NOTA INTEROFICINA AT/

ANEXO II
Primera Revisión Tarifaria de La Distribuidora CEARC
1.- OBJETIVO
Establecer los Términos de Referencia (TR) para la elaboración de la
propuesta tarifaria a presentar por La Distribuidora CEARC al EPRE en el
marco de su Primera Revisión Tarifaria
Estos TR tienen la función de establecer las bases, los criterios
metodológicos y los alcances que regirán la elaboración de la propuesta que
realice La Distribuidora CEARC sobre el Cuadro Tarifario de aplicación en el
segundo período tarifario, para los servicios eléctricos que presta en Río
Colorado. En la presentación de la información que debe efectuar La
Distribuidora, se deben exponer por separado los costos, activos e ingresos
correspondientes a las actividades conexas a la Concesionada, desarrollada
por La Distribuidora.
En términos generales la propuesta tarifaria deberá contener:
a) La Contabilidad Regulatoria que incluya la presentación sistematizada de
los datos actuales e históricos del mercado abastecido, de las
instalaciones, equipos y activos afectados a la prestación de los
servicios, y de los costos e inversiones resultantes de la operación de la
prestadora.
b) La Caracterización del Mercado Eléctrico que implique la identificación de
las características del mercado consumidor para realizar la justa
asignación de costos a los parámetros del Cuadro Tarifario. Esta
asignación resultará de valores obtenidos de campañas de medición
representativas del mercado de La Distribuidora CEARC.
c) El diseño de la Empresa Modelo que se constituya en una competencia
ideal de la CEARC para atender al mercado consumidor de Río
Colorado; con ese objeto se deberá incluir el diseño ideal del activo para
atender las demandas de servicio y la estructura organizacional óptima
para atender la operación de dicho activo.
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d) Los Pronósticos de Demanda y Plan de Inversiones a 5 y 10 años, que le
garanticen al usuario de Río Colorado el servicio eléctrico al mínimo
costo posible en cantidad y calidad suficiente. La determinación de las
inversiones de expansión en relación a los pronósticos de crecimiento de
la demanda permitirá el cálculo del denominado costo incremental de la
actividad.
e) La propuesta de Cuadro Tarifario, régimen de aplicación, recálculo
periódico, en un todo de acuerdo al Marco Regulatorio Eléctrico
Provincial y las normativas que lo complementen.
Todos los criterios y las metodologías que se establezcan, serán
interpretados de acuerdo al Marco Regulatorio Eléctrico Provincial, la
Resolución EPRE N° 358/99 y subsidiariamente el Marco Regulatorio
Nacional en aquello que corresponda.
El criterio general a observar en la elección de las metodologías y criterios
de cálculo, deberá tener en cuenta que la nueva propuesta tarifaria a
presentar brinde la oportunidad a la CEARC de actuando en forma prudente
y eficiente, cubrir los costos de los servicios suministrados a los usuarios,
obteniendo un margen neto de operación tal que le permita ejecutar sus
inversiones de expansión y reposición, en los términos que se establecen en
el Marco Regulatorio Eléctrico Provincial, satisfaciendo el abastecimiento de
la demanda en su área de concesión con la calidad de servicio establecida.
En ningún caso se aceptará a La Distribuidora CEARC, un determinado
ingreso en forma independiente a los resultados de su gestión y no se
incluirán los costos reales del servicio sin un análisis exhaustivo de los
mismos, que permita asegurar que corresponden al óptimo que establece el
Marco Regulatorio Eléctrico Provincial.
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2.- CONTABILIDAD REGULATORIA
Se realizará una presentación sistematizada de los datos actuales e
históricos de los costos e inversiones resultantes de la operación de La
Distribuidora, de las instalaciones, equipos y activos afectados a la
prestación de los servicios, y del mercado abastecido.
En la presentación de la información que debe efectuar La Distribuidora, se
deben exponer por separado los costos, activos e ingresos correspondientes
a las actividades conexas a la Concesionada, desarrollada por La
Distribuidora.
La información se presentará en las planillas cuyo formato y criterios para su
confección se especifica en el presente.
A continuación se detallan las pautas para la elaboración de las planillas.
El contenido de las planillas está dividido en tres módulos o bloques. El
primero se refiere a los costos directos e indirectos de La Distribuidora, el
segundo reúne la información relacionada con los activos requeridos para la
prestación del servicio y por último se solicita información sobre las
características básicas de la demanda.
2.1.- COSTOS ASOCIADOS A LA GESTIÓN DEL SERVICIO
Las planillas que lo componen son:
a) Gestión técnica de las redes
b) Gestión comercial de la clientela
c) Costos de la estructura
Se debe considerar que la información a volcar en las planillas es la
correspondiente a los Estados de Resultado del último Balance referido al
año 2002. La información será auditada por el EPRE. La Distribuidora
deberá definir los criterios utilizados para clasificar los costos directos e
indirectos, costos de operación, mantenimiento correctivo y preventivo.
2.2.- ACTIVOS REQUERIDOS PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO
Las planillas básicas que integran el módulo son:
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a) Redes de subtransmisión
b) Redes de distribución
c) Gestión comercial
La documentación de base debe coincidir con los datos físicos utilizados
para la confección del cuadro de Bienes de Uso del ejercicio económico
referido al año 2002, valuado al Valor Nuevo de Reposición. Adicionalmente,
La Distribuidora deberá adjuntar listados analíticos de los Bienes de Uso
correspondiente al período mencionado que servirán de respaldo de la
información física suministrada.
La Distribuidora deberá presentar los criterios contables utilizados para la
confección de los Balances relacionados con las erogaciones que fueron
activadas y las que fueron contabilizadas como gasto. Asimismo La
Distribuidora podrá adjuntar toda la documentación que considere
conveniente para una mejor interpretación de los datos solicitados en las
planillas, así como también deberá adjuntar el correspondiente Balance.
