Revisión Tarifaria Integral 2017 de la Distribución de Empresas concesionadas por el Poder Ejecutivo Nacional EDENOR S.A y EDESUR S.A.

Transcripción

1 Revisión Tarifaria Integral 2017 de la Distribución de Empresas concesionadas por el Poder Ejecutivo Nacional EDENOR S.A y EDESUR S.A. El Salvador, 20 y 21 de abril de 2017

2 Módulos a desarrollar 1- Descripción de las Empresas 2- La Revisión Tarifaria Integral. Contratación del Consultor. Grupo de Trabajo en el ENRE. 3- Definiciones establecidas para que las empresas elaboren su propuesta tarifaria. 4- Requerimientos de Información a las empresas.

3 Módulos a desarrollar 5- La Audiencia Pública 6- Presentación de las propuestas tarifarias de las empresas, Análisis y Dictado del ENRE de las Resoluciones de aprobación de los nuevos cuadros tarifarios.

4 Módulo 1 Descripción de las Empresas

5 Area de Concesión REPUBLICA ARGENTINA Buenos Aires EDENOR S.A. Y EDESUR S.A. Superficie: Km2 Usuarios: Demanda: GWh Total Demanda del Sistema: GWh Porcentaje: 35 %

6 Mercado y Principales Instalaciones EDENOR S.A. EDESUR S.A. TOTAL Cantidad de Usuarios Demanda -energia operada-(gwh) SSEE AT/AT (*) Cantidad Potencia Inst. (MVA) SSEE AT/MT Cantidad Potencia Inst. (MVA) Centros MT/BT Cantidad Potencia Inst. (MVA) (*) SSEE 220/132 kv

7 Principales Instalaciones Redes en km AT MT EDENOR S.A. EDESUR S.A. TOTAL 220 kv 132 kv Subterránea Subterránea Aérea Aérea kv Subterránea Total AT Subterránea Aérea Total MT BT Subterránea Aérea Total BT Total General

8 Redes de 500, 220 y 132 kv. Detalle Gran Buenos Aires

9 Redes de 220 y 132 kv. Detalle Capital Federal Existen 39 SSEE de Distribución en Capital Federal con Tensión Primaria 220 y 132 kv.

10 Evolución del Marco Normativo aplicable a la Distribución Ley N /92, reglamentada por Decreto 1398/92 Contratos de Concesión (1992) Ley N de emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria. Dispone la pesificación de las tarifas (2002) Actas Acuerdo, ratificadas por Decretos N 1957/06 (EDENOR S.A.) y N 1959/06 (EDESUR S.A.) FOCEDE Resolución ENRE N 347/12 Mutuos Resolución SE N 32/15

11 Evolución del Marco Normativo aplicable a la Distribución Decreto134/15. Declara la emergencia del Sector Eléctrico Nacional (2015) Resolución MINEM N 007/2016

12 Módulo 2 La Revisión Tarifaria Integral. Contratación del Consultor. Grupo de Trabajo en el ENRE.

13 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Etapas Previas Mediante la Resolución ENRE N 1/2016 del 29 de enero del 2016 se implementa el ajuste del valor agregado de distribución en los cuadros tarifarios de EDENOR S.A. y EDESUR S.A., se implementa la facturación mensual, el esquema de ahorro y la Tarifa Social, desde el 1 de febrero de Mediante la Resolución ENRE N 2/2016 se dar por finalizado al 31 de enero de 2016 el esquema del Fideicomiso para la administración de los fondos resultantes de la Resolución ENRE N 347/2012. Mediante la Resolución ENRE N 54/2016 del 1 de abril de 2016 se resuelve llevar adelante la contratación de los servicios de consultoría para la realización de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de las empresas distribuidoras.

14 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Etapas Previas Mediante la Resolución ENRE N 55/2016 del 1 de abril de 2016 se resuelve aprobar el programa para la Revisión Tarifaria de Distribución en el año Mediante la Resolución ENRE N 321/2016 del 7 de junio de 2016 se adjudica el Concurso en concordancia con el Dictamen del Evaluación Final, a la firma consultora QUANTUM S.A. El ENRE conforma un grupo de trabajo con personal propio para llevar adelante la RTI, en total 12 profesionales y el Directorio.

15 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Obligaciones del Consultor Asistencia al ENRE en la elaboración de criterios y objetivos de calidad de servicio, producto, régimen de sanciones y tasa de rentabilidad. Análisis de las propuestas tarifarias a ser presentadas por las empresas Distribuidoras. Elaboración de una propuesta tarifaria para cada una de las Empresas EDESUR y EDENOR. Asistencia al ENRE en las Audiencias Públicas. Plazo de Ejecución: 5 meses (junio a octubre/2016)

16 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo El Consultor deberá proponer: Un régimen de tarifas, calidad y de sanciones progresivas, teniendo en cuenta el ordenamiento jurídico, los requerimientos de inversión, de manera que los niveles tarifarios alcanzados en cada año del período bajo estudio sean congruentes con la calidad de servicio requerida y el monto de las sanciones establecidas para dicho año Acciones para fomentar e incentivar el uso racional de la energía (nuevas tecnológicas, esquemas tarifarios alternativos, etc.)

17 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo COSTO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA (CENS) REGIMEN PARA SITUACIONES EXTRAORDINARIAS DEL SERVICIO. ANÁLISIS DE LA DEMANDA Y SU PROYECCIÓN Dado que la Campaña de Medición de Curva de Carga será realizada a posteriori, deberá proponer un método transitorio que permita asignar razonablemente los costos por nivel de tensión, en el cálculo de las tarifas.

18 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo BASE DE CAPITAL Deberá realizar la evaluación de los Bienes de Capital de LAS DISTRIBUIDORAS, para ello podrá presentar diferentes métodos, pero deberá analizar y validar los de Flujo de Fondo y VNR, según los términos de las Actas Acuerdo aprobadas por los Decretos N 1957 y N 1959, ambos de FLUJO DE FONDOS Para el cálculo de la base de capital por flujo de fondos, se deberá tener en cuenta el valor inicial de los bienes al comenzar la Concesión, y las incorporaciones posteriores, netos de bajas y depreciaciones.

19 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo VNR Red Real Para el cálculo de la Base de Capital mediante el Valor Nuevo de Reposición (VNR), se procederá de la siguiente manera: Para el VNR eléctrico se partirá del Inventario físico al cierre del 2015, de las instalaciones existentes en redes de AT, MT y BT, así como para las SSEE AT/MT, los Centros MT/BT, acometidas y medidores (Red Real). Adicionalmente, se adaptará progresivamente la red a las necesidades de calidad de servicio que se definan, a los efectos de alcanzar los objetivos finales de calidad.

20 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo VNR Red Ideal 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 cumpla 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. Sistemas Eléctricos Representativos (SER)

21 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo PLAN DE INVERSIONES El Consultor deberá analizar los planes de inversión, para los próximos 5 años que propongan las distribuidoras. Expansión Renovación Alcanzar la calidad de servicio y producto objetivo. 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.

