWh/bimestre
cer1	=	213	kWh/bimestre
cev1	=	34	kWh/bimestre
cp2	=	2,05	kW-mes/bimestre
cep2	=	61	kWh/bimestre
cer2	=	227	kWh/bimestre
cev2	=	51	kWh/bimestre

CDMR : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-R1 y 1-R2 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

CDFR2 : costo propio de distribución asignable al cargo fijo de la tarifa 1-R2, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot, Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.1) y A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

CDFR2 = 9,54 U$S/bimestre

CDMR = 4,11 U$S/bimestre

B.1.2) Cargos variables

. Tarifa 1-R1

CVR1 = (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv) * KREB * KMER1 + CDVR1

donde:

CVR1 : cargo variable que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales menores o iguales a 300 kWh, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yp : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas de punta respecto al total.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yr : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas restantes respecto al total.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yv : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas xx xxxxx respecto al total.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDVR1 : costo propio de distribución asignable al cargo variable de la tarifa 1-R1, expresado en U$S/kWh. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

KMER1 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la energía en el cargo variable de los usuarios encuadrados en tarifa 1-R1. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

Yp = 0,27

Yr = 0,63

Yv = 0,10

KREB = 1.128

CDVR1 = 0.040 U$S/kWh KMER1 = 1,00

. Tarifa 1-R2

CVR2 = (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv) * KREB * KMER2 + CDVR2

donde:

CVR2 : cargo variable que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales mayores a 300 kWh, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yp : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas de punta respecto al total.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yr : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas restantes respecto al total.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yv : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas xx xxxxx respecto al total.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDVR2 : costo propio de distribución asignable al cargo variable de la tarifa 1-R2, expresado en U$S/kWh. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

KMER2 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la energía en el cargo variable de los usuarios encuadrados en tarifa 1-R2. Se calculará con la siguiente expresión:

KMER2 = (Ppot*cp3 + Pep*cep3+Per*cer3+Pev*cev3 + CDMR)/ (Ppot*cp4 + Pep*cep4+Per*cer4+Pev*cev4)

cp3	=	0,49	kW-mes/bimestre
cep3	=	91	kWh/bimestre
cer3	=	213	kWh/bimestre
cev3	=	34	kWh/bimestre
cp4	=	2,05	kW-mes/bimestre
cep4	=	61	kWh/bimestre
cer4	=	227	kWh/bimestre
cev4	=	51	kWh/bimestre

CDMR : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-R1 y 1-R2 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot, Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.1) y A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

Yp = 0,18

Yr = 0,67

Yv = 0,15

KREB = 1.128

CDVR2 = 0.004 U$S/kWh

CDMR = 4,11 U$S/bimestre

B.2) PEQUEÑAS DEMANDAS - USO GENERAL (tarifa 1-G)

Para usuarios encuadrados en la tarifa de Pequeñas Demandas, Uso General (1-G), descripta en el “Régimen Tarifario”, se aplicarán 3 (tres) tarifas distintas de acuerdo al consumo bimestral registrado.

Cada tarifa se compondrá de un cargo fijo bimestral y un cargo variable por unidad de energía consumida.

Los consumos bimestrales en los que se aplicará cada tarifa son los siguientes:

. hasta 1600 kWh/bimestre inclusive (tarifa 1-G1)

. desde 1601 kWh/bimestre hasta 4000 kWh/bimestre inclusive (tarifa 1-G2)

. desde 4001 kWh/bimestre (tarifa 1-G3)

Los cargos fijos y variables se determinarán de acuerdo a las siguientes expresiones:

B.2.1) Cargos fijos bimestrales

. Tarifa 1-G1

CFG1 = Ppot*KRPB*KMPG1 + CDFG1

donde:

CFG1 : Cargo fijo bimestral que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales de hasta 1600 kWh, expresado en U$S/bimestre.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

KMPG1 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la potencia en el cargo fijo de los usuarios encuadrados en tarifa 1-G1. Este valor no estará sujeto a variación.

CDFG1 : costo propio de distribución asignable al cargo fijo de la tarifa 1-G1, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot : Se calculará de acuerdo a A.1), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

KMPG1 = 1,02 kW-mes/bimestre CDFG1 = 4,53 U$S/bimestre

. Tarifa 1-G2

CFG2 = Ppot*KRPB*KMPG2 + CDFG2

donde:

CFG2 : Cargo fijo bimestral que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales mayores a 1600 kWh y menores o iguales a 4000 kWh, expresado en U$S/bimestre.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

KMPG2 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la potencia en el cargo fijo de los usuarios encuadrados en tarifa 1-G2. Se calculará con la siguiente expresión:

KMPG2 = 7,48*(Ppot*cp5+Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5+ CDMG1)/ (Ppot*cp6+Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)

cp5	=	1,17	kW-mes/bimestre
cep5	=	90	kWh/bimestre
cer5	=	1570	kWh/bimestre
cev5	=	144	kWh/bimestre
cp6	=	8,55	kW-mes/bimestre
cep6	=	199	kWh/bimestre
cer6	=	1480	kWh/bimestre
cev6	=	126	kWh/bimestre

CDMG1 : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-G1 y 1-G2 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

CDFG2 : costo propio de distribución asignable al cargo fijo de la tarifa 1-G2, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot, Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.1) y A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

CDMG1 = 16,70 U$S/bimestre CDFG2 = 33,02 U$S/bimestre

. Tarifa 1-G3

CFG3 = Ppot*KRPB*KMPG3 + CDFG3

donde:

CFG3 : Cargo fijo bimestral que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales mayores a 4000 kWh, expresado en U$S/bimestre.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

KMPG3 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la potencia en el cargo fijo de los usuarios encuadrados en tarifa 1-G3. Se calculará con la siguiente expresión:

KMPG3=20*(KMPG2*(Ppot*cp7+Pep*cep7+Per*cer7+Pev*cev7)/7,48

+ CDMG2)/(Ppot*cp8+Pep*cep8+Per*cer8+Pev*cev8)

cp7	=	8,55	kW-mes/bimestre
cep7	=	496	kWh/bimestre
cer7	=	3700	kWh/bimestre
cev7	=	316	kWh/bimestre
cp8	=	22,86	kW-mes/bimestre
cep8	=	632	kWh/bimestre
cer8	=	2933	kWh/bimestre
cev8	=	948	kWh/bimestre

KMPG2 = 7,48*(Ppot*cp5+Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5+ CDMG1)/ (Ppot*cp6+Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)

cp5	=	1,17	kW-mes/bimestre
cep5	=	90	kWh/bimestre
cer5	=	1570	kWh/bimestre
cev5	=	144	kWh/bimestre
cp6	=	8,55	kW-mes/bimestre
cep6	=	199	kWh/bimestre
cer6	=	1480	kWh/bimestre
cev6	=	126	kWh/bimestre

CDMG2 : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-G2 y 1-G3 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en

U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

CDMG1 : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-G1 y 1-G2 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

CDFG3 : costo propio de distribución asignable al cargo fijo de los usuarios encuadrados en tarifa 1-G3, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot, Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.1) y A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

CDMG2 = 35,09 U$S/bimestre CDMG1 = 16,70 U$S/bimestre CDFG3 = 88,32 U$S/bimestre

B.2.2) Cargos variables

. Tarifa 1-G1

CVG1 = (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv) * KREB * KMEG1 + CDVG1

donde:

CVG1 : cargo variable que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales menores o iguales a 1600 kWh, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yp : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas de punta respecto al total.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yr : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas restantes respecto al total.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx, calculado de acuerdo al punto A.2) del presente.