2.3.- CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DE LA DEMANDA
Se deberá considerar la información de base utilizada en los registros
contables del Balance General correspondiente al ejercicio referido al año
2002 en forma mensual.
Para los clientes encuadrados en pequeñas demandas la información
solicitada (cantidad de facturas) debe estar agrupada para el periodo
mencionado según cada bloque de consumo.
A los fines del requerimiento los bloques de consumo quedan definidos de la
siguiente manera en kWh/bimestre:
T1 R:
Desde 0 hasta 49
Desde 50 - hasta 74
Desde 75 hasta 99
Desde 100 hasta 124
Desde 125 hasta 149
4
Desde 150 hasta 174 Desde 175 hasta 199
Desde 200 hasta 300
Mas de 300 T1 G:
Desde 0 hasta 299
Desde 300 hasta 599
Desde 600 hasta 999 Desde 1000 hasta 1500
Mas de 1500
Para los clientes T2, T3, GUMA, GUME, GUPA la información debe ser
consolidada mensualmente.
Las planillas a confeccionar se adjuntan en Anexo I.
Durante todo el proceso de recolección y validación de la información se
aplicarán auditorias del EPRE.
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3.- CARACTERIZACIÓN DE LA DEMANDA
3.1.- ESTUDIOS DE MERCADO Y PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
El objetivo del estudio de mercado y proyección de la demanda eléctrica en
el Área de Concesión de la CEARC es aportar la correspondiente
información básica para otras etapas del estudio; esto es:
a) Prever los requerimientos futuros de energía y potencia en los nodos de
la red de distribución, a partir de los cuales se definirá el programa
óptimo de expansión de la red dentro del período de proyección.
b) Estimar el tamaño y las características del mercado futuro de La
Distribuidora, a fin de analizar el impacto del Cuadro Tarifario sobre el
negocio de distribución.
3.1.1.- LINEAMIENTOS METODOLÓGICOS
Aún cuando el nuevo Cuadro Tarifario de la CEARC compromete
exclusivamente los próximos 5 años de gestión, desde el punto de vista de la
programación óptima de las inversiones, se requiere extender el período de
análisis a un horizonte de por lo menos 10 años de extensión.
Teniendo en cuenta los objetivos del estudio de mercado a realizar, las
proyecciones de demanda eléctrica incluirán:
a) Proyección de los consumos de energía eléctrica por sector de consumo.
b) Estimación de los consumos y cargas que serían abastecidos desde la
red pública, descontando cuando correspondiera los consumos
autoabastecidos (autoproducción y cogeneración).
c) Localización de las demandas abastecidas desde la red pública por
puesto de transformación considerado en el modelo para el análisis de la
expansión de la red, con clara identificación del nivel de tensión en el
cual se produce la demanda correspondiente.
d) Estimación de los consumos que podrían ser abastecidos mediante
contratos directos con otros agentes comercializadores o generadores
del MEM, a fin de determinar el mercado propio a ser utilizado en los
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análisis de impactos de las alternativas de Cuadros Tarifarios sobre el
desempeño económico-financiero de la CEARC.
En los párrafos siguientes se describe sucintamente el enfoque a utilizar
para arribar a cada uno de estos resultados.
3.1.2.- PROYECCIÓN DE LOS CONSUMOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA
En lo que se refiere a su magnitud, la evolución futura del consumo eléctrico
dependerá de los siguientes factores:
a) Dinámica de las actividades socioeconómicas.
b) Innovación tecnológica en los usos finales, tanto en los sectores
productivos como en el sector residencial, que pudiera afectar el
rendimiento en el uso final de la electricidad
c) Captación de nuevos clientes, ya sea dentro del área cubierta por las
redes de distribución o a partir de planes de expansión de la cobertura
geográfica de la red.
d) Adaptabilidad de la red para atender la demanda efectiva de los
consumidores (eliminación de eventuales demandas insatisfechas en el
área de prestación del servicio).
La importancia relativa de estos factores puede variar sustancialmente
dependiendo del plazo en el cual se analice el mercado. En particular, las
proyecciones de mediano plazo (hasta 5 años), estarán altamente
condicionadas por las condiciones socioeconómicas coyunturales y mucho
menos influenciadas por los cambios tecnológicos en el consumo final, a
menos que existan planes de gestión de demanda (Demand Side
Management) en plena implementación.
Los programas de expansión de las redes, por su parte, condicionarán tanto
la cobertura del servicio como la capacidad para solucionar eventuales
demandas insatisfechas registradas en el período histórico considerado en
los registros de consumo utilizados como base para las proyecciones.
Para cada sector de consumo se reconstruirán las series históricas de
consumo eléctrico (1985- 1° Semestre 2003) y se considerarán los consumos
irregulares y/o no medidos.
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Una vez obtenidas las series sectoriales de consumo real de electricidad se
podrá analizar la estructura de consumo y determinar aquellos sectores que
más contribuyeron a la formación de la demanda eléctrica, así como los que
muestran un mayor dinamismo.
Se determinarán las actividades productivas con mayor responsabilidad en la
formación de la demanda eléctrica pasada, ya sean manufactureras o
primarias.
Para cada sector de consumo se deberán analizar las relaciones entre los
consumos eléctricos y las variables socioeconómicas consideradas relevantes
en su evolución. Adicionalmente, para el sector Residencial se deberá
analizar la evolución de la cobertura del servicio eléctrico en términos de la
población servida.
En la medida que se disponga de información suficiente, se deberá analizar
también el grado de cobertura del alumbrado público y los servicios sanitarios.
En tanto los datos disponibles lo permitan, se deberá avanzar en la
caracterización de los consumos eléctricos relevantes con el fin de identificar
aquellos usos y/o actividades que en el futuro podrían modificar la tipología de
sus consumos, ya sea por innovación tecnológica o por falta de competitividad
de la energía eléctrica provista por el servicio público frente a otras opciones
de abastecimiento.
Para las actividades manufactureras se deberá utilizar la información
disponible respecto de los procesos productivos y tecnológicos dominantes,
dependiendo del tipo de actividad. Especial atención se deberá prestar en
determinar las posibilidades de cogeneración y autoproducción eléctrica.
