Presidencia de la Nación

SECRETARIA DE ENERGIA


Secretaría de Energía

ENERGIA ELECTRICA

Resolución 148/2002

Apruébase la Programación Estacional de Verano para el Mercado Eléctrico Mayorista y el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico. Precios de referencia estacionales de la potencia y energía.

Bs. As., 25/10/2002

VISTO el Expediente N° S01:0259448/2002 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 246 del 4 de julio de 2002, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 317 del 18 de julio de 2002, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 126 del 11 de octubre de 2002, y

CONSIDERANDO:

Que la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) ha elevado a la SECRETARIA DE ENERGIA la Programación Estacional de Verano para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y la Programación Estacional de Verano para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP), con los ajustes derivados de la aplicación de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 126 del 11 de octubre de 2002.

Que en la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 246 del 4 de julio de 2002 se determinó que la remuneración de la Base de Potencia a los generadores consiste en remunerar la disponibilidad para operar, de las centrales térmicas e hidráulicas, en forma independiente del despacho real.

Que se ha establecido que las centrales hidroeléctricas reciban una remuneración equivalente a su requerimiento medio en las horas que se remunera la potencia para el abastecimiento de la demanda en las condiciones normales previstas en la programación estacional, mientras que a los generadores y/o cogeneradores térmicos se ha definido que perciban la que representa su máximo requerimiento térmico producto de la escasez de recursos naturales (agua) o de combustibles (gas natural), y a incrementos extremos de la demanda a ser abastecida.

Que de los estados de carga diferenciales simulados se puede distinguir aquella parte de la disponibilidad de potencia que está asociada directamente a los requerimientos máximos de demanda de la que guarda relación con los requerimientos medios y habituales de generación.

Que lo que se debe recuperar de estos conceptos a través de los cargos por reserva de potencia es el excedente térmico producto de las distintas condiciones de operación indicadas, más el costo de la mayor parte de las reservas de corto y mediano plazo establecidas en el Anexo 36 - SERVICIOS DE CORTO PLAZO Y MEDIANO PLAZO de 'Los Procedimientos para la Programación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (LOS PROCEDIMIENTOS)' establecidos por la Resolución ex-SECRETARIA DE ENERGIA ELECTRICA N° 61 del 29 de abril de 1992, sus modificatorias y complementarias.

Que en función de lo anterior se hace conveniente modificar, transitoriamente, la metodología establecida para la recaudación desde los agentes demandantes de las sumas erogadas en concepto de reserva y base de potencia, en atención a la incidencia de la curva de carga de la demanda.

Que la emergencia pública en materia social, económica y financiera declarada por la Ley 25.561, hace necesario atenuar, y de ser posible evitar, las alteraciones en los precios 'Spot' horarios del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP) que pueden ser trasladados a las tarifas eléctricas de algunos usuarios finales cuando sus prestadores no cuentan con un régimen tarifario que satisfaga los lineamientos de la Ley N° 24.065.

Que en consecuencia, resulta conveniente que los usuarios finales de los Agentes del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP) que prestan el servicio público de electricidad reciban, transitoriamente, la misma señal económica estabilizada en el tiempo que se les aplica a los usuarios finales de las distribuidoras de energía eléctrica que cumplen tal requisito, aún cuando durante tal lapso dichos Agentes revistan la figura de Grandes Usuarios Mayores (GUMA) en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP).

Que atento al estado del Fondo de Estabilización del MERCADO MAYORISTA ELECTRICO (MEM), y en vista de la emergencia que fuera declarada por la Ley N° 25.561, resulta conveniente aplicar los precios correspondientes a una probabilidad de excedencia mayor a la prevista según la normativa vigente.

Que, asimismo, resulta conveniente aplicar una probabilidad de excedencia del CINCUENTA POR CIENTO (50%) en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP).

Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto por el Artículo 37 de la Ley N° 15.336, los Artículos 35, 36 y 85 de la Ley N° 24.065, el Artículo 1° del Decreto N° 432 del 25 de Agosto de 1982, y la Resolución N° 53 del 15 de abril de 2002 del MINISTERIO DE ECONOMIA.

Por ello,

EL SECRETARIO DE ENERGIA

RESUELVE:

Artículo 1° — Apruébase por el presente acto la Programación Estacional de Verano para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) y para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP) elevada por la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA) a esta SECRETARIA DE ENERGIA, correspondiente al período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 30 de abril de 2003.