22 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo COSTO PROPIO DE DISTRIBUCIÓN (CPD) El CPD se determinará para cada nivel de tensión como suma de: los costos por el uso de red real de distribución, ajustada a los objetivos de calidad según el año, los gastos de explotación de la red real ajustada (más las pérdidas reconocidas de potencia y energía), más los costos de gestión eficiente de comercialización. MECANISMOS DE TRASLADO DE PRECIOS DE ENERGIA Y POTENCIA FACTOR DE ESTÍMULO A LA EFICIENCIA. El Consultor deberá presentar distintas alternativas para la determinación del factor de estímulo a la eficiencia que se aplicará a partir del segundo período tarifario conforme a lo establecido en el artículo 49 de la Ley

23 REVISION TARIFARIA INTEGRAL Programa de trabajo MECANISMO DE ACTUALIZACIÓN DEL CPD El Consultor deberá proponer mecanismos alternativos de ajuste semestral del CPD. ELABORACIÓN DE LAS PROPUESTAS ALTERNATIVAS ANÁLISIS DE LAS PROPUESTAS DE LAS DISTRIBUIDORAS ASISTENCIA AL ENRE DURANTE LAS AUDIENCIAS PÚBLICAS

24 Módulo 3 Definiciones establecidas para que las empresas elaboren su propuesta tarifaria.

25 Definiciones para que las empresas presenten sus propuestas Mediante la Resolución ENRE N 463/2016 del 8 de agosto de 2016 se resuelve aprobar los Parámetros de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica, el Costo de la Energía Eléctrica No Suministrada (CENS) y las Áreas Típicas de Distribución (ATD). Mediante la Resolución ENRE N 492/2016 del 29 de agosto de 2016 se resuelve aprobar los criterios referidos a calidad de producto técnico; calidad de servicio comercial; sancionatorios relacionados con los reclamos de usuarios ingresados al ENRE; el factor representativo de la curva de carga; la afectación extraordinaria de la prestación del servicio; la afectación de la prestación del servicio por eventos climáticos menores.

26 Definiciones para que las empresas presenten sus propuestas Mediante la Resolución ENRE N 494/2016 del 30 de agosto de 2016 se resuelve aprobar la tasa de rentabilidad para EDENOR S.A. y EDESUR S.A. sobre activos en términos reales y después de impuestos de OCHO COMA DIEZ POR CIENTO (8,10 %), equivalente a una tasa en términos reales antes de impuestos de DOCE COMA CUARENTA Y SEIS POR CIENTO (12,46 %)

27 Normas de Calidad del Servicio y Sanciones previo a la RTI. PRELIMINAR ETAPA 1 ETAPA 2 1 año 3 años SERVICIO TÉCNICO no se controla Indices Globales Indices por cada usuario PRODUCTO TÉCNICO no se controla Nivel de tensión Nivel de Tensión Perturbaciones SERVICIO COMERCIAL no se controla Tiempo de conexión facturación estimada Errores de facturación Suspensión de suministro Quejas Tiempo de conexión Facturación estimada Errores de facturación Suspensión de suministro Quejas

28 Normas de Calidad del Servicio y Sanciones de la Etapa 2 previo a la RTI. Subanexo 4 del Contrato de Concesión CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO Resolución ENRE N 527/96, modificada por la 02/98. CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO Resolución ENRE N 99/97, Resolución ENRE N 465/96, modificada por la 184/00, y la Resolución ENRE N 63/02. Reclamos, Resolución ENRE N 185/11 modificada por la 336/11. CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL Resolución ENRE N 02/98, Resolución ENRE N 270/08. Actas Acuerdo (a partir de 2006)

29 CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO ETAPA 2

30 Calidad del Servicio Técnico Etapa 2 Se toman en cuenta: INTERRUPCIONES INTERNAS INTERRUPCIONES EXTERNAS Debidas a equipos e instalaciones de la Distribuidora Debidas al Sistema de Generación y Transporte Tanto interrupciones forzadas como programadas

31 Calidad del Servicio Técnico Etapa 2 No se consideran: Interrupciones menores o iguales a 3 minutos Causas de Caso Fortuito o Fuerza Mayor Debidamente acreditadas y aceptadas por el ENRE

32 Calidad del Servicio Técnico Etapa 2- Indicadores a nivel de Suministro FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES Cantidad de veces que se interrumpe el suministro a un usuario en un período determinado. DURACION DE LA INTERRUPCION Tiempo total sin suministro en un período determinado.

33 Calidad del Servicio Técnico Etapa 2 Cálculo de ENS Excedidos los indicadores, la ENS se calculará según ENS (kwh) i EA / x K i i EA K i : Sumatoria de los i minutos en que el usuario no tuvo servicio : Energía facturada al usuario en los doce últimos meses : Factor representativo de la curva de carga

34 Calidad del Servicio Técnico Etapa 2 - Límites de los Indicadores Frec [Int/sem] Tiempo [horas/int] USUARIOS en AT 3 2 USUARIOS en MT 4 3 USUARIOS en BT (grandes demandas) 6 6 USUARIOS en BT (pequeños y medianas demandas) 6 10

35 Calidad del Servicio Técnico Etapa 2 - Valor de la ENS Energía no suministrada (ENS) valorizada según el tipo usuario Tarifa 1R : 1,40 $/kwh Tarifas 1G y 1AP : 1,40 $/kwh Tarifas 2 y 3BT : 2,27 $/kwh Tarifas 3MT y 3AT : 2,71 $/kwh El monto de la multa se acredita a cada usuario en particular, en función de su propia energía no suministrada

36 CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO ETAPA 2

37 Calidad del Producto Técnico Etapa 2 Resolución ENRE Nº 465/96, modificada por 184/00 - NIVEL DE TENSION: 600 mediciones mensuales en distintos puntos de la red - PERTURBACIONES: Previas: 600 mediciones mensuales en distintos puntos de la red Definitivas: 12 mediciones mensuales de Flicker en puntos seleccionados 24 mediciones mensuales de Armónicas en puntos seleccionados

38 Calidad del Producto Técnico Etapa 2 * Controles del nivel de tensión en suministros * Límites Admisibles RED AT 5% RED AEREA MT ó BT 8% RED SUBTERRANEA MTó BT 5% RED RURAL 10% * Penalizaciones en función del apartamiento entre 0,013 $/kwh y 2,000 $/kwh * A partir del sexto año de la transferencia el nivel de la calidad de la tensión responderá a lo especificado en normas internacionales * Control de Perturbaciones

39 Valorización de la energía suministrada en condiciones de inadecuada Calidad del Producto Técnico 2 Penalización ($/kwh) Etapa 2 Etapa 1 0 > 8 % 10 % 12% 14% 16% 18% % de Apartamiento