La realización del diagnóstico de las tendencias del consumo eléctrico se
complementará con el relevamiento de la información socioeconómica
relevante para la proyección de los consumos, tanto en lo que se refiere a la
evolución histórica como a las previsiones sobre sus perspectivas futuras. La
información disponible será analizada en detalle para los factores y
actividades económicas con mayor influencia sobre la formación de la
demanda eléctrica, prestando especial atención al impacto que pudieran
tener tanto la profundización del proceso de integración regional como las
previsiones sobre incorporación de nuevas actividades.
Para realizar el análisis de los factores determinantes de la demanda
eléctrica en cada sector de consumo se deberán emplear tanto los métodos
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econométricos como el enfoque técnico-económico de carácter analítico. El
empleo de estos métodos se efectuará de manera complementaria o
alternativa atendiendo a la información disponible, a su calidad y a las
características propias de cada sector de consumo.
El uso de los métodos econométricos tendrá preeminencia en el análisis de
la demanda del sector Residencial y del agregado Comercial - Oficial - Otros
Servicios, con la finalidad de obtener estimaciones de las elasticidades de
estas demandas con relación a sus principales variables explicativas.
A partir de la evolución prevista para las variables explicativas, se procederá a
realizar la proyección de los consumos de electricidad para cada uno de los
sectores.
Los consumos y cargas proyectados a ser abastecidos por el servicio público
serán afectados por las pérdidas técnicas en baja tensión a fin de estimar los
requerimientos en cada puesto de transformación de MT/BT.
3.2.- CARACTERIZACIÓN DE LOS CONSUMOS DE ELECTRICIDAD
Con el objeto de caracterizar adecuadamente a los clientes individualmente
y en su relación con los picos de carga en cada etapa, se efectuará una
Campaña de Medición (CMED).
El diseño de la CMED y el listado de los usuarios a muestrear por rangos
tarifarios será presentado por el EPRE a la CEARC. El desarrollo de la
Campaña estará a cargo de La Distribuidora CEARC bajo supervisión y
control del EPRE.
La Distribuidora deberá elaborar normas técnicas e instructivos para el
tratamiento de los equipos e información, y realización de los
procedimientos, serán los mínimos necesarios para asegurar la
incorruptibilidad y confiabilidad de los datos relevados.
La Distribuidora suministrará los equipos necesarios para cumplimentar el
diseño de la campaña presentado y los recursos necesarios para la
instalación y toma de datos, y para la transferencia de la información
relevada. El EPRE supervisará según sus propios lineamientos la tarea de
La Distribuidora al respecto.
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La duración mínima de la campaña se estima en 12 (doce) meses corridos,
contados a partir de la instalación del equipamiento.
El objetivo último de la campaña de medición es la obtención de la
información que permita realizar una correcta asignación de los costos del
servicio a distintos grupos tarifarios.
Atento a los tiempos involucrados en la realización de la CMED que
impedirían una respuesta adecuada de La Distribuidora CEARC en el plazo
previsto para su presentación de la propuesta, el EPRE suministrará los
valores necesarios referidos a los distintos factores de asignación,
necesarios para la confección de las tarifas, a título de datos provisorios
hasta tanto se cuente con los resultados de la CMED explicitada.
Los valores provisorios a suministrar por el EPRE surgirán de considerar
resultados de otra campaña sobre un mercado similar al de La Distribuidora
CEARC y una disposición constructiva y espacial de sus instalaciones
asimilable también a La Distribuidora CEARC.
Respecto a la CMED efectiva una vez iniciada la recolección de datos, el
EPRE ampliará los conceptos específicos sobre el tratamiento de la
información obtenida y los parámetros que se deberán tener en cuenta para
el cálculo tarifario.
3.3.
Concluida la CMED efectiva, se ajustarán los
CATEGORÍAS TARIFARIAS
valores resultantes.
Se incluirá en la propuesta una clasificación tarifaria de los usuarios, de tal
forma de crear conjuntos homogéneos en relación a los costos que estos
ocasionen al sistema; en forma previa se definirán los parámetros eléctricos
que caracterizan a los consumidores y que estén vinculados a los costos
correspondientes.
Se presentará una propuesta, sobre las magnitudes eléctricas del consumo
del usuario, que se utilizarán para conformar la factura por el servicio y que
definirán los parámetros del Cuadro Tarifario.
En todos los casos, la propuesta estará elaborada sobre la base de los
principios de la asignación de costos con justicia y equidad entre quienes lo
producen.
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Los valores límites a partir de los cuáles se mide y controla la máxima
demanda de potencia del usuario, serán definidos en base al análisis costo
beneficio entre los correspondientes al equipo de medición y su gestión, y
los potenciales errores evitados por medir en lugar de estimar.
Se propondrá un esquema tarifario específico para los llamados consumos
estacionales, entendiendo por tales aquellos donde su demanda y consumo
se concentra únicamente a lo largo de un corto período del año (por ej:
actividad frutícola). Este esquema se basará en los principios ya enunciados
observando el interés del usuario y de La Distribuidora CEARC.
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4.- DISEÑO DE LA EMPRESA IDEAL. CÁLCULO DE COSTOS
4.1.
OBJETIVOS
Esta etapa del estudio tiene por objetivo determinar los costos de
distribución que corresponde reconocer en el Cuadro Tarifario.
Los costos de distribución incluyen los correspondientes a la operación y al
mantenimiento de la red eléctrica, los del capital inmovilizado en la actividad,
las pérdidas técnicas, y la gestión de comercialización de los servicios.
Se calcularán en base al presupuesto de gestión prudente y eficiente de los
recursos y asignación económica de los recursos para la inversión. A tal
efecto se deberá diseñar una estructura organizacional óptima que opere
una red adaptada técnica y económicamente a la demanda, y un sistema
administrativo y comercial eficiente.