Art. 2° — Establécense los siguientes precios de referencia estacionales de la potencia y energía en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) para el período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003:

a) Precio de:

I) la Potencia Despachada Base (PMESBAS): CUATRO MIL SEISCIENTOS CUARENTA Y OCHO PESOS POR MEGAVATIO-MES (4.648 $/MW-mes), con su equivalente horario (PHRBAS): DOCE PESOS POR MEGAVATIO EN EL PERIODO EN QUE SE REMUNERA LA POTENCIA (12,00 $/MW-hrp).

II) la Reserva de Potencia (PESTRES): UN MIL NOVECIENTOS SESENTA Y UN PESOS POR MEGAVATIO-MES (1.961 $/MW-mes).

III) los Servicios Asociados a la Potencia:

UNISER: DOSCIENTOS CINCUENTA PESOS POR MEGAVATIO-MES (250 $/MW-mes).

UNIFON: CERO PESOS POR MEGAVATIO-MES (0 $/MW-mes).

UNISAL: Los valores se incluyen como Anexo I del presente acto.

IV) los Servicios de Reserva Instantánea:

PESTSRI: TRES PESOS POR MEGAVATIO-MES (3 $/MW-mes).

b) Precio de referencia de la energía en el Mercado:

I) en horas de pico: DIECISEIS PESOS CON CINCUENTA CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (16,50 $/MWh).

II) en horas restantes: DIECISEIS PESOS POR MEGAVATIO HORA (16,00 $/MWh).

III) en horas de valle: CATORCE PESOS CON CINCUENTA CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (14,50 $/MWh).

c) Precio de la energía adicional:

I) en horas de pico: CUARENTA Y SIETE CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,47 $/MWh).

II) en horas restantes: TREINTA CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,30 $/MWh).

III) en horas de valle: QUINCE CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,15 $/MWh).

d) Sobrecosto de Combustible:

I) CUARENTA Y TRES CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,43 $/MWh).

Art. 3° — Establécese que el Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo a descontar al precio de la energía de cada Distribuidor con Factores de Nodo Estabilizados del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), durante el transcurso del período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003, es el indicado en el Anexo II del presente acto.

Art. 4° — Establécese que el Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo a descontar al precio de la energía de cada Distribuidor sin Factores de Nodo Estabilizados del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), durante el transcurso del período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003, es el indicado en el Anexo III del presente acto.

Art. 5° — Establécese que el Sobrecosto por Precios Locales a adicionar al precio de la energía de cada Distribuidor del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), durante el transcurso del período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003, es el indicado en el Anexo IV del presente acto.

Art. 6° — Establécese que el Sobrecosto Transitorio de Despacho a adicionar al precio de la energía de cada Distribuidor del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), durante el transcurso del período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003, es el indicado en el Anexo V del presente acto.

Art. 7° — Establécese que la diferencia de precios resultante de la aplicación del Artículo 4° de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 126 del 11 de octubre de 2002 en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), son los que se incluyen en el Anexo VI del presente acto.

Art. 8° — Establécese que para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), a los efectos de su aplicación en los cuadros tarifarios que lo requieran, el precio de referencia de la potencia ($POTREF) y el precio estacional de la energía para Distribuidores ($PEST) en el nodo equivalente de cada uno de ellos del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM), indicados en la Resolución N° 137 de la SECRETARIA DE ENERGIA dependiente del ex-MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS del 30 de noviembre de 1992, equivalentes a los establecidos en el artículo 2° de la presente resolución, son los que se incluyen en el Anexo VII del presente acto.

Art. 9° — Establécese que, a partir del 1° de noviembre de 2002 y hasta la finalización del Período Estacional de Invierno del año 2003, los Grandes Usuarios Mayores (GUMA) del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP) que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica, transitoriamente abonarán por sus compras en el Mercado Spot los precios de referencia estacionales que para ese Mercado establezca la SECRETARIA DE ENERGIA.

A tal efecto, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá utilizar en las Programaciones Estacionales y Reprogramaciones Trimestrales, como también en las Transacciones Económicas respectivas, todos los procedimientos y/o cargos que les sean aplicables a los Agentes Distribuidores de Energía Eléctrica para ese Mercado.