Yv : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas xx xxxxx respecto al total.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDVG1 : costo propio de distribución asignable al cargo variable de la tarifa 1-G1, expresado en U$S/kWh. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

KMEG1 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la energía en el cargo variable de los usuarios encuadrados en tarifa 1-G1. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

Yp = 0,05

Yr = 0,87

Yv = 0,08

KREB = 1,128

CDVG1 = 0,061 U$S/kWh

KMEG1 = 1,00

. Tarifa 1-G2

CVG2 = (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv) * KREB * KMEG2 + CDVG2

donde:

CVG2 : cargo variable que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales mayores a 1600 kWh y menores o iguales a 4000 kWh, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yp : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas de punta respecto al total.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yr : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas restantes respecto al total.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yv : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas xx xxxxx respecto al total.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDVG2 : costo propio de distribución asignable al cargo variable de la tarifa 1-G2, expresado en U$S/kWh. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

KMEG2 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la energía en el cargo variable de la tarifa 1-G2. Se calculará con la siguiente expresión:

KMEG2 = (Ppot*cp5+Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5 + CDMG1)/ (Ppot*cp6+Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)

cp5	=	1,17	kW-mes/bimestre
cep5	=	90	kWh/bimestre
cer5	=	1570	kWh/bimestre
cev5	=	144	kWh/bimestre
cp6	=	8,55	kW-mes/bimestre
cep6	=	199	kWh/bimestre
cer6	=	1480	kWh/bimestre
cev6	=	126	kWh/bimestre

CDMG1 : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-G1 y 1-G2 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

Yp = 0,11

Yr = 0,82

Yv = 0,07

KREB = 1,128

CDMG1 = 16,70 U$S/bimestre CDVG2 = 0.033 U$S/kWh

. Tarifa 1-G3

CVG3 = (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv) * KREB * KMEG3 + CDVG3

donde:

CVG3 : cargo variable que se aplicará a usuarios con consumos bimestrales mayores a 4000 kWh, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yp : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas de punta respecto al total.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yr : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas restantes respecto al total.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yv : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas xx xxxxx respecto al total.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDVG3 : costo propio de distribución asignable al cargo variable de la tarifa 1-G3, expresado en U$S/kWh. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

KMEG3 : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la energía en el cargo variable de los usuarios encuadrados en tarifa 1-G3. Se calculará con la siguiente expresión:

KMEG3 = (KMEG2 * (Ppot*cp7+Pep*cep7+Per*cer7+Pev*cev7) + CDMG2) / (Ppot*cp8+Pep*cep8+Per*cer8+Pev*cev8)

cp7	=	8,55	kW-mes/bimestre
cep7	=	496	kWh/bimestre
cer7	=	3700	kWh/bimestre
cev7	=	316	kWh/bimestre
cp8	=	22,86	kW-mes/bimestre
cep8	=	632	kWh/bimestre
cer8	=	2933	kWh/bimestre
cev8	=	948	kWh/bimestre

KMEG2 = (Ppot*cp5 + Pep*cep5+Per*cer5+Pev*cev5 + CDMG1) / (Ppot*cp6 + Pep*cep6+Per*cer6+Pev*cev6)

cp5	=	1,17	kW-mes/bimestre
cep5	=	90	kWh/bimestre
cer5	=	1570	kWh/bimestre
cev5	=	144	kWh/bimestre
cp6	=	8,55	kW-mes/bimestre
cep6	=	199	kWh/bimestre
cer6	=	1480	kWh/bimestre
cev6	=	126	kWh/bimestre

CDMG2 : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-G2 y 1-G3 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

CDMG1 : diferencia de los costos propios de distribución asignables a los parámetros de las tarifas 1-G1 y 1-G2 en el límite de aplicación de las mismas, expresado en U$S/bimestre. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

Yp = 0,14

Yr = 0,65

Yv = 0,21

KREB = 1,128

CDMG2 = 35,09 U$S/bimestre CDMG1 = 16,70 U$S/bimestre CDVG3 = 0.010 U$S/kWh

B.3) PEQUEÑAS DEMANDAS - ALUMBRADO PUBLICO (tarifa 1-AP)

Para usuarios encuadrados en la tarifa de Pequeñas Demandas, Uso Alumbrado Público (1- AP), descripta en el “Régimen Tarifario”, se aplicará 1 (una) única tarifa.

La misma se compondrá únicamente de un cargo variable que se aplicará a cada unidad de energía consumida.

El cargo variable se determinará de acuerdo a la siguiente expresión:

B.3.1) Cargo variable

CVA = Ppot*KRPB*KMA + (Pep*Yp+Per*Yr+Pev*Yv)*KREB + CDA

donde:

CVA : Cargo variable de la tarifa 1-AP, expresado en U$S/kWh.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

KMA : Coeficiente que representa la incidencia del precio mayorista de la potencia en el cargo variable de la tarifa 1-AP. Este valor no estará sujeto a variación.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yp : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas de punta respecto al total.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yr : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas restantes respecto al total.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yv : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas xx xxxxx respecto al total.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDA : costo propio de distribución asignable al cargo variable de la tarifa 1-AP, expresado en U$S/kWh. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot, Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.1) y A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

KMA = 0,0034 kW-mes/kWh Yp = 0,33

Yr = 0,00

Yv = 0,67

KREB = 1,128

CDA = 0,020 U$S/kWh

B.4) MEDIANAS DEMANDAS (tarifa 2)

Para usuarios encuadrados en la tarifa de Medianas Demandas (Tarifa T2), descripta en el “Régimen Tarifario”, se aplicará una tarifa única, que se compondrá de un cargo fijo mensual por capacidad de suministro contratada en tramo horario único y un cargo variable por unidad de energía consumida en tramo horario único.

Los cargos fijo y variable se determinarán de acuerdo a las siguientes expresiones:

B.4.1) Cargo fijo mensual por capacidad de suministro contratada.

CFMD = Ppot*KRPB + CDFMD

donde:

CFMD : Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada, expresado en U$S/kW-mes.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDFMD : costo propio de distribución asignable al cargo fijo de la tarifa 2, expresado en U$S/kW-mes. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto

D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot : Se calculará de acuerdo a A.1), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

CDFMD = 4,90 U$S/kW-mes

B.4.2) Cargo variable por unidad de energía consumida.

CVMD = (Pep*Yp+Per*Yr+Pev* Yv) * KREB + CDVMD

donde:

CVMD : cargo variable de la tarifa 2, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yp : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas de punta respecto al total.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yr : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas restantes respecto al total.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

Yv : participación del consumo de los usuarios de esta categoría en horas xx xxxxx respecto al total.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDVMD : costo propio de distribución asignable al cargo variable de la tarifa 2, expresado en U$S/kWh. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep, Per y Pev : Se calcularán de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

Yp = 0,14

Yr = 0,65

Yv = 0,21

KREB = 1,128

CDVMD = 0,020 U$S/kWh

B.5) GRANDES DEMANDAS EN BAJA TENSION (tarifa 3-BT)

Para usuarios encuadrados en la tarifa de Grandes Demandas en Baja Tensión (3-BT), descripta en el “Régimen Tarifario”, se aplicará una tarifa única que se compondrá de 2 (dos) cargos fijos mensuales por capacidad de suministro contratada en horas de punta y fuera de punta, y 3 (tres) cargos variables por unidad de energía consumida en horas de punta, xx xxxxx nocturno y restantes.

Los horarios en que deberán considerarse los tramos mencionados serán coincidentes con los que determine el DNDC, para las transacciones al nivel mayorista.

Los cargos fijos y variables se determinarán de acuerdo a las siguientes expresiones:

B.5.1) Cargo fijo mensual por capacidad de suministro contratada en horas de punta.

CFPGB = Ppot*KRPB + CDFPGB

donde:

CFPGB : Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas de punta, expresado en U$S/kW-mes.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPB : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDFPGB : costo propio de distribución asignable al cargo por potencia en horas de punta de la tarifa 3-BT, expresado en U$S/kW-mes. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot : Se calculará de acuerdo a A.1), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPB = 1,143

CDFPGB = 5,30 U$S/kW(punta)-mes

B.5.2) Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta.