40 CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL ETAPA 2

41 Calidad del Servicio Comercial Tiempos de Conexión (días hábiles) CONTROL DE INDICADORES ETAPA 2 Sin modificación a la red existente Hasta 50 kw 5 días hábiles Recolocación de medidor 1 día hábil Con modificación a la red existente Hasta 50 kw (conexión aérea) 15 días hábiles Hasta 50 kw (conexión subt.) 30 días hábiles >50 kw (en ambos casos) A convenir PENALIZACIONES Costo de conexión/(plazo Previsto x 2) hasta el valor del Costo de Conexión

42 Calidad del Servicio Comercial Facturación Estimada CONTROL DE INDICADORES 8% global en cada Categoría Tarifaria 2 bimestres sucesivos ó 3 alternados por año por usuario 3 meses sucesivos ó 4 alternados por año por usuario PENALIZACIONES 30% del monto de la Facturación Estimada

43 Calidad del Servicio Comercial Reclamos por errores de Facturación CONTROL DE INDICADORES Resolución del reclamo en la próxima facturación PENALIZACIONES 50% de la Facturación objeto de Reclamo

44 Calidad del Servicio Comercial Suspensión del suministro por falta de pago CONTROL DE INDICADORES 24 hs para reconectar luego de abonado PENALIZACIONES 20% del promedio mensual de la Energía del último año

45 Calidad del Servicio Comercial Quejas CONTROL DE INDICADORES Remisión al ENRE dentro de los 10 días hábiles PENALIZACIONES Resolución ENRE Nº 73/93

46 Calidad del Servicio Comercial Etapa 2 OTROS CONTROLES INSPECCIONES EN LOS LOCALES COMERCIALES Se verifica la atención que se brinda a los usuarios y la presencia de carteles informativos con el contenido del Reglamento de Suministro, como también de información pertinente del Contrato de Concesión; los tiempos de espera en la atención al público; la existencia de la credencial de identificación de los empleados de la empresa; la existencia y puesta a disposición del correspondiente libro de quejas; la comodidad de las instalaciones; el cumplimiento de los horarios de atención, etc.

47 Calidad del Servicio Comercial Etapa 2 OTROS CONTROLES ATENCION TELEFONICA DE DISTRIBUIDORAS Resolución ENRE N 270/08. La norma establece un conjunto de indicadores, tanto cualitativos como cuantitativos. CONTROL DIARIO DE LA FACTURACIÓN Diagnóstico previo a la emisión de las facturas, de todos los usuarios de ambas distribuidoras. Este control permite anticipar inconvenientes, en cuyo caso se ordena a la distribuidora abstenerse de facturar (cuando el ENRE constata algún error), y así realizar un monitoreo continúo en el proceso de facturación.

48 Normas de Calidad del Servicio y Sanciones de la Etapa 2 en la RTI. El régimen de calidad se establece considerando que el estado de las instalaciones de LA DISTRIBUIDORA no se encuentra adaptado a la demanda, y que esto se ve reflejado en los actuales indicadores de calidad. Por ende, resulta necesario establecer un régimen compatible con las posibilidades técnicas y económicas de forma tal de recuperar, a través de un sendero, los niveles de calidad previstos en el Contrato de Concesión y en el Acta Acuerdo de Renegociación Contractual. Para la calidad de servicio técnico y del servicio comercial se utilizará la combinación de indicadores globales del sistema junto con indicadores individuales por usuario. Se establecen senderos en los indicadores de la calidad del servicio técnico y en la valoración de Costo de la Energia No Suministrada. Se establece un régimen particular de sanciones para el caso de situaciones de AFECTACIÓN EXTRAORDINARIA DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO. Se establecen ciertas condiciones particulares de excepción de interrupciones.

49 CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO RTI

50 Calidad del Servicio Técnico - RTI Para la medición de la calidad de servicio técnico se utiliza la combinación de indicadores globales del sistema POR PARTIDO/COMUNA junto con indicadores individuales por usuario. La evolución de los indicadores globales semestrales incide en la determinación de las sanciones por apartamientos de los indicadores individuales. Para el cálculo de los indicadores globales del sistema e individuales por usuario se considerarán todas las interrupciones mayores a TRES (3) minutos con excepción de aquellas aceptadas como originadas en causales de caso fortuito o fuerza mayor.

51 Calidad del Servicio Técnico - RTI Las interrupciones originadas en restricciones en el Mercado Eléctrico Mayorista (interrupciones externas - Generación y Transporte- no se considerarán a los fines de determinar los indicadores globales e individuales de la calidad del servicio técnico. Las interrupciones que resulte necesario realizar como consecuencia de inversiones destinadas a mejoras de calidad en la red de MT o BT, podrán ser excluidas del cómputo de indicadores individuales. Las interrupciones originadas en Eventos Climáticos Particulares se excluirán del cálculo de los indicadores individuales y de las bonificaciones correspondientes a los usuarios afectados sí la distribuidora repone el servicio con un cierto esquema.

52 Calidad del Servicio Técnico - RTI Indicadores Globales El punto de partida para cada sendero, es el promedio del SAIDI y SAIFI de cada partido/comuna de los años , semestres 36, 37, 38 y 39. El valor objetivo SAIDI y SAIFI de cada partido/comuna, deberá llegar al promedio de los años , semestres 8 a 15, correspondiente a cada partido / comuna.

53 Calidad del Servicio Técnico - RTI Indicadores Globales - Senderos S i = X inicio + 1 (X inicio X fin +1) (i-1)/9 i: semestre del quinquenio, donde el primer semestre es 1 y el último semestre es 10 Xinicio: es el índice punto de partida del sendero, para el semestre 1 Xfin: es el índice objetivo del sendero para el último semestre del quinquenio

54 Calidad del Servicio Técnico - RTI Indicadores Globales - Senderos Año

55 Calidad del Servicio Técnico - RTI Indicadores Globales Factor Semestral Para cada partido / comuna y para cada semestre, se determina el factor semestral utilizando la siguiente expresión: Factor= SAIDI/Sendero SAIDI x 70% + SAIFI/Sendero SAIFI x 30% El factor semestral por partido / comuna, se multiplica por la bonificación de cada usuario, perteneciente a dicho partido / comuna.