Art. 10. — Establécense los precios de referencia estacionales de la potencia y energía en el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP), para el período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003:

a) Precio de:

I) la Potencia Despachada Base (PMESBAS): CUATRO MIL SEISCIENTOS CUARENTA Y OCHO PESOS POR MEGAVATIO-MES (4.648 $/MW-mes), con su equivalente horario (PHRBAS): DOCE PESOS POR MEGAVATIO EN EL PERIODO EN QUE SE REMUNERA LA POTENCIA (12,00 $/ MW-hrp).

II) la Reserva de Potencia (PESTRES): UN MIL SETECIENTOS CINCUENTA Y SEIS PESOS POR MEGAVATIO-MES (1.756 $/MW-mes).

III) los Servicios Asociados a la Potencia:

UNISER: CIENTO TREINTA Y SEIS PESOS POR MEGAVATIO-MES (136 $/MW-mes)

UNIFON: CERO PESOS POR MEGAVATIO-MES (0 $/MW-mes).

UNISAL: CERO PESOS POR MEGAVATIO-MES (0 $/MW-mes).

b) Precio de referencia de la energía en el Mercado:

I) en horas de pico: VEINTIOCHO PESOS CON TREINTA Y TRES CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (28,33 $/MWh).

II) en horas restantes: VEINTIOCHO PESOS CON VEINTIDOS CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (28,22 $/MWh).

III) en horas de valle: VEINTISIETE PESOS CON DIECISIETE CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (27,17 $/MWh).

c) Precio de la energía adicional:

I) en horas de pico: SESENTA Y CINCO CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,65 $/MWh).

II) en horas restantes: CUARENTA Y NUEVE CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,49 $/MWh).

III) en horas de valle: TREINTA Y CUATRO CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,34 $/MWh).

d) Sobrecosto de Combustible:

I) TREINTA Y DOS CENTAVOS DE PESO POR MEGAVATIO HORA (0,32 $/ MWh) .

Art. 11. — Establécese que el Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo a descontar al precio de la energía de cada Distribuidor del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP), durante el transcurso del período comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003, es el indicado en el Anexo VIII del presente acto.

Art. 12. — Establécese que el Sobrecosto Transitorio de Despacho a adicionar al precio de la energía de cada Distribuidor del MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP), durante el transcurso del periodo comprendido entre el 1° de noviembre de 2002 y el 31 de enero de 2003, es el indicado en el Anexo IX del presente acto.

Art. 13. — Establécese que la diferencia de precios resultante de la aplicación del Artículo 4° de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 126 del 11 de octubre de 2002 para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP), son los que se incluyen en el Anexo X del presente acto.

Art. 14. — Establécese que para el MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA PATAGONICO (MEMSP), a los efectos de su aplicación en los cuadros tarifarios que lo requieran, el Precio de Referencia de la Potencia ($ POTREF) en el Mercado y el Precio Estacional de la Energía para Distribuidores ($PEST) en el nodo equivalente de cada uno de ellos, indicados en la Resolución N° 137 de la SECRETARIA DE ENERGIA dependiente del ex-MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS del 30 de noviembre de 1992, equivalentes a los establecidos en el artículo 10 de la presente resolución, son los que se incluyen en el Anexo XI del presente acto.

Art. 15. — Transitoriamente, durante el período estacional comprendido por la Programación Estacional de Verano 2002-2003, instruyese al ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a facturar como Cargo Mensual por Reserva de Potencia el valor que resulte de aplicar lo siguiente:

a) La participación del Requerimiento Máximo (REQMAX) de potencia de cada Agente demandante sobre la solicitación media de potencia en las horas en que se remunera la potencia (hrp) se fija en CERO COMA TREINTA (0,30).

RXMAX= 0,30

b) La relación entre las demandas máximas no simultáneas de los agentes demandantes y el requerimiento medio de potencia en horas que se remunera la potencia (hrp) se define como RXMED y se fija en UNO COMA CERO NUEVE (1,09)

RXMED= 1,09

c) El Requerimiento Medio de Potencia en las horas que se remunera la potencia (hrp) en el mes de cada Agente Demandante se denomina REQMED.

d) La Compra Mensual de Reserva (COMESRES) se obtendrá de la siguiente expresión:

COMESRESmj = RXMAX * REQMAX mj + RXMED * (1 - RXMAX ) * REQMED mj

e) Finalmente, el Cargo Mensual por Reserva de Potencia resultará:

Para 'j' Distribuidor:

CARGORES mj ($)= COMESRES mj * PESTRESt * FAj

Para 'j' Autogenerador, Gran Usuario Mayor o Generador:

CARGORES mj ($)= COMESRESmj * PMESRESm * FAj

f) El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) deberá adecuar el cálculo del cargo de potencia a ser aplicado a la facturación de las demandas de Grandes Usuarios Menores (GUME) y Grandes Usuarios Particulares (GUPA) para contemplar lo establecido precedentemente, tomando como base que, al calcular el precio Adicional por Potencia del Area (ADIC), el Precio Estacional por Reserva a adicionar deberá guardar directa relación con el Requerimiento Máximo(REQMAX mj ) y el Cargo Mensual por Reserva de Potencia (CARGORES mj ) del Distribuidor correspondiente.

Art. 16. — Notifíquese a la COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELECTRICO SOCIEDAD ANONIMA (CAMMESA).

Art. 17. — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Alberto E. Devoto.

ANEXOI

UNISAL

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

EMPRESA

UNISAL

EMPRESA

UNISAL

.

$/MW-mes

.

$/MW-mes

APELPALD

42.28

EDEMSAMD

73.78

CARECO1W

52.92

EDENBA1D

49.65

CBARKE3W

40.37

EDENOROD

57.08

CCHACA1W

100.73

EDERSARD

12.04

CDORRE2W

43.57

EDESAEGD

36.85

CEVIGE3W

25.02

EDESALDD

52.59

CGCRUZMW

74.25

EDESASAD

42.19

CLFLOR3W

42.38

EDESBA2D

49.87

CLUJAN1W

45.11

EDESTEMD

45.91

CMOREN1W

41.38

EDESURCD

53.16

CNECNE3W

61.81

EDETUCTD

42.57

COAZUL3W

50.45

EJUESAYD

50.85

COLAVA3W

59.92

EMISSAND

49.73

CPERGA1W

49.02

EPECORXD

49.35

CPIGUE2W

58.77

EPENEUQD

9.38

CPLURO2W

41.24

EPESAFSD

59.29

CPRING2W

45.73

ESANJUJD

71.59

CPUNTA2W

40.53

SECHEPHD

38.60

CROJAS1W

53.05

TANDIL3W

52.07

CSALTO1W

45.07

CCASTE3W

44.53

CSPEDR1W

45.39

CCAUCAJW

71.59

CTRLAU1W

43.31

CCOLON1W

49.65

CZARAT1W

54.72

CEOSCOEW

48.20

C3AR3A3W

59.10

CGUALEEW

48.20

DPCORRWD

44.64

CLEZAM3W

44.53

EDEABA3D

44.53

CRAMAL1W

49.65

EDECATKD

45.42

CRANCH3W

44.53

EDEEERED

48.20

CRIVAD1W

49.65

EDEFORPD

37.78

CSALAD1W

12.09

EDELAPID

76.22

CSPUAN2W

49.87

EDELARFD

42.00

.

.

ANEXO II

Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo para Distribuidores del MEM con Factores de Nodo Estabilizados

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

DISTRIBUIDOR

Desde

Hasta

$/MWh

DPCORRWD

1/2/2001

31/01/2003

0.15

EDEFORPD

1/2/2001

31/01/2003

0.18

EMISSAND

1/2/2001

31/01/2003

0.16

SECHEPHD

1/2/2001

31/01/2003

0.16

ANEXO III

Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo para Distribuidores del MEM sin Factores de Nodo Estabilizados