A continuación se describen las tareas que se deben desarrollar para
alcanzar los objetivos propuestos.
4.2.
COSTOS DE OPERACIÓN DE LA EMPRESA OPTIMA Y EFICIENTE
Se deberá presentar un análisis de los costos operativos y de estructura de
apoyo de una empresa modelo eficiente cuya actividad exclusiva sea la
prestación del Servicio Público de distribución de electricidad en el Área de
Concesión de la CEARC.
A tal efecto se deberá proponer una metodología de cálculo de los costos
técnicos de operación y mantenimiento, de comercialización (o de gestión
comercial de los clientes), y de estructura de apoyo, considerados costos
operativos razonables para su traslado a las tarifas.
En los costos de la estructura de apoyo no deberán incluirse los
correspondientes al Consejo de Administración.
A estos efectos se debe concebir una empresa óptima, en cuanto
instalaciones y eficiencia de operación, y determinar sus costos de
funcionamiento como los óptimos alcanzables en el territorio bajo análisis.
El desarrollo de los costos se basa en el análisis de tres grupos de variables:
la dotación estructurada de acuerdo al organigrama, los costos de las
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operaciones y los clientes. Estas tres variables se encuentran
interrelacionadas y además están compuestas por tres especialidades
explotación comercial, explotación técnica y actividades de apoyo.
La organización ideal diseñada debe efectuar las mismas actividades y
funciones que la empresa real, considerando los aspectos comerciales,
técnicos y de apoyo como así también toda la infraestructura necesaria
(terrenos, edificios, vehículos, equipamiento, etc.), de manera de lograr la
validación final de los costos a transferir.
Para calcular las dotaciones de cada sector se deberán utilizar indicadores
que relacionan el plantel requerido para operar y mantener una unidad de
instalación respecto de las instalaciones existentes incrementadas por las
incorporaciones previstas para cada año de acuerdo en el plan de desarrollo.
De acuerdo a lo que se esté analizando los indicadores podrán relacionarse
con la actividad, el número de acciones para cumplir una tarea y con el
personal necesario para ejecutarla.
Para los costos de explotación se deberá diseñar un organigrama con todas
las estructuras posibles, con la información sobre el personal que la
compone, los distintos niveles jerárquicos, la cantidad de agentes que
revistan en cada uno de ellos, y el costo salarial anual para el nivel de que
se trate.
Siendo el rubro personal uno de los componentes más importantes de los
costos de operación es necesario elaborar el cálculo de las dotaciones
necesarias y suficiente para una empresa optima y eficiente en forma
meticulosa.
Los costos salariales deben comprender todas las cargas atribuibles a la
relación de dependencia, desde el salario básico hasta los vales de
almuerzo, pasando por aguinaldo, horas extras, vacaciones, y otros.
Para que estos costos sean justificables deben ser representativos de los
costos promedios del sector, por lo que a este efecto es conveniente realizar
una encuesta entre las empresas de servicios de zonas relacionadas al Área
de Concesión.
Otra variable muy importante en el funcionamiento del modelo a diseñar para
el estudio de costos es la cantidad de clientes que debe atender La
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Distribuidora. Se deberá tener en cuenta en los cálculos la variable de
crecimiento por cada categoría tarifaria. Se deberá estimar los volúmenes
de actividad comercial, y algunas actividades técnicas que tienen relación
con la clientela.
Se deberá tener en cuenta los usuarios por segmento tarifario y proyectarse
su evolución por los próximos 5 años, definiendo el crecimiento por cada
tarifa con el propósito de darle características diferenciales a la evolución de
cada una de ellas si fuera necesario. Esto permitirá en principio calcular la
cantidad de facturas emitidas por mes y el número de clientes dados de alta
por año.
El informe con el modelo elegido contendrá como mínimo información
precisa sobre la cantidad de personal necesario y suficiente en cada una de
las gerencias o divisiones internas que posea. Un informe con los costos
asociados a cada una de las actividades desarrolladas y agrupadas en
costos de explotación comercial y costos de explotación técnica. Se deberá
presentar también los costos asociados a todas aquellas actividades de
apoyo que se consideren y el costo total de la empresa diseñada.
4.3.
COSTOS DE CAPITAL
Se calcularán los costos de capital propios de la actividad de distribución en
base a los costos de la red de distribución, adaptada técnica y
económicamente a la demanda, que permite abastecer las necesidades de
electricidad de los usuarios de la CEARC. Deberá tenerse en especial
consideración el modelo de financiamiento y capitalización cooperativo de la
CEARC
Los valores iniciales se ajustarán en función de las características de las
inversiones de expansión de las redes.
4.3.1.- RED ADAPTADA A LA DEMANDA
Se entiende por este término a una red que permita abastecer las
necesidades de los usuarios, con la calidad técnica (de servicio y producto) y
de atención comercial establecidas en los términos de la concesión, al
mínimo costo presente y futuro.
El mínimo costo incluye los costos de inversión y explotación de la red, el
costo de las pérdidas del servicio técnico y comercial, y el costo de la calidad
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del producto y del servicio establecidos en cada momento del período
tarifario considerado.
Se considerarán estrictamente los límites de los indicadores de calidad de
servicio técnico, producto técnico y servicio comercial vigentes, sin que los
mismos estén sujetos a revisión en esta oportunidad.
Las alternativas de conformación de la red de referencia serán propuestas
en base a las tecnologías actuales y de previsible desarrollo en el mediano
plazo, teniendo en cuenta el período que cubre el nuevo período tarifario.
Los costos de inversión serán obtenidos en base a diseños típicos de
ingeniería, elaborados de acuerdo a las reglas del arte vigentes, y que
cumplan con los reglamentos de seguridad pública y protección ambiental
reconocidos y de aplicación. Los diseños de ingeniería se valorizarán con
precios de mercado de provisión de los materiales y montaje, entendiendo
como tales aquellos que obtuvieran empresas de referencia comparables, en
procesos de compra realizados con probada competitividad y transparencia,
y durante períodos no inferiores a los dos años. Se considerarán los valores
obtenidos por la CEARC, demostrando en forma previa el cumplimiento de
las pautas mencionadas precedentemente. Los costos de montaje, se
calcularán sobre la base de prácticas del tipo de tercerización o externos a la
empresa eléctrica.
