MINISTERIO DE INFRAESTRUCTURA, SERVICIOS PUBLICOS, TIERRA Y VIVIENDA.-

SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PUBLICOS Y OTRAS CONCESIONES (SUSEPU).-

RESOLUCION Nº 237 SUSEPU.-

Cde. Expte. Nº 0630-0505/2017.-

SAN SALVADOR DE JUJUY, 11 DIC. 2017.-

VISTO:

La Nota GC N° 578/2017 presentada por EJE S.A. en fecha 23 de noviembre de 2017; y

CONSIDERANDO:

Que, por la nota mencionada en el visto, EJE S.A. presenta la Memoria de Cálculo de los parámetros que componen el Cuadro Tarifario que tendrá vigencia durante el período comprendido entre el 1° y el 31 de Noviembre de 2017, en el marco de la Resolución N° 256-SUSEPU-2016, Resolución N° 979-E/2017, Resolución ENRE N° 066/2017, Resolución ENRE N° 077/2017, Resolución MEyM N° 06/2016, Resolución ENARGAS N° I-4353/2017, Resolución MEyM N° 07/2016, Resolución N° 30-SUSEPU-2016 y Resolución Nº 124-SUSEPU-2017, solicitando su aprobación.-

Que, la Gerencia de Servicios Energéticos elaboró el informe correspondiente, cuyos aspectos más relevantes se detallan en los considerandos siguientes.-

Que, la Resolución N° 256-SUSEPU-2016 en su ARTICULO 1° aprueba el Subanexo 1 del Anexo II del Título I Régimen Tarifario- Normas de Aplicación del Cuadro Tarifario; el ARTICULO 2° aprueba el Anexo II del Título I Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario del Contrato de Concesión de EJE S.A. a regir en el próximo Quinquenio Diciembre/2016-Noviembre/2021, el cual como Punto 6 contiene el Apéndice 6.1- Factores de la  Demanda;  Apéndice  6.2- Plan de Inversiones 2017-2021; Apéndice 6.3- Sistema Aislado Provincial; Apéndice 6.4 -Localidades del SAP con Generación Propia; Apéndice 6.5-Ponderación del PSAP0 y el PSAP0 Disperso; Apéndice 6.6- Contribución de las Localidades con Generación Propia al PESAP.

Que, mediante Articulo 1° de Resolución Nº 979-E/2017 de la Secretaria de Energía Eléctrica de la Nación se aprueba la programación estacional del Mercado Eléctrico Mayorista  elaborada por CAMMESA, correspondiente al periodo 1º de Noviembre/17 al 31 de Abril/18, luego en su Art. 2° difiere la aprobación de los precios de referencia de la Potencia y los Estabilizados de referencia de la Energía  para  distribuidores  hasta  tanto se, realice la Audiencia Pública convocada por Resolución Nº 403-E/2017, aplicándose únicamente para el mes de Noviembre/2017 los precios de la Resolución SEE N° 256-E/2017 de la Secretaria de Energía Eléctrica de la Nación aprueba la Reprogramación Estacional de Verano para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) elevada por la compañía administradora del mercado mayorista eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), correspondiente al periodo comprendido entre el 1° de Mayo y el 31 de Octubre de 2017; asimismo establece para el mismo periodo los Precios de Referencia de la Potencia y la Energía en el MEM; los Precios Estabilizados de Referencia en el Mercado para los usuarios cuya demanda de potencia no supere los 300 KW; los Precios Estabilizados de Referencia de la Energía en el Mercado para los usuarios residenciales que ahorren un consumo de energía con respecto a sus consumos de igual mes del año 2015; los Precios Estabilizados de Referencia de la Energía en el Mercado para los usuarios residenciales encuadrados como Tarifa Social; los Precios Estabilizados de Referencia de la Energía en el Mercado para los usuarios residenciales encuadrados como Electrodependientes. –

Que, para la determinación de los Cargos Fijos del transporte, se consideran los costos fijos del transporte asignados a EJE S.A. en el archivo Programación Estacional del MEM correspondiente al periodo comprendido entre el 1° de Agosto y el 31 de Octubre de 2017, ajustado conforme al ratio que relaciona los costos del servicio de Transporte de la Resolución ENRE N° 328, que determina adecuar la remuneración de TRANSENER y la Resolución ENRE N° 66/2017. De igual manera el ratio que relaciona los costos del servicio de Transporte la Resolución ENRE N° 326, que determina adecuar la remuneración de TRANSNOA, conforme a los valores establecidos en el Anexo I de esa resolución y la Resolución ENRE N° 77 /2017. Asimismo, continuando con lo dispuesto en la Nota Numero: NO-2017-01338437-APN-SECEE#MEM, la Subsecretaria de Energía emitió la Nota NO-2017-06358489-APNRSETTDEE.MEM que establece una bonificación de los cargos a facturar a través de la aplicación de los coeficientes: Transporte en Alta Tensión: 65%; Transporte por Distribución Troncal: 16%. Resultando el CFT= $8.680.965 para el trimestre Noviembre/2017 – Enero/2018.-