CFFGB = CDFFGB

donde:

CFFGB : Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta, expresado en U$S/kW-mes.

CDFFGB : costo propio de distribución asignable al cargo por potencia en horas fuera de punta de la tarifa 3-BT, expresado en U$S/kW-mes. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes: CDFFGB = 4,81 U$S/kW(f/punta)-mes

B.5.3) Cargo variable por consumo de energía en horas de punta

CVPGB = Pep * KREB

donde:

CVPGB : cargo variable por consumo de energía en horas de punta, de la tarifa 3-BT, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREB = 1,128

B.5.4) Cargo variable por consumo de energía en horas xx xxxxx nocturno

CVVGB = Pev * KREB

donde:

CVVGB : cargo variable por consumo de energía en horas xx xxxxx nocturno, de la tarifa 3- BT, expresado en U$S/kWh.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx nocturno, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pev se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREB = 1,128

B.5.5) Cargo variable por consumo de energía en horas restantes

CVRGB = Per * KREB

donde:

CVRGB : cargo variable por consumo de energía en horas restantes, de la tarifa 3-BT, expresado en U$S/kWh.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREB : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de baja tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Per se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREB = 1,128

B.6) GRANDES DEMANDAS EN MEDIA TENSION (tarifa 3-MT)

Para usuarios encuadrados en la tarifa de Grandes Demandas en Media Tensión (3- MT), descripta en el “Régimen Tarifario”, se aplicará una tarifa única que se compondrá de 2 (dos) cargos fijos mensuales por capacidad de suministro contratada en horas de punta y fuera de punta, y 3 (tres) cargos variables por unidad de energía consumida en horas de punta, xx xxxxx nocturno y restantes.

Los horarios en que deberán considerarse los tramos mencionados serán coincidentes con los que determine el DNDC, para las transacciones al nivel mayorista.

Los cargos fijos y variables se determinarán de acuerdo a las siguientes expresiones:

B.6.1) Cargo fijo mensual por capacidad de suministro contratada en horas de punta.

CFPGM = Ppot*KRPM + CDFPGM

donde:

CFPGM : Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas de punta, expresado en U$S/kW-mes.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPM : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de media tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDFPGM : costo propio de distribución asignable al cargo por potencia en horas de punta de la tarifa 3-MT, expresado en U$S/kW-mes. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot : Se calculará de acuerdo a A.1), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPM = 1,079

CDFPGM = 2,34 U$S/kW(punta)-mes

B.6.2) Cargo fijo mensual por capacidad de suministro contratada en horas fuera de punta.

CFFGM = CDFFGM

donde:

CFFGM : Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta, expresado en U$S/kW-mes.

CDFFGM : costo propio de distribución asignable al cargo por potencia en horas fuera de punta de la tarifa 3-MT, expresado en U$S/kW-mes. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes: CDFFGM = 2,66 U$S/kW(f/punta)-mes

B.6.3) Cargo variable por consumo de energía en horas de punta

CVPGM = Pep * KREM

donde:

CVPGM : cargo variable por consumo de energía en horas de punta, de la tarifa 3-MT, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREM : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de media tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREM = 1,072

B.6.4) Cargo variable por consumo de energía en horas xx xxxxx nocturno

CVVGM = Pev * KREM

donde:

CVVGM : cargo variable por consumo de energía en horas xx xxxxx nocturno, de la tarifa 3- MT, expresado en U$S/kWh.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx nocturno, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREM : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de media tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pev se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREM = 1,072

B.6.5) Cargo variable por consumo de energía en horas restantes

CVRGM = Per * KREM

donde :

CVRGM : cargo variable por consumo de energía en horas restantes, de la tarifa 3-MT, expresado en U$S/kWh.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREM : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de media tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Per : se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREM = 1,072

B.7) GRANDES DEMANDAS EN ALTA TENSION (tarifa 3-AT)

Para usuarios encuadrados en la tarifa de Grandes Demandas en Alta Tensión (3-AT), descripta en el “Régimen Tarifario”, se aplicará una tarifa única que se compondrá de 2 (dos) cargos fijos mensuales por capacidad de suministro contratada en horas de punta y fuera de punta, y 3 (tres) cargos variables por unidad de energía consumida en horas de punta, xx xxxxx nocturno y restantes.

Los horarios en que deberán considerarse los tramos mencionados serán coincidentes con los que determine el DNDC, para las transacciones al nivel mayorista.

Los cargos fijos y variables se determinarán de acuerdo a las siguientes expresiones:

B.7.1) Cargo fijo mensual por capacidad de suministro contratada en horas de punta.

CFPGA = Ppot*KRPA + CDFPGA

donde :

CFPGA : Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas de punta, expresado en U$S/kW-mes.

Ppot : Precio de la potencia adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista, calculada según A.1) del presente.

KRPA : factor de reducción del precio mayorista de la potencia al nivel de alta tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

CDFPGA : costo propio de distribución asignable al cargo por potencia en horas de punta de la tarifa 3-AT, expresado en U$S/kW-mes. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Ppot : Se calculará de acuerdo a A.1), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KRPA = 1,03

CDFPGA = 0,46 U$S/kW(punta)-mes

B.7.2) Cargo fijo mensual por capacidad de suministro contratada en horas fuera de punta.

CFFGA = CDFFGA

donde :

CFFGA : Cargo fijo mensual por unidad de potencia contratada en horas fuera de punta, expresado en U$S/kW-mes.

CDFFGA : costo propio de distribución asignable al cargo por potencia en horas fuera de punta de la tarifa 3-AT, expresado en U$S/kW-mes. Este valor se recalculará de acuerdo al procedimiento indicado en el punto D) del presente.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes: CDFFGA = 0,40 U$S/kW(f/punta)-mes

B.7.3) Cargo variable por consumo de energía en horas de punta

CVPGA = Pep * KREA

donde:

CVPGA : cargo variable por consumo de energía en horas de punta, de la tarifa 3-AT, expresado en U$S/kWh.

Pep : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas de punta, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREA : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de alta tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pep se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREA = 1,028

B.7.4) Cargo variable por consumo de energía en horas xx xxxxx nocturno

CVVGA = Pev * KREA

donde:

CVVGA : cargo variable por consumo de energía en horas xx xxxxx nocturno, de la tarifa 3- AT, expresado en U$S/kWh.

Pev : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas xx xxxxx nocturno, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREA : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de alta tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Pev se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREA = 1,028

B.7.5) Cargo variable por consumo de energía en horas restantes

CVRGA = Per * KREA

donde:

CVRGA : cargo variable por consumo de energía en horas restantes, de la tarifa 3-AT, expresado en U$S/kWh.

Per : precio de la energía adquirida por LA DISTRIBUIDORA en el mercado mayorista en las horas restantes, calculado de acuerdo al punto A.2), del presente.

KREA : factor de reducción del precio mayorista de la energía al nivel de alta tensión. Este valor no estará sujeto a variación.

Los valores iniciales de aplicación son los siguientes:

Per se calculará de acuerdo a A.2), con los valores de la programación estacional vigente, elaborada por el Organismo Encargado del Despacho (DNDC).

KREA = 1,028

C) FACTORES DE APLICACION

Los cargos fijos y variables de la Tarifa Pequeñas Demandas - Uso Residencial para consumos bimestrales inferiores o iguales a 300 kWh (T.1-R1), calculados de acuerdo a las expresiones que se indican en B.1), B.5), B.6) y B.7) del presente documento, se aplicarán afectados por los factores KAPL de acuerdo a los siguientes criterios:

KAPL = 0,70 desde la toma de posesión hasta finalizar el mes número 8 (ocho), inmediatamente posterior a la toma de posesión.

