ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD

Resolución Sintetizada 270/2024

Resolución RESOL-2024-270-APN-ENRE#MEC

ACTA N° 1939

Expedientes EX-2024-46720828-APN-SD#ENRE y EX-2024-46720628-APN-SD#ENRE

Buenos Aires, 8 de MAYO de 2024

El Señor Interventor del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD ha resuelto:

1.- Aprobar el Programa para la Revisión Tarifaria de Distribución en el año 2024, que como Anexo (IF-2024-47300692-APN-ARYEE#ENRE) es parte integrante de la presente resolución.

2.- Notifíquese a la EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA (EDENOR S.A.) y a la EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESUR S.A.).

3.- Regístrese, comuníquese, publíquese en extracto, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.

Firmado: Interventor del ENRE, Lic. Darío Oscar Arrué.-.

Leandro Nicolas Palumbo, Asistente Administrativo, Secretaria del Directorio.

NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución Sintetizada se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-


(Nota Infoleg: Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la edición web de Boletín Oficial)


A. CRITERIOS Y METODOLOGÍA PARA EL PROCESO DE REVISIÓN TARIFARIA

1. INTRODUCCION

El objeto de este capítulo es establecer los criterios y aspectos metodológicos a los que deberán sujetarse las distribuidoras EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE SOCIEDAD ANONIMA (EDENOR S.A.) y la EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR SOCIEDAD ANONIMA (EDESUR S.A.) (en adelante las DISTRIBUIDORAS) para realizar los estudios tarifarios en el proceso de Revisión Tarifaria de acuerdo a lo dispuesto por los artículos 3 y 6, inciso b) del Decreto DNU N° 55/2023, lo establecido por el Artículo 45 de la Ley N° 24.065 y su reglamentación, aprobada por el Decreto PEN N° 1.398/1992 y los Contratos de Concesión de las Distribuidoras.

PRINCIPIOS GENERALES

En los numerales siguientes se resumen los lineamientos básicos para la elaboración de los procedimientos, cálculos y resultados a obtener en el Cálculo del Costo Propio de Distribución (CPD) y en las tarifas aplicables a Usuarios Finales del Servicio Público de Electricidad.

El cuadro tarifario obedecerá a los principios establecidos en el Capítulo X de la Ley N° 24.065. Particularmente, los Artículos 40, 41, 42 y 49 de la citada Ley y su reglamentación aprobada por el Decreto PEN N° 1.398/1992, y a los lineamientos que en este sentido emita el ENRE.

Los cuadros tarifarios que propongan las DISTRIBUIDORAS deberán tener en cuenta que:

• La tarifa se estructurará de manera que refleje el costo económico de los recursos involucrados en la función de distribución y comercialización de energía eléctrica.

• Los componentes básicos de la tarifa son los dispuestos en el Artículo 40 y concordantes de la Ley N° 24.065 y su reglamentación aprobada por el Decreto PEN N° 1.398/1992. En el caso particular de las tarifas de peaje para los Grandes Usuarios que acceden al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), las mismas deberán ser equivalentes a lo que paguen los usuarios de la misma categoría abastecidos por LAS DISTRIBUIDORAS, pero deduciendo de la misma los componentes de potencia, de energía y de transporte.

• Se aplicará un régimen de sanciones por incumplimientos de las exigencias mínimas en materia de calidad de servicio técnico y comercial, y calidad de producto, que podrán ser progresivamente crecientes en el transcurso del período tarifario.

Las DISTRIBUIDORAS, siguiendo los lineamientos del ENRE, podrán proponer acciones para fomentar e incentivar el uso racional de la energía (URE) tales como implementación de nuevas tecnológicas, esquemas tarifarios alternativos, etc.

2. COSTO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA (CENS) y COSTO DE LA ENERGÍA SUMINISTRADA EN MALAS CONDICIONES (CESMC)

De acuerdo a la experiencia de los últimos años y a las Disposiciones de la Ley de Defensa al Consumidor, ante determinadas fallas es necesario resarcir a los usuarios, más allá de las penalizaciones normales por apartamientos en la calidad de servicio. En este sentido, el ENRE definirá el CENS y el CESMC para su aplicación en las mencionadas situaciones extraordinarias.