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

DISTRIBUIDOR

$/MWh

DISTRIBUIDOR

$/MWh

APELPALD

0.05

EDECATKD

0.62

CARECO1W

-0.22

EDEEERED

0.84

CBARKE3W

-0.06

CEOSCOEW

0.84

CCHACA1W

-0.24

CGUALEEW

0.84

CDORRE2W

-0.20

EDEFORPD

0.18

CEVIGE3W

1.01

EDELARFD

1.12

CGCRUZMW

0.44

EDEMSAMD

0.65

CLFLOR3W

0.71

EDENBA1D

1.51

CLUJAN1W

0.54

CCOLON1W

1.51

CMOREN1W

0.72

CRAMAL1W

1.51

CNECNE3W

0.16

CRlVAD1W

1.51

COAZUL3W

-0.19

EDENOROD

0.08

COLAVA3W

0.46

EDESAEGD

1.17

CPERGA1W

1.96

EDESALDD

0.85

CPIGUE2W

-0.07

EDESASAD

-0.23

CPLURO2W

-0.54

EDESBA2D

-1.23

CPRING2W

-0.54

CSPUAN2W

-1.23

CPUNTA2W

-1.23

EDESTEMD

0.17

CROJAS1W

2.83

EDESURCD

-0.03

CSALTO1W

0.02

EDETUCTD

0.74

CSPEDR1W

1.35

EJUESAYD

-0.12

CTRLAU1W

0.64

EMISSAND

0.16

CZARAT1W

-0.10

EPECORXD

0.83

C3AR3A3W

0.76

EPENEUQD

-1.44

DPCORRWD

0.15

EPESAFSD

0.64

EDEABA3D

0.03

ESANJUJD

0.88

CCASTE3W

0.03

CCAUCAJW

0.88

CLEZAM3W

0.03

SECHEPHD

0 16

CRANCH3W

0.03

TANDIL3W

-0.42

Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo en el MEM para los Distribuidores que contrataron toda su demanda o con ajustes menores a 0,01 $/MWh.:

DISTRIBUIDOR

Saldo Fondo de Estabilización

.

[$]

EDELAPID

-3.901

EDERSARD

-11.263

ANEXO IV

Sobrecosto por Precios Locales en el MEM

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

DISTRIBUIDOR

$/MWh

DISTRIBUIDOR

$/MWh

APELPALD

0.63

EDEABA3D

-0.11

CBARKE3W

-0.10

CCASTE3W

-0.11

CCHACA1W

-0.20

CLEZAM3W

-0.11

CDORRE2W

-0.13

CRANCH3W

-0.11

CEVIGE3W

-0.11

EDECATKD

0.02

CLFLOR3W

-0.20

EDEEERED

0.03

CMOREN1W

-0.20

CEOSCOEW

0.03

CNECNE3W

-0.14

CGUALEEW

0.03

COAZUL3W

-0.20

EDEFORPD

0.05

COLAVA3W

-0.12

EDELARFD

0.01

CPERGA1W

1.35

EDESAEGD

0.02

CPIGUE2W

-0.11

EDESALDD

0.42

CPLURO2W

-0.12

EDESBA2D

-0.15

CPRING2W

-0.13

CSPUAN2W

-0.15

CPUNTA2W

-0.12

EDESTEMD

2.29

CSALAD1W

-0.21

EMISSAND

0.06

CSPEDR1W

1.93

EPECORXD

0.04

CTRLAU1W

-0.17

EPESAFSD

0.06

CZARAT1W

0.05

SECHEPHD

0.04

C3AR3A3W

-0.13

TANDIL3W

-0.15

DPCORRWD

0.03

.

.

Sobrecosto por Precios Locales en el MEM para los distribuidores que contrataron toda su demanda o con ajustes menores a 0,01 $/MWh