KAPL = 0,80 desde el inicio del mes número 9 (nueve) inmediatamente posterior a la toma de posesión, hasta finalizar el mes número 14 (catorce), inmediatamente posterior a la toma de posesión.

KAPL = 0,90 desde el inicio del mes número 15 (quince) inmediatamente posterior a la toma de posesión, hasta finalizar el mes número 20 (veinte), inmediatamente posterior a la toma de posesión.

KAPL = 1,00 desde el inicio del mes número 21 (veintiuno) inmediatamente posterior a la toma de posesión, hasta finalizar la vigencia de este Procedimiento.

D) RECALCULO Y ACTUALIZACION DE LOS COSTOS DE DISTRIBUCION, COSTOS DE CONEXION Y SERVICIO DE REHABILITACION

Los costos propios de distribución, los costos de conexión y el servicio de rehabilitación se recalcularán una vez por cada período anual y tendrán vigencia en los 6 (seis) meses siguientes al recálculo o actualización. La fecha para la primera de ellas será al iniciar el mes número 9 (nueve) inmediatamente posterior a la entrada en vigencia de este Procedimiento. Se utilizará la siguiente expresión:

CDi,j,n = ( PMn*0,67/PMo + PCn*0,33/PCo ) * CDi,j,o

donde:

CDi,j,n : costo de distribución del parámetro tarifario i, de la tarifa j, el costo de conexión o el servicio de rehabilitación en el período n (período de 6 (seis) meses).

PMn : índice de precios al por mayor de productos industriales de los Estados Unidos de América, tomado por la junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal del Gobierno de los Estados Unidos de América, correspondiente al mes “m-2”, siendo “m” el primer mes del período n (período de 6 (seis) meses).

PMo : índice de precios al por mayor de productos industriales de los Estados Unidos de América, tomado por la junta de Gobernadores del Sistema de la Reserva Federal del Gobierno de los Estados Unidos de América, correspondiente al mes “k-2”, siendo “k” el mes de Toma de Posesión.

PCn : índice de precios al consumidor final en los Estados Unidos de América, denominado Consummer Price Index (CPI), del “U.S.- Bureau of Labor Statistics”, correspondiente al mes “m-2”, siendo “m” el primer mes del período n (período de seis (6) meses).

PCo : índice de precios al consumidor final de los Estados Unidos de América, denominado Consummer Price Index (CPI), del “U.S.- Bureau of Labor Statistics”, correspondiente al mes “k-2”, siendo “k” el mes de la Toma de Posesión.

CDi,j,o : costo de distribución inicial del parámetro tarifario i, de la tarifa j (valores contenidos en el presente), o el costo de conexión o el servicio de rehabilitación iniciales (valores contenidos en el Cuadro Tarifario Inicial - Régimen Tarifario).

SUBANEXO 3

CUADRO TARIFARIO INICIAL

El Cuadro Tarifario Inicial será aplicado por LA DISTRIBUIDORA y tendrá plena vigencia desde la fecha de TOMA DE POSESION; con posterioridad se aplicará el PROCEDIMIENTO PARA EL CALCULO DEL CUADRO TARIFARIO, Subanexo 2,

para recalcular los valores del Cuadro Tarifario Inicial, cada vez que corresponda. La primera oportunidad coincidirá con la revisión trimestral del precio de la energía eléctrica en el Mercado Spot, xxx Xxxxxxx Eléctrico Mayorista (MEM), inmediatamente posterior a la toma de posesión.

CUADRO TARIFARIO INICIAL

A APLICAR POR EDENOR S.A. y EDESUR S.A.

Tarifa Nro. 1 - (Pequeñas Demandas)

T 1-R Uso Residencial

T.1-R1 - Consumo bimestral inferior o igual a 300 kWh.

Unidad Importe

Cargo fijo (haya o no consumo): Cargo variable por Energía:

$/bim

$/kWh

2,54

0,061

T.1-R2 - Consumo bimestral mayor a 300 kWh.

Cargo fijo:

Cargo variable por Energía:

$/bim

$/kWh

13,04

0,056

T 1-G Uso General

T.1-G1 - Consumo bimestral inferior o igual a 1600 kWh.

Cargo fijo (haya o no consumo): Cargo variable por Energía:

$/bim

$/kWh

6,35

0,108

T.1-G2 - Consumo bimestral superior a 1600 kWh e inferior o igual a 4000 kWh.

Cargo fijo:

Cargo variable por Energía:

$/bim

$/kWh

47,14

0,083

T.1-G3 - Consumo bimestral mayor a 4000 kWh.
Cargo fijo:	$/bim	127,91
Cargo variable por Energía:	$/kWh	0,063
T 1-A.P. Alumbrado Público
Cargo variable por Energía:	$/kWh	0,074
Tarifa Nro. 2 - (Medianas Demandas)
Por capacidad de suministro contratada:	$/kW-mes	6,69
Cargo variable por Energía:	$/kWh	0,067
Tarifa Nro. 3 - (Grandes Demandas)
Por capacidad de suministro contratada en horas de pico:
-En Baja Tensión	$/kW-mes	7,09
-En Media Tensión	$/kW-mes	4,02
-En Alta Tensión	$/kW-mes	2,07
Por capacidad de suministro contratada en horas fuera de pico:
-En Baja Tensión	$/kW-mes	4,81
-En Media Tensión	$/kW-mes	2,66
-En Alta Tensión	$/kW-mes	0,40
Por consumo de energía:
-En Baja Tensión:
Periodo horas restantes	$/kWh	0,048
Período horas xx xxxxx nocturno	$/kWh	0,047
Período horas de punta	$/kWh	0,048
-En Media Tensión:
Periodo horas restantes	$/kWh	0,046
Período horas xx xxxxx nocturno	$/kWh	0,044
Período horas de punta	$/kWh	0,046
-En Alta Tensión:

Periodo horas restantes	$/kWh	0,043
Período horas xx xxxxx nocturno	$/kWh	0,042
Período horas de punta	$/kWh	0,043
Por la energía reactiva
Recargo por cada centésimo de Tg fi mayor de 0.62 por la energía reactiva en exceso del 62% de la energía activa	%	1,50
Por entrega en corriente continua
Recargo por entrega en corriente continua	%	22,50
SERVICIO DE REHABILITACIÓN
Por cada servicio interrumpido por falta de pago:
Tarifa N° 1 Uso Residencial	$ 4,60
Tarifa N° 1 Uso General y A.P.	$ 27,80
Tarifa N° 2 y 3	$ 73,60
CONEXIONES DOMICILIARIAS
a) Conexiones comunes por usuarios:
-Aéreas monofásicas	$ 56,00
-Subterráneas monofásicas	$ 174,00
-Aéreas trifásicas	$ 106,00
-Subterráneas trifásicas	$ 266,00
b) Conexiones especiales por usuario:
-Aéreas monofásicas	$ 147,00
-Subterráneas monofásicas	$ 473,00
-Aéreas trifásicas	$ 259,00
-Subterráneas trifásicas	$ 489,00

SUBANEXO 4

NORMAS DE CALIDAD DEL SERVICIO PUBLICO Y SANCIONES

1. INTRODUCCION

Será responsabilidad de LA DISTRIBUIDORA prestar el servicio público de electricidad con un nivel de calidad satisfactorio.

Para ello deberá cumplir con las exigencias que aquí se establecen, realizando los trabajos e inversiones que estime conveniente.

El no cumplimiento de las pautas preestablecidas dará lugar a la aplicación de multas, basadas en el perjuicio económico que le ocasiona al usuario recibir un servicio en condiciones no satisfactorias cuyos montos se calcularán de acuerdo a la metodología contenida en el presente subanexo.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENTE) será el encargado de controlar el fiel cumplimiento de las pautas preestablecidas.