Se entregará adjunta a la propuesta tarifaria, y en los plazos que el EPRE
determine, los diseños de ingeniería y la conformación del costo,
convenientemente desagregados, para su análisis y validación.
El costo de pérdidas del servicio técnico se evaluará en base a los costos de
abastecimiento de potencia y energía, y de su transmisión y distribución,
hasta el punto donde se produce.
El costo de la calidad se considerará en base al costo de la energía no
suministrada vigente.
4.3.2.- Red de Referencia
La red de referencia se calculará en base al análisis del sistema eléctrico
que opera la CEARC en el territorio de su Área de Concesión.
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Los costos dependerán de la densidad de carga eléctrica y de las
restricciones de desarrollo urbano en los centros urbanos, suburbanos,
rurales y singulares.
El costo de capital a incluir en el cálculo tarifario, se obtendrá de considerar
el total del sistema eléctrico definido para la CEARC; para ello se clasificará
el sistema eléctrico por su densidad y restricciones urbanas y conocimientos
específico del mismo.
4.3.3. ZONIFICACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO.
Se zonificará el mercado de la CEARC sobre la base de la división catastral
en áreas urbanas, rurales, y otras singulares, según las características de la
red y los siguientes indicadores:
I1  clientes
km de red BT
I2  kVA MT BT
I 3  kWh
km de red MT
cliente
Mediante la aplicación de los indicadores, las áreas quedarán todas
clasificadas en grupos urbanos, rurales y singulares de características
distintivas.
De cada uno de los grupos que quedarán conformados, se elegirán áreas
representativas sobre las que se determinará:

Densidad de carga de MT y BT.

Tipología de la clientela.

Tasas de crecimiento de demanda horizontal y vertical.

Posibilidad de desarrollo de redes aéreas MT y BT, sobre la base de
códigos de planeamiento y desarrollo urbano, normas de aplicación
nacionales y municipales.
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La densidad de carga se determinará en base a las cargas reales de las
estaciones MT/BT, de los alimentadores MT y del área de influencia de cada
estación. Se proveerá asimismo, por área típica, la información concerniente
a la cantidad de instalaciones de MT, SETA y BT por tipo.
4.3.4. OPCIONES TECNOLÓGICAS Y ARQUITECTURA DE RED
Una vez que se defina el tipo de red aérea o subterránea y tipo de SETA
aplicable a cada zona característica, se deberá elegir:
a) Las opciones tecnológicas más adecuadas en función de prácticas ya
realizadas o bien conocidas y con resultados aplicables a nivel
provincial.
b) La arquitectura de red requerida (circuitos típicos) para cada zona
característica.
c) Las opciones de sistemas de protección y maniobra a adoptar.
4.3.5. EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL SERVICIO Y DEL PRODUCTO
TÉCNICO
A partir de la Calidad de Servicio definida reglamentariamente en la
Resolución EPRE N° 358/99 se deberán determinar las implicancias en
cuanto al tipo de red a utilizar, la topología o arquitectura de red requerida o
conveniente, las caídas de tensión máximas admisibles, las prácticas de
regulación de tensión a realizar y los esquemas básicos de los sistemas de
protección y maniobra.
4.3.6. CÁLCULO DE LOS VALORES DE LA RED
Se determinará el valor de la red según:
El valor de reposición a nuevo (según valores de mercado) de la red de
referencia (adaptada técnica y económicamente a la demanda), al tiempo de
presentación de la propuesta.
Los cálculos se desarrollarán con la siguiente apertura mínima de las etapas
de distribución y subtransmisión.
a) Líneas de subtransmisión en MT
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b) Subestaciones transformadoras MT/MT.
c) Red de distribución en MT, con sus elementos de maniobra.
d) Subestaciones transformadoras MT/BT.
e) Red de distribución en BT, con sus elementos de maniobra.
f) Acometidas a los clientes desde la red general y equipos de medición y
registro.
4.3.7. CÁLCULO DEL COSTO DEL CAPITAL
El costo de capital se calculará para cada etapa de distribución y
subtransmisión, como la anualidad del valor de la red a precios de mercado
relacionado con la potencia suministrada o demanda máxima que suministra
la red.
La tasa a considerar en el cálculo de la anualidad tendrá en cuenta las
referencias que al respecto se determinan en la Ley de Marco Regulatorio
Eléctrico y en la legislación vigente de aplicación para la CEARC. Las vidas
útiles corresponderán a valores estándares aceptados en la industria y serán
definidos por el EPRE.
Las demandas máximas de potencia a utilizar corresponderán a los valores
que circulan en cada etapa de la distribución, considerando adecuadamente
pérdidas del servicio técnico y factores de simultaneidad o coincidencia de
los picos de demanda.
4.3.8. PROPUESTAS ALTERNATIVAS
La CEARC podrá incluir en su propuesta, además de lo especificado en este
documento, una propuesta alternativa para el cálculo del costo de capital,
que considere el valor patrimonial/contable de la empresa y/o el valor del
negocio, en base a la proyección esperada de los resultados de gestión.
Esta alternativa deberá incluir además de elementos técnicos y memoria de
cálculo, la fundamentación conceptual y su encuadre con la legislación
vigente y en particular el Marco Regulatorio Eléctrico de la Provincia, y la
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calificación y cuantificación de los beneficios que estas alternativas
representan para los usuarios.
4.4.
PÉRDIDAS TÉCNICAS Y COMERCIALES
Las pérdidas asociadas al proceso técnico de distribución se calcularán en
base a los efectos físicos que se producen al energizar y transmitir energía
eléctrica por redes de distribución de energía eléctrica.