56 Calidad del Servicio Técnico - RTI Indicadores Individuales Senderos Sendero Indicador frecuencia de interrupciones (int./semestre) Semestre AT MT BT_PDyMDyGD

57 Calidad del Servicio Técnico - RTI Indicadores Individuales Senderos Sendero Indicador Tiempo máximo de interrupción (horas/interrupción) Semestre AT MT BT_PDyMD BT_GD

58 Calidad del Servicio Técnico - RTI Costo de la Energía No Suministrada - Sendero T1AP,T1R y T1G: 21 $/kwh T2 y T3BT: 34 $/kwh T3MT y T3AT: 41 $/kwh Intervalos de Interr. (hs) hs 10% 10% 20% 20% 40% 40% 80% 80% 100% 100% >5-10 hs 10% 10% 20% 20% 40% 40% 80% 80% 100% 100% >10-15 hs 10% 10% 20% 20% 40% 40% 80% 80% 100% 100% >15-20 hs 20% 20% 40% 40% 60% 60% 80% 80% 100% 100% >20-25 hs 20% 20% 40% 40% 60% 60% 80% 80% 100% 100% >25-30 hs 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 100% 100% >30-35 hs 80% 80% 80% 80% 100% 100% 100% 100% 100% 100% >35-40 hs 90% 90% 90% 90% 100% 100% 100% 100% 100% 100% >40-45 hs 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% >45 o más hs 150% 150% 180% 180% 200% 200% 200% 200% 200% 200%

59 Calidad del Servicio Técnico - RTI Incumplimientos de la Distribuidora El ENTE realizará SEISCIENTAS (600) mediciones en cada Distribuidora mediante los equipos registradores (RET), a partir de dichas mediciones se determinarán las diferencias entre estos valores y los declarados por la Distribuidora. En el caso de verificarse que el desvío es superior al DIEZ POR CIENTO (10 %), el ENTE procederá a incrementar la bonificación aplicable en un porcentaje idéntico al apartamiento detectado. En el caso de no verificarse las acreditaciones de las sanciones, el ENTE aplicará una multa con destino al Tesoro equivalente al doble del valor que debería haberse registrado.

60 Calidad del Servicio Técnico - RTI AFECTACION EXTRAORDINARIA DE LA PRESTACION En el caso que el ENTE determine que en LA DISTRIBUIDORA se encuentran fuera de servicio usuarios o más y este registro se repita durante CINCO (5) días consecutivos, se considerará que se ha producido una Afectación Extraordinaria en la prestación del servicio, y por lo tanto, los usuarios que correspondan de tarifa 1 residencial recibirán un resarcimiento. Desde el limite de tiempo de cada semestre y hasta 24 horas inclusive = 30 kwh x CENS Mayor a 24 horas y hasta 48 horas = 50 kwh x CENS Más de 48 horas = 70 kwh x CENS

61 CALIDAD DEL PRODUCTO TECNICO RTI

62 Calidad del Producto Técnico - RTI * Etapa 2 previo a la RTI * Límites Admisibles RED AT 5% RED AEREA MT ó BT 8% RED SUBTERRANEA MTó BT 5% RED RURAL 10% * Etapa RTI * Límites Admisibles Suministros en AT 5% Suministros en MT ó BT 8%

63 Calidad del Producto Técnico - RTI Costo de la Energía Suministrada Malas Condiciones Suministros en AT Rango de tensiones [%Un] CESMC [$/kwh] Si Tol > o = 5% y <6% 0,195 Si Tol > o = 6% y <7% 0,390 Si Tol > o = 7% y <8% 0,585 Si Tol > o = 8% y <9% 0,780 Si Tol > o = 9% y <10% 1,050 Si Tol > o = 10% y <11% 1,290 Si Tol > o = 11% y <12% 1,500 Si Tol > o = 12% y <13% 4,500 Si Tol > o = 13% y <14% 10,500 Si Tol > o = 14% y <15% 16,500 Si Tol > o = 15% y <16% 21,000 Si Tol > o = 16% y <18% 27,000 Si Tol > o = 18% 30,000

64 Calidad del Producto Técnico - RTI Costo de la Energía Suministrada Malas Condiciones Suministros en MT y BT Rango de tensiones [%Un] CESMC [$/kwh] Si Tol > o = 5% y <6% Si Tol > o = 6% y <7% Si Tol > o = 7% y <8% Si Tol > o = 8% y <9% 0,780 Si Tol > o = 9% y <10% 1,050 Si Tol > o = 10% y <11% 1,290 Si Tol > o = 11% y <12% 1,500 Si Tol > o = 12% y <13% 4,500 Si Tol > o = 13% y <14% 10,500 Si Tol > o = 14% y <15% 16,500 Si Tol > o = 15% y <16% 21,000 Si Tol > o = 16% y <18% 27,000 Si Tol > o = 18% 30,000

65 Calidad del Producto Técnico - RTI Permanencia en el tiempo de los apartamientos Incremento de Sancion de los Apartamientos del Semestre N por la demora en corregir el problema Sem N-2 y N-3 Sem N-4 y N-5 Sem N-6 y N-7 Sem N-8 y N-9 Sem > N-9 20% 40% 80% 100% 200%

66 Calidad del Producto Técnico - RTI Perturbaciones Fluctuaciones de tensión (flicker) Armónicas en tensión Se deberá configurar los equipos de medición de perturbaciones a fin de registrar los microcortes, huecos de tensión y sobretensiones transitorias, con el objeto de evaluar la incidencia de estos eventos en la calidad del servicio. Estas mediciones permitirán registrar dichos eventos a efectos de desarrollar una metodología de control en el próximo período tarifario.

67 Calidad del Producto Técnico - RTI Sendero del CESMC Porcentaje de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) a aplicar en CPT por cada Semestre de control Sem 1 Sem 2 Sem 3 Sem 4 Sem 5 Sem 6 Sem 7 Sem 8 Sem 9 Sem 10 CESMC 10% 10% 20% 20% 40% 40% 80% 80% 100% 100% Aplicable a las bonificaciones por Niveles de Tensión relacionados con la campaña estadística de Nivel de Tensión (PS), Reclamos por Tensión y Perturbaciones.

68 Calidad del Producto Técnico - RTI Otras obligaciones establecidas En el caso de no verificarse las acreditaciones de las sanciones, el ENTE aplicará una multa con destino al Tesoro equivalente al doble del valor que debería haberse bonificado. LA DISTRIBUIDORA deberá remedir en el transcurso de los dos primeros años de este quinquenio todas las mediciones que se encuentren penalizadas de las campañas de puntos seleccionados y perturbaciones- hasta la fecha de entrada en vigencia de la RTI.

69 CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL RTI

70 Calidad del Servicio Comercial - RTI Tiempos de Conexión Indicador Individual Sin modificación a la red existente Hasta 50 kw 5 días hábiles Recolocación de medidor 1 día hábil Con modificación a la red existente Hasta 50 kw (conexión aérea) 15 días hábiles Hasta 50 kw (conexión subt.) 30 días hábiles >50 kw (en ambos casos) A convenir Penalización Costo de conexión/(plazo Previsto x 2) por cada día hábil de atraso. Para T3, Potencia Máxima Solicitada x 0,86 x 24 x CENS, por cada día hábil de atraso

71 Calidad del Servicio Comercial - RTI Tiempos de Conexión Indicador Global A) Como mínimo, el NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95%) de las conexiones concretadas en el período semestral, deberán realizarse dentro de los plazos establecidos. B) Los tiempos promedio por tipo de conexión realizadas fuera de plazo, teniendo en cuenta cada uno de los distintos plazos previstos, no podrán superar el doble de su límite. Los indicadores definidos no consideran a los usuarios de Tarifa 3. Penalización Las sanciones por apartamientos se incrementarán acumulativamente de la siguiente manera: Tipo A), el incremento será en el porcentaje de desvío detectado en los indicadores globales previamente definidos sobre las sanciones por apartamiento detectado. Tipo B) En caso de superar los límites de estos indicadores, se aplicará un incremento del 200% a las sanciones por apartamiento detectado.