Se considera que tanto el aspecto técnico del servicio como el comercial deben responder a normas de calidad; por ello se implementarán controles sobre:

a) Calidad del producto técnico suministrado.

b) Calidad del servicio técnico prestado.

c) Calidad del servicio comercial.

El producto técnico suministrado se refiere al nivel de tensión en el punto de alimentación y las perturbaciones (variaciones rápidas, caídas lentas de tensión, y armónicas).

El servicio técnico involucra a la frecuencia y duración de las interrupciones en el suministro.

Los aspectos del servicio comercial que se controlarán son los tiempos utilizados para responder a pedidos de conexión, errores en la facturación y facturación estimada, y demoras en la atención de los reclamos del usuario.

Las exigencias en cuanto al cumplimiento de los parámetros preestablecidos se aplicarán de acuerdo al siguiente cronograma:

- En los primeros 12 (doce) meses desde la fecha efectiva de Toma de Posesión del servicio por parte de LA DISTRIBUIDORA (etapa preliminar), el ENTE y LA DISTRIBUIDORA revisarán y completarán la metodología de medición y control de los indicadores de calidad que se controlarán en los siguientes 36 (treinta y seis) meses.

- Los siguientes 36 (treinta y seis) meses constituyen la denominada etapa 1, en la que se exigirá el cumplimiento de los indicadores y valores prefijados para esta etapa. El incumplimiento de los mismos darán lugar a la aplicación de las sanciones que se describe en el punto 2.1) y 3.1) del presente.

- A partir del mes número 49 (cuarenta y nueve), contado a partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión se iniciará la denominada etapa 2, en la que se controlará la prestación del servicio en cada suministro. Se tolerarán hasta un determinado límite las variaciones de tensión, la cantidad xx xxxxxx mayores a 3 (tres) minutos de duración y el tiempo total sin servicio. En los suministros en que se excedan estos valores LA DISTRIBUIDORA le reconocerá al usuario un crédito en la facturación del semestre inmediatamente posterior al registro, cuyo monto será proporcional a la energía suministrada en condiciones no satisfactorias (variaciones de tensión mayores a las admitidas) o a la energía no suministrada (frecuencia y duración de los cortes por encima de los admitidos). La metodología para el cálculo de estas sanciones se describe en los puntos 2.2) y 3.2) del presente.

Los mecanismos que se utilizarán para el relevamiento de los indicadores de calidad y que permitirán al ENTE controlar el cumplimiento de las condiciones pactadas son:

. Desarrollo de campañas de medición y relevamiento de curvas de carga y tensión.

. Organización de bases de datos con información de contingencias, relacionables con bases de datos de topología de las redes, facturación y resultados de las campañas de medición.

2. CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO

Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlarán son las perturbaciones y el nivel de tensión.

Las perturbaciones que se controlarán son las variaciones rápidas de tensión (flicker), las caídas lentas de tensión y las armónicas.

No obstante, LA DISTRIBUIDORA será responsable de mantener, para cada tipo de perturbación, un nivel razonable de compatibilidad, definido como Nivel de Referencia, que tiene un 5% de probabilidad de ser superado. Dichos valores serán analizados en forma conjunta por el ENTE y LA DISTRIBUIDORA durante la etapa 1, teniendo en cuenta las normas internacionales e internas de empresas similares, con el objeto de obtener su aprobación por parte del ENTE. Los valores determinados tendrán plena vigencia a partir del período definido como Etapa 2.

LA DISTRIBUIDORA deberá arbitrar los medios conducentes a:

. Fijar los límites de emisión (niveles máximos de perturbación que un aparato puede generar o inyectar en el sistema de alimentación) para sus propios equipos y los de los usuarios, compatibles con los valores internacionales reconocidos.

. Controlar a los Grandes Usuarios, a través de límites de emisión fijados por contrato.

. Impulsar, conjuntamente con el ENTE, la aprobación de normas de fabricación y su inclusión en las órdenes de compras propias y de los usuarios.

En este contexto, LA DISTRIBUIDORA podrá penalizar a los usuarios que excedan los límites de emisión fijados, hasta llegar a la interrupción del suministro. En ambos casos deberá contar con la aprobación del ENTE.

Durante la Etapa 2 tendrán aplicación los valores de compatibilidad que se hubieran acordado entre LA DISTRIBUIDORA y el ENTE.

Estos valores se medirán de acuerdo a la metodología y en los lugares que se hayan acordado entre las partes.

El incumplimiento de los valores fijados no será objeto de penalizaciones durante la etapa 2 cuando LA DISTRIBUIDORA demuestre que las alteraciones son debidas a los consumos de los usuarios; no obstante deberá actuar sobre los mismos.

A partir del sexto año de la transferencia del servicio, LA DISTRIBUIDORA deberá haber implementado un sistema, que asegure un nivel de calidad de la tensión suministrada acorde con lo especificado por normas internacionales de validez reconocida, tales como las IEC, y tendrá implementados controles, métodos y/o procedimientos que permitan al ENTE su verificación.

2.1. NIVELES DE TENSION EN LA ETAPA 1

Las variaciones porcentuales de la tensión admitidas en esta etapa, con respecto al valor nominal, son las siguientes:

AT	-7,0%	+7,0%
Alimentación AEREA (MT o BT)	-10,0%	+10,0%
Alimentación SUBTERRÁNEA (MT o BT)	-7,0%	+7,0%
Rural	-13,0%	+13,0%

Son obligaciones de LA DISTRIBUIDORA en esta etapa:

. Llevar un registro continuo e informatizado de las tensiones de salida de todas las barras, en todas las subestaciones de distribución.

. Efectuar mensualmente un registro informatizado de la tensión en las barras de salida de por lo menos el 3% de los centros de transformación, durante un período no inferior a 7 días corridos.

. Registrar el nivel de tensión en hasta 50 (cincuenta) puntos de la red seleccionados por el ENTE.

Si de cualquiera de los documentos surgiera el incumplimiento de los niveles comprometidos durante un tiempo superior al 3% del período en que se efectúe la medición (mínimo 1 semana), LA DISTRIBUIDORA quedará sujeta a la aplicación de sanciones.

Las sanciones las pagará LA DISTRIBUIDORA a los usuarios afectados por la mala calidad de la tensión, aplicando bonificaciones en las facturas inmediatamente posteriores al período en que se detectó la falla, las que se calcularán con los valores indicados en la tabla adjunta.

Los usuarios afectados por la mala calidad de la tensión serán los abastecidos por las instalaciones donde se ha dispuesto la medición (subestaciones, cámaras, plataformas o puntos de suministro).

El monto total de la sanción se repartirá entre los usuarios afectados de acuerdo a la participación del consumo de energía de cada uno respecto al conjunto.

Las sanciones se calcularán valorizando la energía entregada con niveles de tensión fuera de los límites permitidos con los valores indicados en la tabla adjunta.

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

Los períodos de control y bonificación al usuario serán iguales a los definidos para la calidad del Servicio Técnico (punto 3.1. del presente anexo).

A continuación se indica la tabla para la valorización de la energía suministrada en malas condiciones de calidad, en la etapa 1:

MT, BT (alim. subterr.) y AT

Si Tol > ó = 0,07 y < 0,08 : 0,005 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,08 y < 0,09 : 0,010 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,09 y < 0,10 : 0,015 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,020 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,025 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,030 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,040 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,050 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,200 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 0,600 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 1,000 U$S/kWh MT y BT (alim. aérea)

Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,008 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,015 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,022 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,030 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,043 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,050 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 0,500 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 1,000 U$S/kWh Rural

Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,015 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,033 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,050 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 0,500 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 1,000 U$S/kWh Donde:

Tol es igual a (VABS (TS-TN) / TN)

VABS (TS-TN) : es igual al valor absoluto de la diferencia entre la tensión real del suministro (TS) y la tensión nominal convenida ( TN ).

