Resolución   148 / 2002
SECRETARIA DE ENERGIA
Fecha de publicación: 2002-11-04

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