3. REGIMEN DE SANCIONES POR CALIDAD Y RESARCIMIENTOS

El ENRE realizará un análisis crítico del sistema de sanciones por apartamiento en la calidad de servicio, producto técnico, etc., y resarcimientos vigentes, realizando las adecuaciones pertinentes que induzcan al cumplimiento del plan de inversiones y mejora de la calidad de servicio, el cual será informado a las Distribuidoras a fin de que puedan incorporar dicho régimen en la elaboración de su propuesta

ANÁLISIS DE LA DEMANDA Y SU PROYECCIÓN

Las DISTRIBUIDORAS deberán realizar un análisis de los mercados por ellas atendidos y, en base a ello, determinar las previsiones de la demanda eléctrica con la desagregación geográfica necesaria para su posterior captación por el sistema eléctrico. Esta proyección se realizará en principio para tres escenarios: Máxima, Mínima y Media.

Asimismo, deberán estimar para el próximo periodo tarifario la demanda de energía en sus elementos principales: cantidad de clientes, demanda de potencia y consumo medio de energía.

Los componentes de la estimación de la demanda serán tales que permitan identificar:

• Los consumos (kWh), actuales y proyectados, por tipos de usuarios y/o banda tarifaria, por sistema y por zona geográfica.

• De igual manera se procederá con las demandas (kW) identificando adicionalmente las máximas propias de cada sector, así como las máximas simultáneas por estadio y subestadio de cada sistema.

En todos los casos las proyecciones deberán prever la incorporación de demandas de clientes individuales que puedan modificar las proyecciones típicas.

Dado que la Campaña de Medición de Curva de Carga fue realizada durante los años 2019/2021, las DISTRIBUIDORAS deberán tener en cuenta dicha información para asignar los costos por nivel de tensión, en el cálculo de las tarifas.

4. BASE DE CAPITAL

Las DISTRIBUIDORAS deberán realizar la evaluación de sus Bienes de Capital, pudiendo para ello presentar diferentes métodos, pero debiendo analizar y validar como mínimo los de Valor Nuevo de Reposición (VNR) de las instalaciones reales y VNR depreciado o Valor Depreciado Técnico (VDT).

Para la evaluación de los métodos se deberá tener en cuenta las siguientes consideraciones generales:

• La valuación se efectuará en moneda nacional

• Para el cálculo de la variación en los precios de la economía se considerarán la evolución de índices oficiales representativos de la estructura de los bienes considerados.

• En los criterios de cálculo de la Base de Capital deberá tenerse en cuenta que la tarifa resultante no sólo debe remunerar el capital invertido sino también se utilizará como una señal para alentar las inversiones que deben realizarse anualmente.

• Teniendo en cuenta que la Base de Capital que se determine debe contemplar los activos necesarios para una operación eficiente y prudente del servicio las DISTRIBUIDORAS deberán presentar, previo a su valuación, un análisis de validación y consistencia de los métodos propuestos.

A los efectos de determinar la Base de Capital mediante el Valor Nuevo de Reposición (VNR) y y el Depreciado (VDT), se procederá de la siguiente manera:

• Para el VNR eléctrico (inversiones afectadas al servicio público de distribución de energía eléctrica) se partirá del Inventario físico, al cierre del año 2023, de las instalaciones existentes para las redes de AT, MT y BT, así como para las SSEE AT/MT, los Centros de Transformación MT/BT, acometidas y medidores (Red Real). A los efectos de tener un valor referencial, deberá determinarse el VNR a partir de un modelo de optimización de la red MT y BT, los Centros de Transformación MT/BT, acometidas y medidores (Red Ideal), que cumplan en atender la demanda actual y con el régimen objetivo de calidad de servicio y producto para cada usuario, y desagregada por Áreas Típicas de Distribución (ATD). Para la red AT y SSEE AT/MT se considerará la Red Real.

• Para el VNR no eléctrico (inversiones no afectadas al servicio público de distribución de energía eléctrica) se partirá de los inventarios físicos de los activos no depreciados.

Se deberán valorizar todas las instalaciones al valor de mercado a moneda del 31 de diciembre 2023, teniendo en cuenta la existencia de diferentes tecnologías y calidad de equipamientos.

Asimismo, no deberá tener en cuenta para la determinación de la base de capital aquellos activos que fueron cedidos por terceros o incorporados a través de las Contribuciones Especiales Reembolsables (CER) hasta tanto estas últimas hayan sido canceladas por las DISTRIBUIDORAS.