2.2. NIVELES DE TENSION EN LA ETAPA 2

Las variaciones porcentuales de la tensión admitidas en esta etapa, medida en los puntos de suministro, con respecto al valor nominal, son las siguientes:

AT	-5,0%	+5,0%
Alimentación AEREA (MT o BT)	-8,0%	+8,0%
Alimentación SUBTERRÁNEA (MT o BT)	-5,0%	+5,0%
Rural	-10,0%	+10,0%

Los niveles de tensión se determinarán al nivel de suministro mediante campañas de medición, que permitirán adquirir y procesar información sobre curvas de carga y nivel de la tensión en suministros, en distintos puntos de la red.

Será implementada por LA DISTRIBUIDORA, que además procesará la información adquirida, con las directivas y la supervisión del ENTE.

Se considerará que LA DISTRIBUIDORA queda sujeta a la aplicación de sanciones si se verifica el incumplimiento de los niveles mencionados por responsabilidad de la misma, durante un tiempo superior al 3% del período en el que se efectúe la medición. Este período será como mínimo una semana.

Las sanciones se aplicarán en la forma de bonificaciones en la facturación de cada usuario afectado por la mala calidad de la tensión.

Para determinar las sanciones se calculará la energía suministrada con niveles de tensión por fuera de los rangos permitidos, y se la valorizará de acuerdo a la tabla adjunta. Para conocer la energía suministrada en malas condiciones de calidad, se deberá medir, simultáneamente con la tensión, la potencia del consumo.

Tabla para la valorización de la energía suministrada en malas condiciones de calidad, en la etapa 2:

MT, BT (alim. subterr.) y AT

Si Tol > ó = 0,05 y < 0,06 : 0,013 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,06 y < 0,07 : 0,026 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,07 y < 0,08 : 0,039 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,08 y < 0,09 : 0,052 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,09 y < 0,10 : 0,070 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,086 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,100 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,300 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,700 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 1,100 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 1,400 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,800 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 2,000 U$S/kWh MT y BT (alim. aérea)

Si Tol > ó = 0,08 y < 0,09 : 0,015 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,09 y < 0,10 : 0,030 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,050 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,085 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,100 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,300 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,700 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 1,200 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,600 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 2,000 U$S/kWh Rural

Si Tol > ó = 0,10 y < 0,11 : 0,025 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,11 y < 0,12 : 0,050 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,12 y < 0,13 : 0,075 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,13 y < 0,14 : 0,100 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,14 y < 0,15 : 0,300 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,15 y < 0,16 : 0,700 U$S/kWh Si Tol > ó = 0,16 y < 0,18 : 1,400 U$S/kWh

Si Tol > ó = 0,18 : 2,000 U$S/kWh Donde:

Tol es igual a (VABS (TS-TN)/ TN)

VABS (TS - TN) : es igual al valor absoluto de la diferencia entre la tensión real del suministro (TS) y la tensión nominal convenida (TN).

3. CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO

La calidad del servicio técnico se evaluará en base a los siguientes indicadores:

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).

En este documento se fijan los valores máximos admitidos para cada indicador; si se exceden esos valores se aplicarán las sanciones descriptas en los puntos 3.1) y 3.2) del presente.

El control se realizará en dos etapas:

. La etapa 1 regirá entre el mes 13 (trece) y el mes 48 (cuarenta y ocho), contados desde la transferencia del servicio. En esta etapa el control se efectuará mediante índices globales y aproximados que representen, de la mejor forma posible, el grado de cumplimiento de los indicadores de frecuencia de interrupciones y tiempo total de interrupción de cada usuario. El período mínimo de control será el semestre.

Si los indicadores excedieran los valores prefijados (indicados en el punto 3.1)), se aplicarán sanciones en la forma de bonificaciones en la facturación del semestre inmediato posterior al semestre controlado (la metodología se indica en el punto 3.1)).

. La etapa 2 regirá a partir del mes 49 (cuarenta y nueve), contado a partir de la transferencia del servicio.

Se caracteriza por el hecho de que se calculará, para cada usuario, la cantidad xx xxxxxx y el tiempo total de interrupción que ha sufrido en el semestre.

Si se excedieran de los valores prefijados (indicados en el punto 3.2)), LA DISTRIBUIDORA deberá reconocer un crédito en favor del usuario, que lo incluirá en las facturaciones del semestre posterior al de control.

La metodología para el cálculo del crédito mencionado, se indica en el punto 3.2) del presente.

Se define como contingencia a toda operación en la red, programada o intempestiva, manual o automática, que origine la suspensión del suministro de energía eléctrica de algún usuario o del conjunto de ellos.

Se define como primera reposición a la primera maniobra sobre la red afectada por una contingencia que permite restablecer el servicio, aunque sea parcialmente.

Se define como última reposición a la operación sobre la red afectada por una contingencia que permite reestablecer el servicio a todo el conjunto de usuarios afectados por la interrupción.

3.1. CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO EN LA ETAPA 1

En la etapa 1 se controlará la calidad del servicio técnico en base a indicadores que refieran la frecuencia y el tiempo que queda sin servicio la red de distribución.

Esta etapa 1 se subdividirá en 3 (tres) subetapas de 1 (un) año de duración cada una, las que tendrán vigencia de acuerdo al siguiente detalle:

- Subetapa 1, desde el inicio del mes número 13 (trece) contado a partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión, hasta la finalización del mes número 24 (veinticuatro), contado desde la misma fecha.

- Subetapa 2, desde el inicio del mes número 25 (veinticinco) contado a partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión, hasta la finalización del mes número 36 (treinta y seis), contado desde la misma fecha.

- Subetapa 3, desde el inicio del mes número 37 (treinta y siete) contado a partir de la fecha efectiva de Toma de Posesión, hasta la finalización del mes número 48 (cuarenta y ocho), contado desde la misma fecha.

Los límites de la red sobre la cuál se calcularán los indicadores son, por un lado la botella terminal del alimentador MT en la subestación AT/MT, y por el otro, los bornes BT del transformador de rebaje MT/BT.

Para el cálculo de los índices se computarán tanto las fallas en la red de distribución como el déficit en el abastecimiento (generación y transporte), no imputable a causas de fuerza mayor.

LA DISTRIBUIDORA hará presentaciones semestrales al ENTE con los resultados de su gestión en el semestre inmediato anterior. El ENTE podrá auditar cualquier etapa del proceso de determinación de índices.

Los indicadores que se calcularán son:

. Indices de interrupción por transformador (frecuencia media de interrupción - FMIT y tiempo total de interrupción - TTIT).

. Indices de interrupción por kVA nominal instalado (frecuencia media de interrupción - FMIK y tiempo total de interrupción - TTIK).

. Indices de interrupción adicionales (tiempos totales de primera y última reposición y energía media indisponible).

La metodología de cálculo y los valores máximos admitidos para estos indicadores se detallan en los puntos 3.1.1., 3.1.2. y 3.1.3. de este documento.

El no cumplimiento de alguno de estos valores dará lugar a la aplicación de sanciones. Si se exceden en los indicadores que representan el mismo aspecto del servicio técnico (frecuencia de interrupciones (FMI) o duración de las interrupciones (TTI)), se calculará el monto con los dos indicadores y se aplicará el mayor de ellos.

Las sanciones se implementarán como descuentos en la facturación de todos los usuarios. Estos descuentos se distribuirán en las facturaciones del semestre inmediatamente posterior al controlado.

El monto de las sanciones se determinará en base a la energía no suministrada calculada de acuerdo a lo indicado en los puntos 3.1.1) y 3.1.2), valorizada a 1,00 U$S/kWh.

Este monto semestral se dividirá por el total de energía facturada en el mismo semestre, resultando el crédito por cada kWh a facturar en el semestre inmediatamente posterior. El descuento será global, es decir que no se discriminará por tipo de usuario o tarifa.