Que, continuando con lo dispuesto en la Nota: NO-2017-01338437-APN-SECEE#MEM de la Subsecretaria de Energía Térmica, Transporte y Distribución de Energía Eléctrica mediante Nota NO-2017-06358489-APNRSETTDEE se establecen coeficientes de bonificación para la determinación de los montos a facturar a los usuarios de la red de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal, para los cargos de Conexión, Reactivo y Complementario: Transporte en Alta Tensión: 65%; Transporte por Distribución Troncal: 16%. Indicando además que la diferencia resultante entre la aplicación de los coeficientes y la remuneración que les corresponda  a las empresas de servicio de trasporte de energía eléctrica, será solventada con aportes no reintegrables provenientes del Fondo Unificado, creado por el Artículo 37 de la Ley N° 24.065. Por lo mencionado, resulta un CFT= $8.680.964,79 para el trimestre Noviembre/2017- Enero/2018.-

Que, los Costos de Operación y Mantenimiento del Sistema de transporte son los publicados en la Programación Estacional  Agosto- Octubre/2017, los que se determinan en función de los precios sancionados por las Resoluciones ENRE N° 66 y Nº 77 del 01 de febrero de 2017.-

Que, la Resolución Nº 256-SUSEPU-2016 aprueba el Procedimiento para la Determinación del Cuadro Tarifario y establece los valores correspondientes a los Costos de Distribución (CD), Gastos de Comercialización (GC), Otros Cargos (OC) y Costos de Generación (CG) a regir en el quinquenio Diciembre 2016 – Noviembre 2021.-

Que, mediante la Resolución N° 124-SUSEPU-2017 se aprobaron los valores del Costo de Distribución, Gastos de Comercialización y Costos de Generación a regir hasta el 30 de Octubre de 2017, por lo que en el presente trimestre corresponde proceder según lo indicado en el Apartado 7 – Subanexo 2 del Contrato de Concesión de EJE S.A.-

Para el presente periodo la variación ocurrida resulta de la siguiente manera: IPIM0 (Marzo/17): 1,4018.- IPIMm (Septiembre/17): 1,5295.- ISSP0 (Marzo/17): 1,4109.- ISSP m (Septiembre/17): 1,6098.-

Obteniéndose las siguientes variaciones: Índice Variación Testigo: 11,70%.- Costo de Distribución: 13,7%.- Gastos de Comercialización: 12,9%.- Otros Gastos: 12,90%.- Costos de Generación: 11,84%.-

Resultando los siguientes valores:

TS < 150 kwh  R         G         T1AP    T2        T3BT   T3MT

GC ($/mes)   65,25            65,25   162,14  0,00         411,49  815,88  4.050,66

CD ($/kW)               0,00           361,48  361,48  361,48                    194,71  204,96     109,51

Alcanzando el Costo de Distribución de Referencia en el periodo, el valor de CDR=345,92 $/kW.-

Que, en relación a la previsión de la demanda, la Gerencia Técnica de Servicios Energéticos ha determinado la estructura de mercado óptima, que se utilizó para la determinación del cuadro tarifario en el presente trimestre.-

Que, a los fines del cálculo se ha considerado el valor de 0,01550 $/kWh para el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica reajustado por el Coeficiente de Actualización Trimestral (Ley Nacional Nº 25.957), de acuerdo a lo que establece el Artículo 16 de la Resolución SEE Nº 20/2017.-

Que, en relación al precio del Gas para la determinación del Pesap, el pasado 21 de abril de 2017 se realizó el concurso de precio anual presentado ofertas las empresas Gasmarket, Metro Energía, Energy, Energy Consulting Servoces S.A. y Gas Meridional S.R.L., resultado que entre las alternativas válidas, la mejor propuesta económica para el periodo 1° de Mayo/2017 y el 30 de Abril/2018 resulta ser la de la empresa Comercializador Energy Consulting Services S.A. con un precio de 189,95 U$D/dam3 para el periodo Noviembre/17-Abril/18, valor utilizado en el cálculo del presente Cuadro Tarifario. También se consideran los cargos del cuadro tarifario de GASNOR aprobado por Resolución ENARGAS N° I/4353 del 30 de Marzo de 2017.-