72 Calidad del Servicio Comercial - RTI Facturación Estimada Indicador Individual Para un mismo usuario y como máximo, podrá estimarse UNA (1) lectura, si está sujeto a ciclo de lectura bimestral y DOS (2) si está sujeto a ciclo de lectura mensual, durante UN (1) año calendario. Penalización 30% del monto de la Facturación Estimada

73 Calidad del Servicio Comercial - RTI Facturación Estimada Indicador Global El número de facturas estimadas, no podrá superar el DOS POR CIENTO (2%) de las emitidas en cada categoría tarifaria, por año calendario. Penalización Las sanciones por apartamientos se incrementarán acumulativamente de la siguiente manera: El incremento será en el porcentaje de desvío detectado en los indicadores globales previamente definidos sobre las sanciones por apartamiento detectado.

74 Calidad del Servicio Comercial - RTI Reclamos por errores de Facturación Indicador Individual El usuario que se presente a reclamar argumentando un posible error de facturación (excluida la estimación), deberá tener resuelto su reclamo dentro de los QUINCE (15) días hábiles de formulado el mismo debiendo reflejarse la solución en el sistema comercial de LA DISTRIBUIDORA, incluido en su próxima factura y comunicado fehacientemente al usuario. Penalización 50% de la Facturación objeto de Reclamo

75 Calidad del Servicio Comercial - RTI Reclamos por errores de Facturación Indicador Global A) Como mínimo, el NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95%) de los Reclamos comerciales formulados por los usuarios ante la DISTRIBUIDORA por cualquier medio, deberán resolverse dentro de los plazos establecidos. B) El Tiempo promedio de Resolución de los Reclamos comerciales fuera de plazo no podrá superar el doble del límite establecido. Penalización Las sanciones por apartamientos se incrementarán acumulativamente de la siguiente manera: Tipo A), el incremento será en el porcentaje de desvío detectado en los indicadores globales previamente definidos sobre las sanciones por apartamiento detectado. Tipo B) En caso de superar los límites de estos indicadores, se aplicará un incremento del 200% a las sanciones por apartamiento detectado.

76 Calidad del Servicio Comercial - RTI Suspensión del suministro por falta de pago Indicador Individual 24 hs para reconectar luego de abonado Penalización 20% del promedio mensual de la Energía del último año, por cada día de atraso

77 Calidad del Servicio Comercial - RTI Suspensión del suministro por falta de pago Indicador Global A) Como mínimo, el NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95%) de las rehabilitaciones deberán realizarse dentro del plazo establecido. B) El tiempo promedio de las rehabilitaciones en la prestación del servicio público luego de haberse efectivizado el pago o, en su caso, de convenido la restitución del mismo, no podrá superar el doble del plazo establecido. Penalización Las sanciones por apartamientos se incrementarán acumulativamente de la siguiente manera: Tipo A), el incremento será en el porcentaje de desvío detectado en los indicadores globales previamente definidos sobre las sanciones por apartamiento detectado. Tipo B) En caso de superar los límites de estos indicadores, se aplicará un incremento del 200% a las sanciones por apartamiento detectado.

78 Calidad del Servicio Comercial - RTI Suspensión indebida del suministro Indicador Individual 4 hs para reconectar luego de verificado el error Penalización 20% del promedio mensual de la Energía del último año, por cada 4 horas

79 Calidad del Servicio Comercial - RTI Suspensión indebida del suministro Indicador Global A) Como mínimo, el NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95%) de las rehabilitaciones deberán realizarse dentro del plazo establecido. B) El tiempo promedio para rehabilitar la prestación del servicio público luego de haberse verificado la suspensión indebida, no podrá superar el doble del plazo establecido. Penalización Las sanciones por apartamientos se incrementarán acumulativamente de la siguiente manera: Tipo A), el incremento será en el porcentaje de desvío detectado en los indicadores globales previamente definidos sobre las sanciones por apartamiento detectado. Tipo B) En caso de superar los límites de estos indicadores, se aplicará un incremento del 200% a las sanciones por apartamiento detectado.

80 Calidad del Servicio Comercial - RTI Quejas Indicador Individual Además de facilitar los reclamos por vía personal, telefónica, mensajes de texto o redes sociales, LA DISTRIBUIDORA pondrá a disposición del usuario en cada centro de atención comercial un 'libro de quejas', foliado y rubricado por el ENTE, donde aquel podrá asentar sus observaciones, críticas o reclamos con respecto al servicio. Las quejas que los usuarios formulen deberán tramitarse según los procedimientos y plazos indicados en el Reglamento de Suministro. Penalización Resolución ENRE Nº 73/93

81 Calidad del Servicio Comercial - RTI Periodicidad de las facturas Indicador Individual Las facturas emitidas de todas las categorías tarifarias se efectuarán con una periodicidad mensual, en base a lecturas bimestrales para los usuarios Tarifa 1, Pequeñas Demandas uso Residencial y General, mientras que las de Tarifas 1-AP (Pequeñas Demandas de Alumbrado Público), 2 y 3, (Medianas y Grandes Demandas respectivamente), se realizarán en base a lecturas mensuales. Penalización 100, 150, 200 o 500 kwh según corresponda a tarifa T1R, T1G, T2 o T3.

82 Calidad del Servicio Comercial - RTI Periodicidad de las Facturas Indicador Global Como mínimo, el NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95%) de las facturas emitidas, deberán respetar la periodicidad establecida. Penalización Las sanciones por apartamientos se incrementarán acumulativamente de la siguiente manera: El incremento será en el porcentaje de desvío detectado en los indicadores globales previamente definidos sobre las sanciones por apartamiento detectado.

83 Calidad del Servicio Comercial RTI Oficinas Comerciales Calidad de Atención Se deberá garantizar la atención personalizada de los usuarios. A partir del 2 semestre de la RTI, un mínimo de 1 oficina comercial por partido en la Provinca de Buenos Aires, con horario mínimo de 8a15horas. Tiempo de espera máximo de 30 minutos para ser atendido (en Box o Caja) desde que llega a la sucursal. Deberá contar como mínimo con un puesto de atención al público cada usuarios. Deberá informar cualquier suspensión o restricción en la modalidad de atención tanto al ENTE como a los usuarios, conforme los plazos y procedimientos establecidos.

84 Calidad del Servicio Comercial RTI Oficinas Comerciales Calidad de Atención A partir del 2 semestre de la RTI, deberá instalar un SISTEMA INTELIGENTE DE DIRECCIONAMIENTO Y ATENCIÓN A USUARIOS (SIDyAA) Penalización Se aplicarán las sanciones que correspondan de acuerdo a las pautas para su valorización entre y kwh por cada incumplimiento.