Los cálculos se efectuarán para cada etapa del proceso de distribución y se
basarán en la red adaptada a la demanda. Se discriminarán las
correspondientes a la hora de máxima demanda de potencia (pérdida de
potencia) y las pérdidas medias de energía ponderando los distintos estados
de carga característicos de la red (pérdidas de energía).
Las pérdidas reconocidas por la actividad de comercialización de los
servicios de distribución, incluirán los errores razonables del proceso de
lectura-facturación-cobranza, y un nivel económico de hurto y de morosidad
e incobrabilidad.
La inclusión de las pérdidas comerciales serán aceptables si se demuestra
que los costos para eliminarlo son mayores que los beneficios por su
recupero.
4.5.
COSTOS DE ABASTECIMIENTO
La propuesta tarifaria deberá contemplar con relación a los Costos de
Abastecimiento lo previsto en la Ley Provincial N° 2902 respecto a los límites
de precios que pueden ser transferidos a las TUF (Artículo 41°, inc. c.),
teniendo en cuenta que en ese valor límite estarán reconocidos los costos de
abastecimiento, incluyendo los de potencia, energía y servicios, entre los
que se destacan los de transporte en alta tensión, las funciones técnicas de
transporte y los cánones de ampliación del sistema de transporte.
En caso de presentar una propuesta con distintas alternativas de
abastecimiento, esta deberá estar enmarcada en el criterio de lograr el
reconocimiento de las señales económicas que permitan asegurar el
abastecimiento en el largo plazo y cumplir con los parámetros de calidad de
servicio suministrados a los usuarios en los términos contractuales,
minimizando los precios posibles. y se verificará el no apalancamiento del
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margen de distribución por efecto de los precios reconocidos de
abastecimiento y trasladables a los usuarios.
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5. EL CUADRO TARIFARIO PROPUESTO
5.1.
EL DISEÑO DEL CUADRO TARIFARIO
Los costos de abastecimiento, los costos asociados a la red de distribución,
los costos correspondientes a la comercialización y los costos derivados de
las pérdidas propias de la actividad, se asignarán a los parámetros tarifarios
de cada categoría, procurando que cada grupo de usuarios abone los costos
que su modalidad de consumo provoque al sistema.
En el caso de las tarifas en que se contrate, mida y controle las máximas
demandas de potencia y los consumos de energía por tramo horario, se
asignarán costos de tal manera de asignar aquellos vinculados con la
existencia del usuario independientemente de su demanda o consumo
(gastos de comercialización) a los cargos fijos, los costos de potencia tanto
propios como por abastecimiento, a los cargos por capacidad de suministro
en horas de punta o fuera de ellas, y los costos de energía (por
abastecimiento y pérdidas) a los cargos homónimos.
La asignación de costos de potencia, a los cargos por capacidades de
suministro contratadas, contemplarán los factores de simultaneidad o
coincidencia entre la red y la demanda del usuario.
Las tarifas simples, serán aquellas en las que únicamente se mida energía
por tramo horario único y en la que sus parámetros tarifarios, sean cargos
fijos independientes del consumo y cargos variables.
La asignación de costos en este tipo de tarifas, se basará en una
caracterización de cada grupo de usuarios, realizada en base a campañas
de medición de acuerdo a la metodología adoptada y los criterios de
caracterización de la carga y de la clientela detallados.
Mediante la campaña de medición, serán relevados los parámetros de
consumo de cada curva de carga equivalente, entendiendo como tales
parámetros a la potencia en horas de punta y fuera de ella, y los factores de
carga en horarios de punta y fuera de ellos. A los efectos de la
caracterización, el grupo de usuarios se subdividirá en estratos definidos, por
sus respectivos consumos mensuales de energía.
En base a la caracterización de la carga y los costos totales del suministro,
deberá trazarse la correspondiente curva de costos, para cada grupo de
21
usuarios (residenciales, generales, industriales, estacionales, otros). Cada
curva representará la evolución del costo total del servicio de cada usuario,
representativo del estrato (bandas de energía consumida) en función de su
consumo mensual de energía.
La curva de costos deberá ser ajustada con rectas (funciones lineales), las
que representarán a los cargos fijos en sus ordenadas al origen, y a los
variables en sus pendientes. Se elaborará una estructura tarifaria a proponer
por la CEARC que mejor ajuste a su curva de costos. En dicho ajuste, se
considerará la dispersión o error, aceptado en la caracterización de la carga.
Se elaborará un esquema de ajuste de los parámetros tarifarios a proponer
por la CEARC, basado en algoritmos matemáticos que representen con
equidad y justicia, la incidencia de cada tipo de costos, en el parámetro
correspondiente.
Una vez calculados los parámetros del Cuadro Tarifario y sus fórmulas de
ajuste, se elaborará una demostración donde se demuestre la inexistencia
de “apalancamiento” entre las tarifas y los precios de compra, entendiendo
como tal, la variación del margen del distribuidor por efecto de los precios de
abastecimiento.
Asimismo se demostrará que el margen obtenido con el Cuadro Tarifario a
proponer, es del orden del que se obtendría como producto del costo de
distribución reconocido, por las potencias o capacidades de suministro
vendidas a los usuarios, obtenidas estas últimas a partir de la máxima
demanda de la CEARC para cada período proyectado, afectada por los
correspondientes factores de simultaneidad o coincidencia.
5.2.
EL RÉGIMEN TARIFARIO
Se deberá presentar, junto con el Cuadro Tarifario propuesto, el régimen de
aplicación correspondiente.
5.3.
ASPECTOS FINANCIEROS
Se deberá realizar un análisis de los flujos de fondos que permitan estimar el
valor comercial de mercado de la unidad de negocio que constituye en la
CEARC la prestación del servicio público de distribución de electricidad y sus
eventuales variaciones.
22
5.4.