A continuación se describen los indicadores, la metodología de cálculo y los valores admitidos.

3.1.1. INDICES DE INTERRUPCION POR TRANSFORMADOR Los índices a calcular son los siguientes:

a) FMIT - Frecuencia media de interrupción por transformador instalado (en un período determinado representa la cantidad de veces que el transformador promedio sufrió una interrupción de servicio).

b) TTIT - Tiempo total de interrupción por transformador instalado (en un período determinado representa el tiempo total en que el transformador promedio no tuvo servicio).

Se calcularán de acuerdo a las siguientes expresiones:

a) FMIT = SUMi Qfsi / Qinst donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

Qfsi : cantidad de transformadores fuera de servicio en cada una de las contingencias i. Qinst : cantidad de transformadores instalados.

b) TTIT = SUMi Qfsi * Tfsi / Qinst donde:

Tfsi : Tiempo que han permanecido fuera de servicio los transformadores Qfs, durante cada una de las contingencias i.

Los valores tope admitidos para estos índices, que se discriminan en función de las causas de la interrupción y de la subetapa correspondiente, son los siguientes:

A) Fallas debidas a equipos e instalaciones de LA DISTRIBUIDORA (fallas internas de la red).

- Subetapa 1

a) FMIT < = 3,0 veces por semestre

b) TTIT < = 12,0 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIT

ENS(kWh) = (FMITregistrado-3,0)*(TTIT/FMIT) registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS(kWh) = (TTITregistrado-12,0)*721.600

- Subetapa 2

a) FMIT < = 2,5 veces por semestre

b) TTIT < = 9,7 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIT

ENS(kWh) = (FMITregistrado-2,5)*(TTIT/FMIT) registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS(kWh) = (TTITregistrado-9,7)*721.600

- Subetapa 3

a) FMIT < = 2,2 veces por semestre

b) TTIT < = 7,8 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIT

ENS(kWh) = (FMITregistrado-2,2)*(TTIT/FMIT) registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS(kWh) = (TTITregistrado-7,8)*721.600

B) Fallas debidas al sistema de generación y transporte (fallas externas de la red), excluidas las causas de fuerza mayor.

- Subetapa 1

a) FMIT < = 5 veces por semestre

b) TTIT < = 20 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIT

ENS(kWh) = (FMITregistrado-5)*(TTIT/FMIT) registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS(kWh) = (TTITregistrado-20)*721.600

- Subetapa 2

a) FMIT < = 3 veces por semestre

b) TTIT < = 12 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIT

ENS(kWh) = (FMITregistrado-3)*(TTIT/FMIT) registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS(kWh) = (TTITregistrado-12)*721.600

- Subetapa 3

a) FMIT < = 2 veces por semestre

b) TTIT < = 6 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIT

ENS(kWh) = (FMITregistrado-2)*(TTIT/FMIT) registrado*721.600

. Si se excede TTIT

ENS(kWh) = (TTITregistrado-6)*721.600

3.1.2. INDICES DE INTERRUPCION POR KVA NOMINAL INSTALADO Los índices a calcular son los siguientes:

a) FMIK - Frecuencia media de interrupción por kVA instalado (en un período determinado representa la cantidad de veces que el kVA promedio sufrió una interrupción de servicio).

b) TTIK - Tiempo total de interrupción por kVA nominal instalado (en un período determinado representa el tiempo total en que el kVA promedio no tuvo servicio).

Se calcularán de acuerdo a las siguientes expresiones:

a) FMIK = SUMi KVAfsi / KVAinst donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

KVAfsi : cantidad de kVA nominales fuera de servicio en cada una de las contingencias i. KVAinst : cantidad de kVA nominales instalados.

b) TTIK = SUMi kVAfsi * Tfsi / kVAinst donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

Tfsi : Tiempo que han permanecido fuera de servicio los kVA nominales kVAfs, durante cada una de las contingencias i.

Los valores tope admitidos para estos índices, que se discriminan en función de las causas de la interrupción y de la subetapa correspondiente, son los siguientes:

A) Fallas debidas a equipos e instalaciones de LA DISTRIBUIDORA (fallas internas de la red)

- Subetapa 1

a) FMIK < = 1,9 veces por semestre

b) TTIK < = 7,0 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-1,9)*(TTIK/FMIK) registrado*740.000

. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-7)*740.000

- Subetapa 2

a) FMIK < = 1,6 veces por semestre

b) TTIK < = 5,8 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-1,6)*(TTIK/FMIK) registrado*740.000

. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-5,8)*740.000

- Subetapa 3

a) FMIK < = 1,4 veces por semestre

b) TTIK < = 4,6 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-1,4)*(TTIK/FMIK) registrado*740.000

. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-4,6)*740.000

B) Fallas debidas al sistema de generación y transporte (fallas externas de la red), excluidas las causas de fuerza mayor.

- Subetapa 1

a) FMIK < = 5 veces por semestre

b) TTIK < = 20 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-5)*(TTIK/FMIK) registrado*740.000

. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-20)*740.000

- Subetapa 2

a) FMIK < = 3 veces por semestre

b) TTIK < = 12 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-3)*(TTIK/FMIK) registrado*740.000

. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-12)*740.000

- Subetapa 3

a) FMIK < = 2 veces por semestre

b) TTIK < = 6 horas por semestre

La energía no suministrada, para el cálculo de las sanciones, se calculará de la siguiente forma:

. Si se excede FMIK

ENS(kWh)=(FMIKregistrado-2)*(TTIK/FMIK) registrado*740.000

. Si se excede TTIK

ENS(kWh) = (TTIKregistrado-6)*740.000

3.1.3. INDICES DE INTERRUPCION ADICIONALES

Complementariamente a los indicadores descriptos en los puntos 3.1.1) y 3.1.2), LA DISTRIBUIDORA deberá calcular los indicadores adicionales que aquí se indican, e informar al ENTE sobre los resultados semestrales. No se fijarán límites o topes para ellos, ni generarán la aplicación de sanciones.

Se calcularán los siguientes índices :

a) TPRT - Tiempo medio de primera reposición por transformador. Se calcula considerando solamente los transformadores repuestos al servicio luego de la interrupción del servicio en la primera maniobra de reposición; se calcula de acuerdo a la siguiente expresión:

TPRT = SUMi Qvspi*Tfspi / SUMi Qvspi donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

Qvspi : cantidad de transformadores vueltos al servicio en la primera etapa de reposición, en cada una de las contingencias i.

Tfspi : Tiempo fuera de servicio de los transformadores vueltos al servicio en la primera etapa de reposición, en cada una de las contingencias i.

b) TPRK - Tiempo medio de primera reposición por kVA nominal. Se calcula considerando solamente los kVA nominales vueltos al servicio en la primera maniobra de reposición del servicio, luego de la contingencia; se utiliza la siguiente expresión:

TPRK = SUMi kVAvspi*Tfspi / Σi kVAvspi donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

kVAvspi: cantidad de kVA nominales vueltos al servicio en la primera etapa de reposición, en cada una de las contingencias i.

Tfspi : Tiempo fuera de servicio de los kVA nominales vueltos al servicio en la primera etapa de reposición, en cada una de las contingencias i.

c) TURT - Tiempo medio de última reposición por transformador. Se calcula considerando solamente los transformadores involucrados en la última maniobra que permite reponer el servicio a todas los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última reposición), de acuerdo a la siguiente expresión:

TURT = SUMi Qvsui*Tfsui / SUMi Qvsui

donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

Qvsui : cantidad de transformadores vueltos al servicio con la maniobra que permite reponer el servicio a todos los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última etapa de reposición), en cada contingencia i.