Que, en el ANEXO II-Subanexo 2- Punto 2.2.9 “Sobreprecios por demanda del Sistema Aislado Provincial” se define como Sistema Aislado Provincial (SAP) a la demanda de energía y potencia constituida por: i) La Quiaca, Abra Pampa y Susques; ii) Localidades intermedias conectadas al sistema de Redes de Media Tensión que vinculan a las localidades mencionadas anteriormente y iii) resto de Localidades de menor demanda situadas en el interior de la Provincia de Jujuy, que estén vinculadas o con generación propia, cuya identificación e inclusión en la demanda del SAP, en las oportunidades que se estime pertinente, estará a cargo de la SUSEPU.-

Que, el Punto 2.2.9.1 “Precios de Referencia del Sistema Aislado Provincial” del  ANEXO II Subanexo2 del Contrato de Concesión de EJE S.A. se establece el procedimiento para la determinación del precio de referencia del Sistema Aislado Provincial, alcanzando para el presente trimestre el valor de: PeSAP = 5.482,31 $/MWh.-

Que, de acuerdo a lo establecido en el Punto 2, Apartados 2.1 y 2.2.9 del Subanexo2 – Anexo II del Contrato de Concesión se procedió a la determinación del balance ex-post correspondiente al trimestre Mayo/17- Julio/17, recalculándose los parámetros PP, Pep, Per y Pev; el importe resultante del balance, que se debe incorporar al cálculo tarifario, resulta en un valor $/trim 2.853.632 (pesos dos millones ochocientos cincuenta y tres mil seiscientos treinta y dos) como crédito para la Distribuidora.-

Que, de acuerdo al Punto 8 “Determinación del Coeficiente de Variación del Costo de Distribución de Referencia”-Anexo II-Subanexo 2 del Contrato de Concesión se debe determinar el Coeficiente de Variación del Costo de Distribución de Referencia (λ) que se corresponde con el Costo de Distribución de Referencia vigente. El cual a partir del 1° de Noviembre de 2017 hasta el 30 de Abril del 2018 ha resultado en un valor de  λ = 20,2763.-

Que, de acuerdo a lo determinado por la Resolución SE Nº 1866/2005, reglamentada por la Resolución Nº 072-SUSEPU-2006, se incluye en el Cuadro Tarifario los valores correspondientes a los Cargos Variables Transitorio para la conformación del FONINVEMEM (Fondo para Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista).-

Que, a los fines de la aplicación del punto 2 apartado 2.2.2 del Subanexo 9 del Contrato de Concesión de EJE S.A., y en los términos de la  Resolución Nº 035-SUSEPU-2012, el costo de una SET de 100 KVA presentado por la distribuidora para el trimestre de referencia resulta de un valor de $162.589,7 el cual es inferior al vigente, por lo que la Gerencia de Servicios Energéticos propone en base al precio de mercado un valor de $173.465,70 para el presente trimestre.-

Que, el Directorio comparte e informe de la Gerencia Técnica de Servicios.

Por ello, en ejercicio de sus funciones;

EL DIRECTORIO DE LA SUSEPU.

RESUELVE:

ARTICULO 1º.– Aprobar el Cuadro Tarifario de EJE S.A., que tendrá vigencia desde el 1º al 31 de Noviembre de 2017 y que como Anexo I forma parte de la presente disposición.-

ARTICULO 2º.- Aprobar a los fines de la aplicación del Punto 2 Apartado 2.2.2 del Subanexo 9 del Contrato de Concesión de EJE S.A., y en los términos de la  Resolución Nº 035-SUSEPU-2012, el costo de una SETA de 100 KVA, que tendrá vigencia en el período comprendido entre el 1º de Noviembre de 2017 y el 31 de Enero de 2018, por un valor de $173.465,70.-

ARTICULO 3º.- Publicar en Boletín Oficial. Remitir copia al Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra y Vivienda. Notificar a EJE S.A. Pasar a conocimiento de las Gerencias de Servicios Energéticos, del Usuario y al Departamento Legal. Cumplido archivar.-