85 Calidad del Servicio Comercial - RTI Control de Facturación Indicador Individual LA DISTRIBUIDORA deberá remitir al ENTE diariamente lotes de facturas emitidas, de acuerdo al modelo de datos a la fecha de emisión, de las cuales se procederá a verificar todos los conceptos tarifarios incluidos en cada factura emitida. Penalización Por los incumplimientos detectados, abonará una penalidad, siendo la pauta para la valorización de las penalidades de 1.000, 5.000, o kwh, según corresponda a T1R, T1G, T2 o T3 respectivamente.

86 Calidad del Servicio Comercial RTI Control de Call Centers de las distribuidoras Indicadores La Distribuidora deberá contar con un Centro Único de Atención Telefónica (CUAT), que permita el resguardo de todas las comunicaciones, asegurando su auditabilidad Debe llevar un registro informático donde se asiente en forma correlativa el número de Reclamo, y el personal de la Distribuidora afectado a la atención telefónica de consultas y/o Reclamos deberá identificarse ante el usuario Deberá adoptar las acciones necesarias para que el personal afectado al servicio de atención telefónica, sea capacitado continuamente respecto de las normas y reglamentaciones vigentes, y para mantener un trato cordial. Puntos 3.1, 3.2 y 3.3 verificable a partir de las grabaciones, sobre la base de un muestreo que consistirá en 200 llamadas por mes.

87 Calidad del Servicio Comercial RTI Control de Call Centers de las distribuidoras El CUAT deberá registrar como mínimo el 99.5% de las horas del mes en cada uno de sus canales. La tolerancia máxima de apartamiento será de 0.5% de las horas del mes Deberá alcanzar diariamente, un nivel de servicio del 75% en la atención de llamadas telefónicas, con un objetivo de treinta (30) segundos, durante el 100% del tiempo de atención. El porcentaje de nivel de servicio se calculará a partir de la siguiente expresión: (llamadas atendidas en 30 segundos + llamadas abandonadas en 30 segundos) divididas por (total de llamadas atendidas + total de llamadas abandonadas) en un día. Deberá informar la cantidad de llamadas interrumpidas desde fuera del sistema de la Distribuidora antes de 30 segundos.

88 Calidad del Servicio Comercial RTI Control de Call Centers de las distribuidoras 3.6 Independientemente de los mecanismos adoptados para cumplir el objetivo de nivel de servicio, previsto en el punto 3.5, la Distribuidora deberá atender en forma personalizada la mayor cantidad posible de llamadas telefónicas. Se incorpora el siguiente indicador: Krel=llamadas atendidas OP/llamadas atendidas OP + IVR (OP - operadores) Krelmín>= 25% (por día) Este indicador se analizará teniendo en cuenta un máximo de llamadas por día, el excedente diario no está sujeto a esta verificación.

89 Calidad del Servicio Comercial RTI Control de Call Centers de las distribuidoras Penalización 4.1 Por incumplimiento a los Puntos 3.1, 3.2 y 3.3, verificable a partir de las grabaciones, dará lugar, como mínimo para cada incumplimiento, a una sanción por un monto equivalente a kwh. 4.2 Si la falta de grabación en alguno de los canales supera el límite establecido en el Punto 3.4, se aplicará una penalidad de cómo mínimo, kwh. por canal y por cada 0,5 % o fracción de tiempo en exceso. 4.3 El apartamiento de lo dispuesto en el Punto 3.5, dará lugar a una sanción de kwh por cada 1% en menos respecto del valor establecido, hasta un monto máximo de kwh diarios. 4.4 Si el Krel< 25%, se aplicará kwh por día.

90 Calidad del Servicio Comercial - RTI Otras obligaciones establecidas En el caso de no verificarse la acreditación de las bonificaciones a los usuarios determinadas por el ENTE y/o aquellas que surgieran de la aplicación de lo dispuesto en el Subanexo, el ENTE aplicará una penalidad equivalente al doble del valor que debería haberse registrado.

91 Módulo 4 Requerimientos de Información a las empresas.

92 Requerimientos de Información - RTI 1 INFORMACIÓN DE ESTRUCTURA DEL MERCADO 1.1 Informe de operación - facturación y ventas año base 2010 y año 2015 Resumen de la venta 2015 y 2010 por categoría tarifaria Cantidad de Usuarios a mitad de año. Nivel de tensión de conexión Energía Vendida y Facturada Energía vendida en el horario de pico, resto y valle Sumatoria de Potencias Facturadas Sumatoria de Potencias Leídas Sumatoria de Potencias Contratadas Sumatoria de Potencias Leídas, Facturadas y Contratadas en el horario de Punta y Fuera de Punta

93 Requerimientos de Información - RTI 1.1 Base de facturación Suministrar la información del año 2015 y del año 2010, con apertura por usuario 1.2 Informe de operación Energía Ingresada al Sistema EDENOR y EDESUR por Bloque Horario en el año 2015 Porcentajes de pérdidas de energía referidos a la energía ingresada en cada nivel: 1. Porcentaje de Pérdidas Técnicas de Energía en Líneas de AT y Subestaciones AT/MT 2. Porcentaje de Pérdidas Técnicas de Energía en Líneas de MT 3. Porcentaje de Pérdidas Técnicas de Energía en Transformadores MT/BT 4. Porcentaje de Pérdidas Técnicas de Energía en Líneas de BT Porcentaje de Pérdidas No Técnicas.

94 Requerimientos de Información - RTI Potencia máxima registrada por la distribuidora en Punta y Fuera de Punta Incluyendo Peajes Sin Peajes Energía comprada, discriminada en punta, resto y valle. Energía inyectada, discriminada en punta, resto y valle. Incluye la energía ingresada a la red consumida por los Usuarios de Peaje. Longitud de redes con apertura por etapa de la red Cantidad de empleados

95 Requerimientos de Información - RTI 2. INFORMACIÓN PARA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2.1 Estadísticas demográficas en el área de concesión de la distribuidora Proyección de la población en el área de concesión de la distribuidora 2.2 Estadísticas comerciales La información que a continuación se indica, deberá proveerse desagregada por sector de consumo (domiciliarios, comercial, industrial, alumbrado público, etc.). Cantidad de Usuarios a Dic. de cada año durante el período Energía vendida Otros datos requeridos: Solicitudes de nuevas conexiones de grandes Usuarios, indicando nombre de Usuario, potencia requerida, actividad a realizar y lugar de asentamiento

96 Requerimientos de Información - RTI 3. CAMPAÑA DE CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA Suministrar por categoría tarifaria y rango de consumo: Perfil de carga % de energía consumida en punta % de energía consumida en resto % de energía consumida en valle Factor de carga Factor de coincidencia interna Factor de coincidencia externa con BT (Categorías conectadas en BT) Factor de coincidencia externa con MT (Categorías conectadas en BT y MT) Factor de coincidencia externa con AT (Todas las categorías)