DISTRIBUIDOR

saldo Fdo. Estabil. $

CCAUCAJW

26.935

CCOLON1W

-721

CGCRUZMW

188.890

CRAMAL1W

-283

CRIVAD1W

-356

CROJAS1W

54.745

EDEMSAMD

1.807.453

EDENBA1D

1.274.562

EDERSARD

-1.747

EDESASAD

152

EDETUCTD

1.243

EJUESAYD

369

EPENEUQD

-1.013.236

ESANJUJD

736.160

ANEXO V

Sobrecosto Transitorio de Despacho para Distribuidores del MEM

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

DISTRIBUIDOR

$/MWh

DISTRIBUIDOR

$/MWh

APELPALD

0.97

EDECATKD

1.00

CARECO1W

1.13

EDEEERED

1.05

CBARKE3W

0.80

CEOSCOEW

1.05

CCHACA1W

1.09

CGUALEEW

1.05

CDORRE2W

0.96

EDEFORPD

0.86

CEVIGE3W

0.86

EDELARFD

0.81

CGCRUZMW

1.03

EDEMSAMD

1.18

CLFLOR3W

1.03

EDENBA1D

1.44

CLUJAN1W

1.11

CCOLON1W

1.44

CMOREN1W

1.05

CRAMAL1W

1.44

CNECNE3W

1.34

CRIVAD1W

1.44

COAZUL3W

1.72

EDENOROD

1.25

COLAVA3W

1.15

EDESAEGD

0.85

CPERGA1W

1.12

EDESALDD

1.01

CPIGUE2W

0.95

EDESASAD

1.00

CPLURO2W

1.00

EDESBA2D

1.49

CPRING2W

1.10

CSPUAN2W

1.49

CPUNTA2W

1.06

EDESTEMD

0.72

CROJAS1W

1.29

EDESURCD

1.08

CSALAD1W

0.13

EDETUCTD

1.01

CSALTO1W

1.06

EJUESAYD

0.97

CSPEDR1W

1.04

EMISSAND

0.88

CTRLAU1W

0.98

EPECORXD

1.48

CZARAT1W

1.13

EPENEUQD

1.12

C3AR3A3W

1.12

EPESAFSD

1.13

DPCORRWD

0.90

ESANJUJD

0.98

EDEABA3D

1.07

CCAUCAJW

0.98

CCASTE3W

1.07

SECHEPHD

0.93

CLEZAM3W

1.07

TANDIL3W

1.12

CRANCH3W

1.07

.

.

Sobrecosto Transitorio de Despacho del MEM para los distribuidores que contrataron toda su demanda o con ajustes menores a 0,01 $/MWh

DISTRIBUIDOR

saldo Fdo. Estabil. $

EDELAPID

410.093

EDERSARD

156.891

ANEXO VI

Diferencias de Precios Artículo 4° RES. S.E. N° 126 Distribuidores del MEM

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

DISTRIBUIDOR

$/MWh

DISTRIBUIDOR

$/MWh

APELPALD

-1.12

CTRLAU1W

1.79

CARECO1W

0,00

CZARAT1W

0,00

CBARKE3W

0.32

C3AR3A3W

1.03

CCASTE3W

2.71

DPCORRWD

0.46

CCAUCAJW

-1.09

EDEABA3D

2.71

CCHACA1W

0.25

EDECATKD

0.86

CCOLON1W

0.69

EDEEERED

0,00

CDORRE2W

0,00

EDEFORPD

2.97

CEOSCOEW

0,00

EDELAPID

0,00

CEVIGE3W

2.64

EDELARFD

3.01

CGCRUZMW

-2.02

EDEMSAMD

-1.45

CGUALEEW

0 00

EDENBA1D

0.69

CLEZAM3W

2.71

EDENOROD

0,00

CLFLOR3W

0.93

EDERSARD

4.42

CLUJAN1W

0.82

EDESAEGD

1.97

CMONTE1W

0,00

EDESALDD

0,00

CMOREN1W

1.64

EDESASAD

0,00

CNECNE3W

2.10

EDESBA2D

-0.33

COAZUL3W

0,00

EDESTEMD

-0.28

COLAVA3W

0.39

EDESURCD

0,00

CPERGA1W

0.17

EDETUCTD

0,00

CPIGUE2W

0,00

EJUESAYD

0,00

CPLURO2W

0,00

EMISSAND

-0.50

CPRING2W

0,00

EPECORXD

0,00

CPUNTA2W

0 00

EPENEUQD

5,09

CRAMAL1W

0.69

EPESAFSD

0.32

CRANCH3W

2.71

ESANJUJD

-1.09

CRIVAD1W

0.69

SECHEPHD

0,00

CROJAS1W

0,00

TANDIL3W

1.23

CSALAD1W

1.26

.

.

CSALTO1W

1.01

.

.

CSPEDR1W

0,00

.

.

CSPUAN2W

-0.33

.

.

ANEXO VII

Precios a Distribuidores para tarifas a Usuarios Finales en el MEM

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

PRECIO DE REFERENCIA DE LA POTENCIA (POTREF) Y LA ENERGIA (PEST) DE DISTRIBUIDORES PARA LAS TARIFAS A USUARIOS FINALES

 

EMPRESA

DESCRIPCION

$PEST

$POTREF

$/MW-mes

PICO $/MWh

RESTO $/MWh

VALLE $/MWh

APELPALD

APELP

29.30

24.42

17.93

2256.28

CARECO1W

COOP. DE SAN ANT. DE ARECO

30.21

25.30

18.65

2266.92

CBARKE3W

COOPERATIVA DE BARKER

30.02

24.83

18.47

2254.37

CCHACA1W

COOP. CHACABUCO

29.85

25.07

18.41

2314.73

CDORRE2W

OOP. DORREGO BS. AS.

29.74

24.77

18.33

2257.57

CEVIGE3W

COOP. VILLA GESELL

31.26

25.88

19.93

2239.02

CGCRUZMW

COOP GODOY CRUZ DISTRIB.