Ing. Esp. Héctor Rafael Simone

Presidente

ANEXO I

CUADRO TARIFARIO

Vigencia: 1° al 31 de Noviembre de 2017

TARIFA T1

Pequeñas Demandas

T1-S Tarifa Social

Cargo Fijo Tarifa Social  $/mes  65,25

Cargo Variable Tarifa Social (Primeros 150 kWh/mes)  $/kWh  0,0775

Cargo Variable Tarifa Social (excedente a 150 kWh/mes, si el consumo es menor o igual con respecto a mismo mes de año 2015) $/kWh  0,9776

Cargo Variable Tarifa Social (Excedentes a 150 kWh/mes, hasta 600 kWh/mes, si el consumo es mayor con respecto a mismo mes de año 2015) $/kWh  1,8028

Cargo Variable Tarifa Social (Excedentes a 600 kWh/mes, si el consumo es mayor con respecto a mismo mes de año 2015)          $/kWh     2,1741

Electrodependientes

Cargo Fijo  65,2500

Cargo Variable (Primeros 600 kWh/mes)  0,7540

Cargo Variable (Excedentes a 600 kWh/mes, si el consumo es menor o igual con respecto al mismo mes de año 2015)  1,3741

Cargo Variable (Excedentes a 600 kWh/mes, hasta 1050 kWh/mes, si el consumo es mayor con respecto al mismo mes de año 2015)  1,5059

Cargo Variable (Excedentes a 1050 kWh/mes, si el consumo es mayor con respecto al mismo mes de año 2015)  1,6915

T1R – Uso Residencial

Cargo Fijo Residencial $/mes  65,25

Cargo Variable por consumo de energía primeros 150 kWh mes  $/kWh  1,6124

Cargo Variable por consumo de energía excedentes a 150 kWh mes  $/kWh  2,1741

Plan Estímulo

Uso Residencial; con ahorro mayor al 10% en igual mes año 2015

Cargo Fijo Residencial  $/mes  65,25

Cargo Variable por consumo de energía primeros 150 kWh mes  $/kWh  1,4264

Cargo Variable por consumo de energía excedentes a 150 kWh mes  $/kWh  1,9922

Plan Estímulo

Uso Residencial; con ahorro mayor al 20% en igual mes año 2015

Cargo Fijo Residencial $/mes  65,25

Cargo Variable por consumo de energía primeros 150 kWh mes  $/kWh  1,2412

Cargo Variable por consumo de energía excedentes a 150 kWh mes  $/kWh  1,8071

T1-G Uso General

Cargo Fijo General  $/mes  162,14

Cargo Variable por consumo de energía primeros 350 kWh mes         $/kWh     1,4830

Cargo Variable por consumo de energía excedentes a 350 kWh mes  $/kWh  2,1981

T1-AP Alumbrado Público

Cargo Variable por consumo de energía  $/kWh  2,0963

Tarifa T2MD

Medianas Demandas BT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 10 kW, e inferior a 50 kW

Cargo Fijo  $/mes  411,49

Cargo Potencia en horas de punta  $/kW  22,06

Cargo Potencia Máxima Contratada       $/kW  194,71

Cargo Variable por consumo de energía  $/kWh  0,9193

Medianas Demandas BT Estacionales

Potencia máxima contratada igual o mayor a 10 kW, e inferior a 50 kW

Cargo Fijo  $/mes  411,46

Cargo Variable por consumo de energía  $/kW  2,0110

Tarifa T3

Grandes Demandas BT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 50 kW, e inferior a 300 kW

Cargo Fijo $/mes  815,88

Cargo Potencia horas Punta contratada  $/kW  23,70

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW   204,96

Cargo Variable por consumo de energía en horas de punta   $/kWh     0,9335

Cargo Variable por consumo de energía en horas de resto    $/kWh     0,9184

Cargo Variable por consumo de energía en horas de valle    $/kWh     0,9065

Grandes Demandas BT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 300 kW

Cargo Fijo  $/mes  815,88

Cargo Potencia horas Punta contratada  $/kW  23,70

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW  204,96

Cargo Variable por consumo de energía en horas de punta   $/kWh     1,4396

Cargo Variable por consumo de energía en horas de resto    $/kWh     1,4263

Cargo Variable por consumo de energía en horas de valle    $/kWh     1,4289

Grandes Demandas BT Estacionales    

Potencia máxima contratada igual o mayor a 50 kW, e inferior a 300 kW

Cargo Fijo $/mes  815,88

Cargo Variable por consumo de energía en horas de punta   $/kWh     2,0519

Cargo Variable por consumo de energía en horas de resto    $/kWh     2,0368

Cargo Variable por consumo de energía en horas de valle    $/kWh     2,0249

Grandes Demandas MT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 50 kW, e inferior a 300 kW