97 Requerimientos de Información - RTI 4. COMPRA DE ENERGÍA Y POTENCIA 5. CUADRO TARIFARIO VIGENTE

98 Requerimientos de Información - RTI 6. INFORMACIÓN DE ACTIVOS 6.1 Información para desarrollo de Metodología de flujo de fondos Inventario de los bienes transferidos al momento de la firma del Contrato de Concesión Se deberá presentar el Anexo dentro del Contrato de Concesión donde conste el listado de los activos transferidos a EDENOR S.A. y EDESUR S.A Inventario al 31/12/2015 Información correspondiente a la base de activos (inventario) de las concesionarias EDENOR S.A. y EDESUR S.A. al 31/12/2015. Deberá contemplar una apertura bien por bien (o en su defecto por conjunto de bienes) y para cada bien se deberá presentar el máximo nivel de detalle Movimiento de la cuenta de activos en curso Bajas posteriores al 31/12/2015

99 Requerimientos de Información - RTI 6.2 VNR - Típos de red Con el objeto de llevar adelante el cálculo del valor bruto de los activos bajo el criterio de VNR, tanto para la red real como para la red óptima se requiere la siguiente información. Se deberán informar los típicos constructivos disponibles, con su correspondiente apertura, indicando materiales, precio unitario, mano de obra requerida, costos, etc., considerando: Etapa de la red: MAT, MAT/AT, AT, TAM, MT, MT/MT, TMB, BT, Acometidas y Medidores Tipo de activo: línea, cable, subestación, acometida, medidor, etc. Código con el cual se identifica al típico constructivo Zona donde es utilizado: Urbana o rural Nivel de Tensión Cantidad de fases Descripción del típico constructivo Descomposición del costo unitario Cantidad física existente a diciembre de 2015

100 Requerimientos de Información - RTI 7. PLAN DE INVERSIONES Detalle de los proyectos de inversión para el período discriminados por: o Negocio: AT, TAM, MT, TMB, BT, Servicios al Usuario, Administración. o Objetivo de la obra: reposición, expansión, calidad de servicio, combate de pérdidas no técnicas, seguridad, etc. o Tipo de expansión: discriminar las obras por tipo de expansión, es decir, en horizontal y vertical. En aquellos casos donde las obras sean tanto de expansión vertical como horizontal, estimar el porcentaje de participación de cada tipo. Incluir cronograma de puesta en operación de las obras en curso y proyectadas.

101 Requerimientos de Información - RTI 8 OTROS INGRESOS 9 ESTADOS CONTABLES FINANCIEROS Archivo en EXCEL con el Balance General (Estado de Situación Patrimonial y Cuadro de Resultados) del ejercicio 2015, incluyendo con apertura a nivel de cuenta: Cuenta Descripción de la Cuenta Saldo de la Cuenta a fin del ejercicio. 10 COSTO DE LA MEJOR OPORTUNIDAD ALTERNATIVA Con el fin de evaluar una de las opciones de cálculo del CENS, se requiere información relativa a equipos de generación de energía eléctrica, que son una alternativa al suministro del servicio por red. 11. INFORMACIÓN DE REDES

102 Módulo 5 La Audiencia Pública

103 Audiencia Pública Mediante la Resolución ENRE N 522/2016 del 28 de setiembre de 2016 se resuelve convocar a Audiencia Pública con el objeto de poner en conocimiento y escuchar opiniones sobre las Propuestas Tarifarias presentadas por las empresas distribuidoras para el próximo período quinquenal. La Audiencia Pública se llevará a cabo en el Teatro de la Ribera, sito en Avenida Pedro de Mendoza 1821, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el día viernes 28 de octubre de 2016.

104 Audiencia Pública Cantidad de Expositores y Asistentes Tipo de Expositor Cantidad de Expositores Tiempo asignado (en min) Representantes de las Distribuidoras 2 30 Defensor del Pueblo de la Nación 1 10 Defensorías de partidos de Prov. De Buenos Aires/CABA Organizaciones Defensa del Consumidor Cámaras, Asociaciones, Cooperativas de Trabajo Particular Interesado 57 5 Total de Oradores 108 Oyente 455 Total de Asistentes 563

105 Audiencia Pública Resumen de los Temas Planteados Temas Cantidad de Expositores Calidad del Servicio 28 Electrodependientes 2 Multa/Sanción 2 Resarcimientos 1 Tarifa Social 59 Tarifa 8 Varios 8 Total 108

106 Audiencia Pública Mediante la Resolución ENRE N 626/2016 del 28 de diciembre de 2016 se resuelve aprobar el documento denominado Resolución Final Audiencia Pública Resolución ENRE 522/2016 elaborado en cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 38 del Reglamento General de Audiencias Públicas y trasladar a consideración de la Subsecretaría de Coordinación de Política Tarifaria del Ministerio de Energía y Minería de la Nación aquellos temas planteados en la Audiencia, que no son competencia del ENRE.

107 Módulo 6 Presentación de las propuestas tarifarias de las empresas, Análisis y Dictado del ENRE de las Resoluciones de aprobación de los nuevos cuadros tarifarios.

108 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Proyección de Demanda Para establecer el pronóstico de la demanda EDENOR determinó tasas de crecimiento para sectores de consumo homogéneos. Trabajó con las series históricas de las ventas de energía clasificadas en los sectores Residencial, Comercial, Industrial, Alumbrado Público y Otros. Para los estudios plantearon dos modelos: 1) Un modelo del tipo analítico y econométrico aplicado a los usuarios y ventas de cada sector: Escenario base 2) Un modelo de control mediante el cual se obtuvo la extrapolación lineal del número de usuarios y ventas de cada sector: Proyección tendencial. El modelo de control valida los resultados del modelo de tipo analítico y econométrico.

109 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Proyección de Demanda Así determinó el crecimiento del sector residencial, resultando las siguientes tasas anuales equivalentes (TAE) para el período estimado: venta de energía: 3,02% y cantidad de usuarios: 1,45%. Para el resto de los sectores, determinaron las siguientes TAE para el período : comercial: venta de energía 2,13% y cantidad de usuarios 2,08%; alumbrado público venta de energía 0,67%; y, otros: venta de energía 3,62% y cantidad de usuarios 1,45%. La compra de energía evoluciona en función del crecimiento de venta de energía total de la distribuidora, y de la siguiente evolución de pérdidas técnicas y totales:

110 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Proyección de Demanda Se analizó la evolución del Factor de Carga en el período La tendencia lineal histórica es decreciente, con una caída de -0,001 por año. Se utilizó la misma evolución para proyectar el Factor de Carga para el período , obteniendo una TAE de crecimiento de la potencia simultánea de 2,15% en dicho período. A continuación se presentan los resultados de la proyección para el período que comprende la revisión tarifaria ( ).