30.81

25.83

19.38

2288.25

CLFLOR3W

COOP. DE E LAS FLORES

29.97

24.88

18.46

2256.38

CLUJAN1W

COOP. LUJAN BS. AS.

30.30

25.34

18.72

2259.11

CMONTE1W

COOP. MONTE

28.86

23.97

17.35

2214.00

CMOREN1W

COOP. MNO. MORENO BS. AS.

30.61

25.71

19.13

2255.38

CNECNE3W

COOP. DE NECOCHEA

32.23

27.20

20.77

2275.81

COAZUL3W

COOP. AZUL BS. AS.

30.55

25.56

18.93

2264.45

COLAVA3W

COOP. OLAVARRIA BS. AS.

29.85

25.03

18.26

2273.92

CPERGA1W

COOP. PERGAMINO BS. AS.

29.47

24.63

17.98

2263.02

CPIGUE2W

COOP. DE PIGUE-DISTRIB.

29.80

25.00

18.32

2272.77

CPLURO2W

COOP. PEDRO LURO

30.25

25.09

18.87

2255.24

CPRING2W

COOP. ELECT. PRINGLES

30.26

25.36

18.95

2259.73

CPUNTA2W

COOP. PUNTA ALTA

30.68

25.59

19.25

2254.53

CROJAS1W

COOP. DE LUZ Y F. DE ROJAS

29.23

24.28

17.58

2267.05

CSALAD1W

COOP. SALADILLO

30.04

25.15

18.53

2226.09

CSALTO1W

COOP. SALTO BS. AS.

30.69

25.89

18.99

2259.07

CSPEDR1W

COOP. SAN PEDRO

30.18

25.10

18.63

2259.39

CTRLAU1W

COOP. TRENQUE LAUQUEN

30.81

25.53

19.22

2257.31

CZARAT1W

COOP. ZARATE BS. AS.

30.22

25.22

18.64

2268.72

C3AR3A3W

COOP. TRES ARROYOS

30.16

25.44

18.73

2273.10

DPCORRWD

DPE CORRIENTES

30.10

24.87

18.53

2258.64

EDEABA3D

EMP. DIST. ENERG. ATLANTICA

32.12

27.08

20.62

2258.53

EDECATKD

|ENERGIA DE CATAMARCA

30.13

25.10

18.57

2259.42

EDEEERED

EMP. ENERG. ENTRE RIOS

29.22

24.23

17.66

2262.20

EDEFORPD

EMPRESA DIS. FORMOSA S.A.

32.57

27.26

20.93

2251.78

EDELAPID

EDELAP SA

30.15

25.25

18.70

2290.22

EDELARFD

EMP. DE ENERG. DE LA RIOJA

31.58

26.64

19.79

2256.00

EDEMSAMD

ENERGIA DE MENDOZA SA

31.36

26.34

19.83

2287.78

EDENBA1D

EMP. DIST. ENERG. NORTE

29.96

25.07

18.45

2263.65

EDENOROD

EDENOR DISTRIBUIDOR

29.96

25.25

18.51

2271.08

EDERSARD

EMP. DE ENERG. RIO NEGRO

28.14

23.37

16.82

2226.04

EDESAEGD

EMPRESA DIS. S. ESTERO S.A.

30.53

25.33

18.95

2250.85

EDESALDD

EDESAL DISTRIBUIDOR

29.50

24.69

17.96

2266.59

EDESASAD

EMP. DIST. ENERGIA DE SALTA

29.58

24.54

18.17

2256.19

EDESBA2D

EMP DIST ENERG SUR

30.71

25.91

19.30

2263.87

EDESTEMD

EDESTESA (EMP. D. DEL ESTE)

31.38

26.22

19.75

2259.91

EDESURCD

EDESUR DISTRIBUIDOR

29.99

25.56

18.53

2267.16

EDETUCTD

EDE TUCUMAN

29.18

24.23

17.75

2256.57

EJUESAYD

EMP. JUJEÑA DE ENERGIA

29.62

24.53

18.31

2264.85

EMISSAND

EMP. ELECTRIC. DE MISIONES

28.99

23.11

16.86

2263.73

EPECORXD

EPEC DISTRIBUIDOR

29.24

24.46

17.82

2263.35

EPENEUQD

EPEN DISTRIBUIDOR

29.23

23.98

17.72

2223.38

EPESAFSD

EPESF DISTRIBUIDOR

29.56

24.66

18.00

2273.29

ESANJUJD

ENERGIA SAN JUAN

31.88

26.97

20.34

2285.59

SECHEPHD

SECHEEP

29.70

24.43

18.06

2252.60

TANDIL3W

USINA POPULAR DE TANDIL.