Tfsui : Tiempo fuera de servicio de los transformadores vueltos al servicio con la maniobra que permite reponer el servicio a todos los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última etapa de reposición), en cada contingencia i.

d) XXXX - Tiempo medio de última reposición por kVA nominal. Se calcula considerando solamente los kVA nominales involucrados en la última maniobra que permite reponer el servicio a todos los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última reposición), de acuerdo a la siguiente expresión:

XXXX = SUMi kVAvsui*Tfsui / SUMi kVAvsui donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

kVAvsui : cantidad de kVA nominales vueltos al servicio con la maniobra que permite reponer el servicio a todos los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última etapa de reposición), en cada contingencia i.

Tfsui : Tiempo fuera de servicio de los kVA nominales vueltos al servicio con la maniobra que permite reponer el servicio a todos los usuarios afectados por la interrupción del suministro (última etapa de reposición), en cada contingencia i.

e) ENI - Energía nominal indisponible.

Es una estimación de la capacidad de suministro indisponible durante una interrupción, en términos de energía, y se calculará de acuerdo a la siguiente expresión:

ENI = SUMi kVAfsi * Tfsi

donde:

SUMi : sumatoria de todas las interrupciones del servicio (contingencias) en el semestre que se está controlando.

kVAfsi : cantidad de kVA nominales fuera de servicio en cada una de las contingencias i.

Tfsi : Tiempo que han permanecido fuera de servicio los kVA nominales kVAfs, durante cada una de las contingencias i.

3.2. CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO EN LA ETAPA 2

Al iniciar la denominada etapa 2, la calidad del servicio técnico se controlará al nivel de suministro a cada usuario.

Los valores máximos admitidos para esta etapa, para cada usuario, son los siguientes:

a) Frecuencia de interrupciones :

Usuarios en AT : 3 interrupciones/semestre

Usuarios en MT : 4 interrupciones/semestre Usuarios en BT

(pequeñas y medianas demandas) (grandes demandas)

: 6 interrupciones/semestre

: 6 interrupciones/semestre

b) Tiempo máximo de interrupción :

Usuarios en AT : 2 horas/interrupción

Usuarios en MT : 3 horas/interrupción Usuarios en BT

(pequeñas y medianas demandas) (grandes demandas)

: 10 horas/interrupción

: 6 horas/interrupción

No se computarán las interrupciones menores a 3 minutos.

Si en el semestre controlado, algún usuario sufriera más cortes (mayores a 3 minutos) que los estipulados, y/o estuviera sin suministro mas tiempo que el preestablecido, recibirá de parte de LA DISTRIBUIDORA un crédito en sus facturaciones mensuales o bimestrales del semestre inmediatamente posterior al semestre controlado, proporcional a la energía no recibida en el semestre controlado, valorizada de acuerdo al siguiente cuadro:

. Tarifa	1-R	: 1,40 U$S/kWh
. Tarifa	1-G y 1-AP	: 1,40 U$S/kWh
. Tarifa	2 y 3-BT	: 2,27 U$S/kWh
. Tarifa	3-MT y 3-AT	: 2,71 U$S/kWh

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

ENS(kWh) = SUMi (EA/525600 * 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 la bonificación, en los últimos doce meses.

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

Tarifa →	1-R	1-G	1-AP	2	3-BT	3-MT	3-AT
Hora 0	0,85	0,48	2,40	0,82	0,82	0,65	0,65
1	0,66	0,48	2,40	0,82	0,82	0,65	0,65
2	0,50	0,44	2,40	0,82	0,82	0,63	0,63
3	0,50	0,44	2,40	0,82	0,82	0,63	0,63
4	0,50	0,52	2,40	0,82	0,82	0,67	0,67
5	0,50	0,81	2,40	0,82	0,82	0,81	0,81
6	0,59	0,97	0,00	0,82	0,82	0,89	0,89
7	0,71	1,16	0,00	1,02	1,02	1,09	1,09
8	1,01	1,37	0,00	1,14	1,14	1,25	1,25
9	1,27	1,46	0,00	1,14	1,14	1,30	1,30
10	1,30	1,53	0,00	1,11	1,11	1,32	1,32
11	1,18	1,50	0,00	1,11	1,11	1,30	1,30
12	1,18	1,37	0,00	1,34	1,34	1,36	1,36
13	1,18	1,37	0,00	1,34	1,34	1,36	1,36

14	1,05	1,37	0,00	1,34	1,34	1,36	1,36
15	1,05	1,33	0,00	1,34	1,34	1,33	1,33
16	1,05	1,34	0,00	1,34	1,34	1,34	1,34
17	1,11	1,12	0,00	1,17	1,17	1,15	1,15
18	1,23	1,03	0,00	0,73	0,73	0,88	0,88
19	1,69	0,96	2,40	0,87	0,87	0,92	0,92
20	1,93	0,79	2,40	0,87	0,87	0,83	0,83
21	1,23	0,79	2,40	0,82	0,82	0,80	0,80
22	0,99	0,70	2,40	0,82	0,82	0,76	0,76
23	0,78	0,63	2,40	0,82	0,82	0,73	0,73

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

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

La base de datos de contingencias se conformará con la información de los equipos afectados, inicio y fin de la mismas y equipos operados a consecuencia de la contingencia para reponer el suministro a la mayor cantidad posible de usuarios afectados (modificaciones transitorias al esquema operativo 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 nivel de agregación:

.. alimentador BT

.. centro MT/BT

.. alimentador MT

.. transformador AT/MT

.. subestación AT/MT

.. red AT

Estas bases de datos se relacionarán con los archivos de facturación y deben permitir el cálculo de la energía no suministrada a cada uno de los usuarios a los efectos de la aplicación de las penalidades señaladas en el punto 3.2) del presente.

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

4. CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL

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

Los distintos aspectos de la misma se controlarán por medio de los indicadores que se detallan en los puntos 4.1), 4.2), 4.3) y 4.4) del presente documento, 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 las consultas y reclamos telefónicos,

. satisfacer rápidamente los pedidos y reclamos que presenten los usuarios y

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

Si LA DISTRIBUIDORA no cumpliera con las pautas aquí establecidas, se hará pasible a las sanciones descriptas en el punto 5) de este documento.

4.1. CONEXIONES

Los 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 del suministro dentro de los siguientes plazos:

a) Sin modificaciones a la red existente Etapa 1:

. Hasta 50 kW 15 (quince) días hábiles,

. Mas de 50 kW a convenir con el usuario.

. Recolocación de medidores 3 (tres) días hábiles. Etapa 2:

. Hasta 50 kW 5 (cinco) días hábiles,

. Mas de 50 kW a convenir con el usuario.

. Recolocación de medidores 1 (uno) día hábil.

b) Con modificaciones a la red existente Etapa 1:

. Hasta 50 kW, conexión aérea: 30 (treinta) días hábiles.

. Hasta 50 kW, conexión subterránea: 45 (cuarenta y cinco) días hábiles.

. Mas de 50 kW a convenir con el usuario.

Etapa 2:

. Hasta 50 kW, conexión aérea: 15 (quince) días hábiles.

. Hasta 50 kW, conexión subterránea: 30 (treinta) días hábiles.

. Mas 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 ENTE, quién resolverá en base a la información técnica que deberá suministrar LA DISTRIBUIDORA, resolución que será inapelable y pasible de sanción en caso de incumplimiento.

4.2. FACTURACION ESTIMADA

Salvo el caso particular de tarifas en que se aplique otra modalidad, la facturación deberá realizarse en base a lecturas reales, exceptuando casos de probada fuerza mayor, en los que podrá estimarse el consumo.

Para un mismo usuario no podrán emitirse más de 2 (dos) facturaciones sucesivas 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 8 (ocho) por ciento de las lecturas emitidas en cada categoría.

4.3. RECLAMOS POR ERRORES DE FACTURACION

El usuario que se presente a reclamar argumentando un posible error de facturación (excluida la estimación), deberá tener resuelto su reclamo en la próxima factura emitida y el error no deberá repetirse en la próxima facturación.