EVALUACIÓN DE LA APLICACIÓN DE LA PROPUESTA
Se evaluará el impacto producido por la aplicación del nuevo Cuadro
Tarifario detallando, para el período completo de vigencia del nuevo Cuadro
Tarifario:
a) El producido total para cada categoría tarifaria aplicando los dos cuadros
tarifarios (vigente y propuesto) y las variaciones individuales para cada
rango de consumo (el EPRE definirá la extensión del rango de consumo).
b) La discriminación del ingreso total de La Distribuidora en los conceptos
relacionados con el abastecimiento de energía y con el reconocimiento
de costos propios de la actividad de distribución, comparándolo con la
situación anterior con el mismo grado de detalle.
23
6. PRESENTACIÓN DE LOS DOCUMENTOS
Todos los documentos se presentarán impresos y en los medios magnéticos
que correspondan. Las planillas de cálculo se entregarán de tal forma que se
permita reproducir los cálculos descriptos.
A cada documento se adjuntará un Informe Ejecutivo que describa en forma
resumida el mismo, y se elaborará y suministrará un Documento Guía que
resuma en forma completa e integrada al conjunto de todos los documentos
que conforman la propuesta.
La propuesta tarifaria, y toda la documentación de soporte, deberá
presentarse antes del 31 de Octubre de 2003.
Al finalizar las tareas asociadas con la campaña de medición La
Distribuidora presentará al EPRE un informe indicando y justificando las
eventuales variaciones respecto de su presentación original.
24
Provincia de Río Negro – E P R E
ESTUDIOS BÁSICOS PARA LA REVISIÓN DEL CUADRO TARIFARIO DE LA CEARC
REQUERIMIENTO DE INFORMACIÓN BÁSICA
1.-
COSTOS ASOCIADOS A LA GESTIÓN DEL SERVICIO
1.1.-
GESTIÓN TÉCNICA DE LAS REDES (costos directos)
Mano de
Obra
Líneas de
Subtransmisión
en MT
Red de MT
SET MT/BT
Red de BT
Acometidas y
Medidores
25
AÑO: 2002
Operación
Mantenimiento correctivo
Mantenimiento preventivo
($/ejercicio)
($/ejercicio)
($/ejercicio)
Materiales
Servicios
de Terceros
Otros
Mano de
Obra
Materiales
Servicios
de Terceros
Otros
Mano de
Obra
Materiales
Servicios
de Terceros
Otros
1.2.-
GESTION COMERCIAL DE LA CLIENTELA (costos directos)
Mano de
Obra
26
AÑO: 2002
Lectura de Medidores
Emisión y Remisión de la Factura
Gestión de Cobranza y Morosidad
Atención al Cliente
($/ejercicio)
($/ejercicio)
($/ejercicio)
($/ejercicio)
Materiales
Servicios de
Terceros
Otros
Mano de Obra
Materiales
Servicios de
Terceros
Otros
Mano de
Obra
Materiales
Servicios de
Terceros
Otros
Mano de
Obra
Materiales
Servicios de
Terceros
Otros
1.4.-
COSTO DE LA ESTRUCTURA (costos indirectos)
AÑO 2002
Dirección Gral
($/ejercicio)
Apoyo
($/ejercicio)
Otros
Total
($/ejercicio)
($/ejercicio)
Materias Primas
Mano de Obra
Servicios de
Terceros
Otros
TOTAL
ASIGNACIÓN
INDIRECTA
Materia Prima
Mano de obra
Servicios de
terceros
Otros
Líneas de
Subtransmisión
en MT
Red de MT
SET MT/BT
Red de BT
Acometidas y
Medidores
Lectura de
Medidores
Emisión y
Remisión de las
Facturas
Gestión de
Cobranza y
Morosidad
Atención al
Cliente
Nota: La organización de la Estructura es indicativa, por ej. en Apoyo se podría
incluir Contaduría, tesorería, compras, etc. En Dirección General los
gastos del Gerente General de la Cooperativa y Asesoría Legal.
30
2.
ACTIVOS REQUERIDOS PARA LA PRESTACION DEL SERVICIO
2.1.
REDES
2.1.1.
Líneas en MT
Tensión
Desde
(kV)
(localidad
/región)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
2.1.2..Tensión
primaria
Longitud Conductor Capacidad Carga
Nominal Máxima
(localidad/
(km)
(mm2)
región)
(kVA)
(kW)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Antigüedad
(años)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Valor
Reposición
($)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Estaciones transformadoras MT/BT.
Ubicación
Tipo
(intemperie;
c/edificio)
(kV)
.....
.....
.....
.....
.....
Hasta
.....
.....
.....
.....
.....
Capacidad
Nominal
Carga
Máxima
(kVA)
(kW)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Antigüedad
(años)
.....
.....
.....
.....
.....
2.1.3.
Distribución
2.1.3.1.-
Red de distribución primaria MT (Por Alimentador)
Tensión
Tipo
Postación
(kV)
(Aéreo/
Subte.)
(%)
.....
.....
.....
.....
Mater 1
Mater 2
.....
.....
Valor Reposición
($)
.....
.....
.....
.....
.....
Longitud Conductor Capacidad Carga
Nominal Máxima
(km)
(Material
/mm2)
(kVA)
(Kw)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Antigüedad
(años)
.....
.....
30
Valor
Reposición
($)
.....
.....
2.1.3.2.Tensión
primaria
(kV)
Centros de transformación MT/BT (Por Alimentador)
Identificación Ubicación Tipo (plataforma Capacidad
mono ó biposte, Nominal
a nivel ó
(kVA)
subterráneo)
.....
.....
.....
.....
2.1.3.3.-
.....
.....
.....
.....
Postación
(Cable, línea o
preensamblado,
mono ó
trifásica)
(%)
(kW)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Longitud Conductor Capacidad Carga Antigüedad
Nominal Máxima
(km)
(Material/
(años)
mm2)
(kVA)
(kW)
Material 1 Material 2
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Valor
Reposición
($)
.....
.....
Conexiones y acometidas
Tipo de
Medición
(energía,
potencia, simple
y multihorario)
Tipo de
acometida
Ubicación
Cantidad
(unidades)
Antigüedad
media
(aérea,
subterránea)
.....