31.15

26.39

19.69

2266.07

CCASTE3W (*)

COOP. CASTELLI

32.12

27.08

20.62

2258.53

CCAUCAJW (*)

COOP. ELEC. DE CAUCETE

31.88

26.97

20.34

2285.59

CCOLON1W (*)

COOP. COLON BS. AS.

29.96

25.07

18.45

2263.65

CEOSCOEW (*)

COOP. CONCORDIA

29.22

24.23

17.66

2262.20

CGUALEEW (*)

COOP. GUALEGUAYCHU E.R.

29.22

24.23

17.66

2262.20

CLEZAM3W (*)

COOP. DE LEZAMA

32.12

27.08

20.62

2258.53

CRAMAL1W (*)

COOP. RAMALLO.

29.96

25.07

18.45

2263.65

CRANCH3W (*)

COOP. ELECTR. DE RANCHOS

32.12

27.08

20.62

2258.53

CRIVAD1W (*)

COOP. ELEC. DE RIVADAVIA

29.96

25.07

18.45

2263.65

CSPUAN2W (*)

COOP. DE PUAN LTDA.

30.71

25.91

19.30

2263.87

(*) A estos precios debe agregarse el peaje de la respectiva PAFTT

ANEXO VIII

Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo para Distribuidores y Grandes usuarios del MEMSP

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

NEMO

$/MWh

EDERPSAD

0.29

PAENPTZY

-0.04

PRALTOUZ

-2.53

SIPEPCUZ

-3.69

SPSECRZD

-2.86

TECPETUZ

-2.02

YPFKM5UY

-4.53

YPFTORUY

-3.98

Sobrecosto por Diferencias de Factores de Nodo en el MEMSP para los Distribuidores y Grandes usuarios que contrataron toda su demanda o con ajustes menores a 0,01 $/MWh.:

DISTRIBUIDOR

Saldo Fondo de Estabilización

($)

EDESBPBD

39

VINTHUZY

-57.081

VINTPTZY

-29.376

ANEXO IX

Sobrecosto Transitorio de Despacho para aplicar al MEMSP

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

DISTRIBUIDOR

$/MWh

PAENPTZY

0.03

PRALTOUZ

4.95

SIPEPCUZ

4.43

TECPETUZ

3.18

VINTPTZY

4.78

Sobrecosto Transitorio de Despacho para aplicar al MEMSP para los Distribuidores y Grandes usuarios que contrataron toda su demanda o con ajustes menores a 0,01 $/MWh.:

DISTRIBUIDOR

Saldo Fondo de Estabilización

($)

EDESBPBD

859

EDERPSAD

138.452

SPSECRZD

110.819

VINTHUZY

53.934

YPFKM5UY

54.288

YPFTORUY

36.538

ANEXO X

Diferencias de Precios Artículo 4to. RES. S.E. N° 126 para aplicar al MEMSP

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

DISTRIBUIDOR

$/MWh

EDERPSAD

0.00

SPSECRZD

0.00

CCOMODUY

0.00

CGAIMAUY

0.00

CMADRYUY

0.00

CRAWSOUY

0.00

CTRELEUY

0.00

C16OCTUY

0.00

MUPITRZY

0.00

ANEXO XI

Precios para tarifas a Usuarios Finales en el MEMSP

TRIMESTRE NOVIEMBRE 2002 - ENERO 2003

EMPRESA

$PEST

$POTREF

$/MW-mes

PICO

$/MWh

RESTO

$/MWh

VALLE

$/MWh

EDERPSAD

46.93

41.70

35.78

1892.00

SPSECRZD

52.83

45.15

39.30

1892.00

CCOMODUY

43.24

35.81

30.03

1892.00

CGAIMAUY

40.92

36.43

30.23

1892.00

CMADRYUY

40.84

36.10

30.21

1892.00

CRAWSOUY

41.63

36.37

30.40

1892.00

CTRELEUY

41.65

36.53

30.37

1892.00

CT6OCTUY

38.39

33.98

28.24

1892.00

MUPITRZY

43.97

36.53

30.65

1892.00

 

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