Cargo Fijo              $/mes      4050,66

Cargo Potencia horas Punta contratada  $/kW       22,42

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW       109,51

Cargo Variable por consumo de energía en horas de punta   $/kWh     0,8515

Cargo Variable por consumo de energía en horas de resto    $/kWh     0,8377

Cargo Variable por consumo de energía en horas de valle    $/kWh     0,8268

Grandes Demandas MT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 300 kW

Cargo Fijo  $/mes  4050,66

Cargo Potencia horas Punta contratada  $/kW  22,42

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW  109,51

Cargo Variable por consumo de energía en horas de punta   $/kWh     1,3131

Cargo Variable por consumo de energía en horas de resto    $/kWh     1,3010

Cargo Variable por consumo de energía en horas de valle    $/kWh     1,3033

Tarifa T4 PFTT

Medianas Demandas BT PFTT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 30 kW, e inferior a 50 kW

Cargo Fijo $/mes  411,49

Cargo Potencia en horas de punta  $/kW  19,31

Cargo Potencia Máxima Contratada       $/kW  204,96

Cargo Variable por consumo de energía  $/kWh  0,2524

Tarifa T5 PFTT

Grandes Demandas BT PFTT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 50 kW, e inferior a 300 kW

Cargo Fijo  $/mes  815,88

Cargo Potencia horas Punta contratada  $/kW  19,31

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW  204,96

Cargo Variable por transporte de energía en horas de punta $/kWh 0,2582

Cargo Variable por transporte de energía en horas de resto  $/kWh     0,2493

Cargo Variable por transporte de energía en horas de valle   $/kWh     0,2549

Grandes Demandas BT PFTT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 300 kW

Cargo Fijo  $/mes  815,88

Cargo Potencia horas Punta contratada  $/kW  19,31

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW  204,96

Cargo Variable por energía transportada en horas de punta  $/kWh     0,2030

Cargo Variable por energía transportada en horas de resto   $/kWh     0,1954

Cargo Variable por energía transportada en horas de valle    $/kWh     0,2025

Grandes Demandas MT PFTT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 50 kW, e inferior a 300 kW

Cargo Fijo  $/mes  4050,66

Cargo Potencia horas Punta contratada  $/kW  19,36

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW  109,51

Cargo Variable por energía transportada en horas de punta  $/kWh     0,1758

Cargo Variable por energía transportada en horas de resto   $/kWh     0,1683

Cargo Variable por energía transportada en horas de valle    $/kWh     0,1749

Grandes Demandas MT PFTT

Potencia máxima contratada igual o mayor a 300 kW

Cargo Fijo $/mes   4050,66

Cargo Potencia horas Punta contratada $/kW  19,36

Cargo Potencia Máxima contratada        $/kW  109,51

Cargo Variable por energía transportada en horas de punta  $/kWh     0,1941

Cargo Variable por energía transportada en horas de resto   $/kWh     0,1866

Cargo Variable por energía transportada en horas de valle    $/kWh     0,1937

Cargos por Derechos de Conexión

Conexiones Comunes           

1- Aéreas Monofásicas Tarifa Social $ 569,00

2-Aéreas Monofásicas                       $ 683,00

3-Aéreas Trifásicas                            $ 1293,00

4-Subterráneas Monofásicas              $ 2110,00

5-Subterráneas Trifásicas                   $ 3245,00

Conexiones Especiales

1-Aéreas Monofásicas                             $ 1793,00

2- Aéreas Trifásicas                                 $ 3160,00

3-Subterráneas Monofásicas                    $ 5770,00

4-Subterráneas Trifásicas                          $ 5965,00

Cargos por Suspensión y Rehabilitación de Servicio

T1-Servicio Monofásico Tarifa Social      $ 227,00

T1-Servicio Monofásico                            $ 227,00

T1-Servicio Trifásico                                 $ 1076,00

T2-T3-T4-T5                                              $ 1077,00

Cargos FONIVEMEM

T1 Generales          $/kWh                              0,0033

T1 Alumbrado Público $/kWh                       0,0033

T2 Medianas Demandas $/kWh                     0,0033

T3 Grandes Demandas en BT $/kWh             0,0033

T3 Grandes Demandas en MT $/kWh            0,0030

T4 Medianas Demandas Estacionales $/kWh 0,0033

T4 Grandes Demandas Estacionales      $/kWh  0,0033

Ing. Esp. Héctor Rafael Simone

Presidente

15 DIC. LIQ. Nº 12762 $120,00.-