.....
2.1.3.5.-
Antigüedad Valor Reposición
($)
(años)
Red de distribución secundaria BT
Tipo
2.1.3.4.-
Carga
Máxima
.....
.....
Valor Reposición
($)
(años)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Otras instalaciones vinculadas a las redes
Descripción
.....
Ubicación
Antigüedad media
(localidad/región)
(años)
.....
.....
Valor Reposición
($)
.....
30
2.2.-
GESTION COMERCIAL
2.2.1.-
Oficinas y agencias de atención al usuario
Ubicación
Tipo edilicio y
superficie
cubierta
Equipamiento y
dotación de
personal
Antigüedad
media
(años)
Valor Reposición
($)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
(localidad/región)
2.2.2.-
Infraestructura para el ciclo lectura/facturación/cobranza
Ubicación
Tipo edilicio y
superficie
cubierta
Equipamiento y
dotación de
personal
Antigüedad
media
(años)
Valor Reposición
($)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
.....
2.2.3.-
Otros activos afectados a la gestión comercial
Descripción
.....
.....
Ubicación
Antigüedad media
Valor Reposición
($)
(localidad/región)
(años)
.....
.....
.....
.....
.....
.....
Antigüedad media
Valor Reposición
($)
2.3 Otros Activos (Especificar)
Descripción
Ubicación
(años)
.....
.....
.....
.....
30
CARACTERISTICAS BÁSICAS DE LA DEMANDA
3.1.-
PEQUEÑAS DEMANDAS RESIDENCIALES
Mes..... AÑO 2002
Localidad
Demandas Residenciales
hasta ... kWh/mes
Cantidad
de
Clientes
Cantidad
de
Clientes
Energía
facturada
(e) ... y ... kWh/mes
Cantidad
de
Clientes
más de ... kWh/mes
Cantidad
de
Clientes
Energía
facturada
....
....
....
....
....
....
3.2.-
Energía
facturada
(e) ... y ... kWh/mes
Energía
facturada
PEQUEÑAS DEMANDAS GENERALES (comerciales)
Mes......AÑO 2002
Demandas Generales (Comerciales)
Localidad
Hasta ... kWh/mes
Cantidad de
Clientes
(e) ... y ... kWh/mes
Cantidad de
Clientes
Energía
facturada
....
....
....
....
....
....
3.3.-
Energía
facturada
Cantidad de
Clientes
Energía
facturada
más de ... kWh/mes
PEQUEÑAS DEMANDAS GENERALES (Industriales)
Mes......AÑO 2.002
Localidad
Demandas Generales (Industriales)
Hasta ... kWh/mes
Cantidad de
Clientes
....
Energía
facturada
(e) ... y ... kWh/mes
Cantidad de
Clientes
Energía
facturada
más de ... kWh/mes
Cantidad de
Clientes
Energía
facturada
....
....
34
3.4
PEQUEÑAS DEMANDAS GENERALES (Gobierno)
Mes......AÑO 2002
Localidad
Demandas Generales (Gobierno)
Hasta ... kWh/mes
Cantidad de
Clientes
Energía
facturada
(e) ... y ... kWh/mes
Cantidad de
Clientes
más de ... kWh/mes
Energía
facturada
Cantidad de
Clientes
Energía
facturada
....
....
....
3.5-
PEQUEÑAS DEMANDAS ALUMBRADO PÚBLICO
MES......AÑO 2002
Localidad
Demanda para Alumbrado Público
Cantidad de Clientes
Energía facturada
....
....
....
3.6.-
MEDIANAS DEMANDAS (en BT)
MES......AÑO 2002
Localidad
Medianas Demandas en BT
Cantidad de
Clientes
Potencia
Contratada en
Punta
Máxima
Potencia
Contratada
Potencia
Registrada en
Punta
Máxima
Potencia
Registrada
Energía
Facturada
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
3.7.-
GRANDES DEMANDAS (en BT)
MES......AÑO 2002
Localidad
Grandes Demandas en BT
Cantidad
de
Clientes
Potencia
Máxima
Potencia
Contratada Potencia Registrada
en Punta Contratada en Punta
Máxima
Potencia
Registrada
Energía
Facturada
en Punta
Energía
Facturada en
Resto
Energía
Facturada en
Valle
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
34
3.8.-
GRANDES DEMANDAS (en MT)
MES......AÑO 2002
Localidad
Grandes Demandas en MT
Cantidad
de
Clientes
Potencia
Máxima
Potencia
Contratada Potencia Registrada
en Punta Contratada en Punta
Máxima
Potencia
Registrada
Energía
Facturada
en Punta
Energía
Facturada en
Resto
Energía
Facturada en
Valle
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
3.9.-
GRANDES USUARIOS MAYORES DEL MEM (GUMA)
MES......AÑO 2002
Localidad
Grandes Usuarios Mayores del MEM
Cantidad de
Clientes
Potencia
Contratada en
Punta
Máxima
Potencia
Contratada
Energía
Facturada en
Punta
Energía
Facturada en
Resto
Energía
Facturada en
Valle
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
3.10.-
GRANDES USUARIOS MENORES DEL MEM (GUME)
MES......AÑO 2002
Localidad
Grandes Usuarios Menores del MEM
Cantidad de
Clientes
Potencia
Contratada en
Punta
Máxima
Potencia
Contratada
Energía
Facturada en
Punta
Energía
Facturada en
Resto
Energía
Facturada en
Valle
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
....
34
3.11.-
GRANDES USUARIOS PARTICULARES DEL MEM (GUPA)
MES......AÑO 2002
Localidad
Grandes Usuarios Particulares del MEM
Cantidad de
Clientes
Potencia
Contratada en
Punta
Máxima
Potencia
Contratada
Energía
Facturada en
Punta
Energía
Facturada en
Resto
Energía
Facturada en
Valle
....
....
....
....
....
....
....
...
....
....
....
....
....
....
34