5. AREAS TÍPICAS DE DISTRIBUCIÓN (ATD) Y SISTEMAS ELECTRICOS REPRESENTATIVOS (SER)

En base a la calidad objetivo establecida por el ENRE, para definir las inversiones necesarias y sus costos asociados para atender mercados homogéneos, en cuanto a niveles de consumo, se realizará una zonificación del área de distribución.

Esta zonificación se efectúa mediante la determinación de Áreas Típicas de Distribución (ATD), entendiéndose como ATD al subconjunto del área concesionada que representa un mercado homogéneo en cuanto a niveles de consumo, características de las instalaciones requeridas (por cuestiones técnicas o por disposiciones legales, incluyendo obligaciones municipales) y exigencias de la red para satisfacerlo con el nivel de calidad y de confiabilidad objetivo definido.

El conjunto de las instalaciones requeridas y determinadas según la alternativa tecnológica que satisface menores costos totales para abastecer cada ATD constituyen los Sistemas Eléctricos Representativos (SER).

Las ATD y rangos correspondientes a considerar por el Consultor se detallan en el cuadro siguiente.

Zonificación del mercado eléctrico de EDENOR S.A y EDESUR S.A.


No obstante, las DISTRIBUIDORAS podrán proponer, para aprobación del ENRE, una zonificación diferente del mercado eléctrico, justificando detalladamente su propuesta. Para realizar la zonificación se deberá tener en cuenta los siguientes criterios:

• La variable a utilizar deberá ser la densidad de potencia máxima simultánea.

• Se deberá realizar tomando los parámetros que caracterizan el mercado desde el punto de vista de los usuarios en BT a fin de obtener una zonificación apta para el diseño de instalaciones en ese estadio (red BT y CT MT/BT). Luego se efectuará una que engloba al total de los usuarios en media y baja tensión, a los efectos de la zonificación necesaria para el desarrollo de instalaciones de media tensión.

• El tamaño de cuadrícula deberá ser de 500 m de lado.

• Se deberá realizar una subdivisión de cualquier rango cuando la superficie asociada al ATD definida por el nuevo rango sea superior a UN (1) Kilómetro Cuadrado. En este sentido, en caso de que las DISTRIBUIDORAS consideren que existen cambios en la demanda que justifiquen una variación en los rangos establecidos deberán justificar su propuesta.

Los costos que se originan por decisiones ajenas a LAS DISTRIBUIDORAS y que producen un apartamiento de la alternativa tecnológica que satisface menores costos totales para abastecer un ATD deberán ser estimados en forma separada, presentando un estudio que justifique la propuesta y que garantice su implementación.

Una vez determinadas las ATD en función de la demanda, se seleccionará entre las ATD aquellas que se utilizarán como muestras y para las cuales se desarrollarán las instalaciones (Sistemas Eléctricos Representativos).

A fin de obtener las inversiones correspondientes a todo el sistema, se harán extensivos los resultados de cada ATD, considerada como muestra, al resto de las ATD similares.

6. PLAN DE INVERSIONES

Las DISTRIBUIDORAS deberán presentar los planes de inversión a moneda del 31 de diciembre 2023 para los próximos CINCO (5) años posteriores a la entrada en vigencia de la RT, segregando los montos destinados para:

• Expansión

• Renovación

• Alcanzar la calidad de servicio y producto objetivo.

Los montos de las inversiones para alcanzar la calidad de servicio y producto objetivo, se incorporarán progresivamente a la base de capital, según el cronograma anual que finalmente se proponga, generando incrementos en la depreciación y en la rentabilidad incluida en el Costo Propio de Distribución (CPD) del año base.

7. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO, INDIRECTOS Y DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL.

Los costos de operación y mantenimiento, costos indirectos y de explotación comercial y su proyección durante el período tarifario deberán responder a una empresa que opere en forma eficiente, procurando la prestación del servicio en condiciones de calidad objetivo para cada año, determinadas previamente.

Por ello deberá considerar costos de operación y mantenimiento decrecientes, toda vez que por la realización de inversiones destinadas a mejorar la calidad de servicio, se producirán disminuciones en el número de interrupciones.

Los costos de operación y mantenimiento, costos indirectos y de explotación comercial deberán expresarse en moneda del 31 de diciembre de 2023.

8. COSTO PROPIO DE DISTRIBUCIÓN (CPD)

El CPD se determinará para cada nivel de tensión como integración de:

a) El costo de capital determinado a partir de la base de activos valuado a VNR y depreciada en forma lineal, por lo que el costo de capital resulta de la suma dada por el costo de oportunidad calculado como el producto entre la base neta y la tasa de rentabilidad regulada, y por el costo de mantenimiento de capital dado por las depreciaciones de la base bruta; más

b) Los costos por el uso de red real de distribución, ajustada a los distintos objetivos de calidad, los gastos de explotación de la mencionada red real ajustada; más los costos de una gestión eficiente de comercialización.

9. MECANISMOS DE TRASLADO DE LOS PRECIOS DE ENERGIA Y POTENCIA Para aquellos usuarios que no compren directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista, las DISTRIBUIDORAS podrán presentar esquemas alternativos de traslado de los precios de energía y potencia, respondiendo a los objetivos tarifarios generales, e incluyendo en particular:

• Las acciones para evitar la sobreventa de potencia y lograr el empalme tarifario neutro ante variaciones de precio de energía y potencia.

• La tarificación equitativa entre distintos niveles de tensión y entre diferentes categorías tarifarias, tanto para el usuario como para la empresa.

• El traslado de los cargos fijos y variables del transporte.

• El traslado del costo de las ampliaciones del sistema de transporte externo a sus redes.

• Todo otro elemento que impacte o pueda impactar el carácter neutro de las transferencias de costos del Mercado Eléctrico Mayorista a los usuarios cautivos, mediante mecanismos de ajuste ex-post, sencillos y de frecuencia trimestral, semestral o anual.

10. CATEGORÍAS TARIFARIAS

Las Distribuidoras deberán presentar su Cuadro Tarifario, teniendo en cuenta las categorías/subcategorías vigentes pudiendo, asimismo, proponer estructuras tarifarias alternativas.

11. FACTOR DE ESTÍMULO A LA EFICIENCIA.

Las DISTRIBUIDORAS podrán proponer el factor de estímulo a la eficiencia a ser aplicado en el próximo período tarifario, conforme a lo establecido en el Artículo 49 de la Ley N° 24.065.

12. MECANISMO DE ACTUALIZACIÓN DEL CPD

Las DISTRIBUIDORAS deberán proponer mecanismos alternativos de ajuste del CPD.

B. PLAN DE TRABAJO

De acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 45 de la Ley N° 24.065 y en los respectivos Contratos de Concesión, las Empresas Distribuidoras de jurisdicción nacional deberán solicitarle al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) la aprobación de los cuadros tarifarios que se proponen aplicar durante el próximo período tarifario, indicando las modalidades, tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de servicio, así como las clasificaciones de sus usuarios y las condiciones generales del servicio, con sujeción a los lineamientos que determine este Organismo.

A tal efecto, previo a la presentación de su propuesta tarifaria las distribuidoras, deberán remitir al ENRE informes parciales referidos a los tópicos y en las fechas que a continuación se detallan:

I. Análisis de la demanda y su proyección; bases de capital, sistemas eléctricos representativos (SER), y plan de inversiones.

II. Costos de operación y mantenimiento, indirectos y comerciales; mecanismo de traslado de los precios de energía y potencia; factor de estímulo a la eficiencia; costo propio de distribución (CPD); mecanismo de actualización del CPD.

III. Informe final - Cuadro Tarifario propuesto.

Asimismo, las Empresas Distribuidoras deberán suministrar al ENRE toda la información que solicite y que a juicio del Organismo resulte necesaria para la determinación de los cuadros tarifarios.

En el transcurso del proceso de elaboración de la propuesta tarifaria, las Empresas Distribuidoras deberán cumplir el cronograma de trabajo que contemple el suministro de información al ENRE.

Para la elaboración de sus propuestas tarifarias el ENRE informará la tasa de rentabilidad que las distribuidoras deberán tener en cuenta para el cálculo del CPD, en cumplimiento del Artículo 41 de la Ley N° 24.065, los parámetros de calidad objetivo y los criterios de gestión ambiental que deberán ser contemplados en dichas propuestas. Asimismo, el ENRE comunicará el valor del costo de la energía no suministrada (CENS) y el esquema de penalizaciones de calidad de servicio y producto técnico.

Las fechas establecidas en la presente reglamentación, deben entenderse como los plazos máximos para el cumplimiento de cada tarea, sin perjuicio de los avances que se logren en el proceso de la revisión tarifaria.

El siguiente cuadro contiene el detalle del plan de trabajo mencionado.