111 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Proyección de Demanda Se resume para cada categoría la variable endógena, el método empleado y las variables exógenas utilizadas por el Consultor/ENRE:

112 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Proyección de Demanda Dado que los resultados obtenidos por el Consultor fueron similares, se adoptó la proyección de demanda presentada por EDENOR. Asimismo se aplicaron los factores de pérdidas regulatorios, y se determinó la Potencia Máxima en cada nivel de tensión sobre la base del estudio de caracterización de carga.

113 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Gastos de Explotación Técnicos, Comerciales y Adm. Para la determinación de los gastos de explotación técnicos, comerciales y administrativos EDENOR desarrolló un Modelo que estima y valoriza los recursos necesarios para la operación de la Distribuidora. El enfoque utilizado es el de la Empresa Modelo, que es ampliamente reconocido en la región latinoamericana, para la determinación de los costos eficientes de operación admisibles de trasladar a tarifas. La estimación de los gastos de explotación técnicos, comerciales y administrativos eficientes se realizó en forma anual, a partir de la red real e incorporando en cada año las instalaciones necesarias para alcanzar la calidad de servicio.

114 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Gastos de Explotación Técnicos, Comerciales y Adm. Asimismo, a lo largo del período tarifario se modeló una mejora en el estado de las instalaciones por incremento en el mantenimiento preventivo y las inversiones previstas, lo que genera un descenso de las intervenciones vinculadas con el mantenimiento correctivo, así también como una mejora en los indicadores de calidad. EDENOR señala que como consecuencia de las restricciones económicas impuestas por la anterior situación tarifaria, se evidencia una insuficiencia en actividades como mantenimiento preventivo, acciones de recuperación de energía y acciones de morosidad, aspecto que ocasiona un incremento de las mismas durante el período tarifario.

115 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Gastos de Explotación Técnicos, Comerciales y Adm. El Consultor/ENRE definió una empresa modelo para el año 2015, cuyo resultado fue del orden del 66% del valor determinado por la empresa. Asimismo verificó el desarrollo de la empresa modelo, con los costos registrados en la contabilidad regulatoria por la empresa para el año 2015, cuyo resultado fue del orden del 55% del valor determinado por la empresa. Las mayores diferencias se verifican en gestión de morosidad (incorporada como servicio técnico comercial) y gestión y recuperación de pérdidas (registrado como inspección y normalización de suministros).

116 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Gastos de Explotación Técnicos, Comerciales y Adm. Del análisis de los costos presentados por EDENOR en su modelo de cálculo, se introdujeron ajustes sobre algunos parámetros, de manera de adaptar la empresa modelo. Con los ajustes practicados sobre de la empresa modelada y presentada por EDENOR, se obtuvo un valor del orden del 74% del valor original presentado. Ajuste por ausentismo y por horas calle Ajuste por impuestos Ajuste por acciones de morosidad Ajuste por parámetros de gestión de cobranza Ajuste por activación de gastos (área ingeniería) Ajuste valores de suspensiones y rehabilitaciones Ajuste por actividades en acometida con cuadrilla (cant de personas). Ajuste por recuperación de energía

117 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Gastos de Explotación Técnicos, Comerciales y Adm. Una de las causas principales de las diferencias en los modelos constructivos tiene que ver con el deterioro del nivel de productividad del personal a partir del 2010/2011 en adelante. Estos problemas deben ser encarados de una manera integral entre la empresa y el Sindicato, a los efectos de que la empresa recupere el nivel de eficiencia de Se resuelve que el quinquenio se considere como un período de adaptación de la empresa con el objeto de volver a tener los estándares de prestación del servicio que supo alcanzar en

118 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Gastos de Explotación Técnicos, Comerciales y Adm. En este sentido, una forma de reflejar la transición es planteando un SENDERO creciente para la cantidad de horas de calle, partiendo de una la situación cercana a la actual y alcanzando hacia el 2021 la cantidad de 1404 horas/año. A partir de esto, se retoma el modelo del consultor, con el estado de situación actual, y se alcanzan valores similares al modelo de EDENOR ajustado, que es del orden del 75% del modelo presentado por la empresa.

119 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Gastos de Explotación Técnicos, Comerciales y Adm. Los costos de explotación fueron calculados para el año Para la presente RTI, la empresa tiene como punto de partida un nivel de costos que se encuentra por encima del costo eficiente. A lo largo del quinquenio que se inicia en 2017, la empresa debe actuar sobre aquellas variables que se encuentren bajo su control con el objeto de converger hacia una gestión eficiente. Por ello, los costos son proyectados en función de: Costos de red: evolucionan en función del VNR bruto inicial más el plan de inversiones por expansión Costos comerciales: en función de la cantidad de usuarios Costos de administración: se mantienen constante en el quinquenio Incobrables, impuestos y tasas: Evoluciona en función de los ingresos previstos Ingresos por conexiones y rehabilitaciones: evolucionan en función de la cantidad prevista de conexiones y rehabilitaciones. Otros ingresos: evolucionan en función de la cantidad de usuarios

120 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Base de Capital Teniendo en cuenta el Punto 7 de la Res. ENRE N 55/2016, EDENOR calculó su base de capital, de acuerdo a los siguientes métodos: 1. Valor Nuevo de Reposición (VNR) de las instalaciones reales y VNR depreciado o Valor Depreciado Técnico (VDT). Para la determinación del Valor Nuevo de Reposición (VNR) y del Valor Depreciado Técnico (VNR depreciado linealmente considerando la vida útil regulatoria y la antigüedad real de las instalaciones), EDENOR consideró las vidas útiles establecidas por el ENRE en el Manual de Contabilidad Regulatoria de los activos físicos al 31 de diciembre de 2015, La valorización se efectuó a precios del 31/12/2015, sin incluir el IVA, y considerando una paridad con el Dólar Estadounidense de 13,005 $/USD. Consideró en el VDT activos 100% depreciados, según la vida útil de la contabilidad regulatoria. Como no ha previsto su reemplazo en la próxima década, señala que tienen vida útil de por lo menos 10 años.

121 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. 2. Base de capital contable Base de Capital Según la empresa, la base de capital basada en valores contables ajustada por índices de actualización no es representativa del valor de los activos requeridos para prestar el servicio en las condiciones de calidad establecidas en el Acta Acuerdo, por lo que no determinó de su valor. Entre los motivos esgrimidos por EDENOR para arribar a esta conclusión se destacan: >El período de ajuste mediante índices es mayor a los 15 años >Los índices a utilizar reflejan la variación promedio de diferentes rubros de costos, y deben aplicarse mediante fórmulas polinómicas que reflejen el peso relativo de los distintos rubros en la estructura de costos totales. Sin embargo, este peso relativo puede variar en forma importante durante un período tan largo.

122 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Base de Capital >Los índices a utilizar deben ser índices oficiales, y es de público conocimiento que los mismos están cuestionados. >Los valores contables que se utilizan como base para el ajuste no representan en general la realidad física de los activos. >Los activos contables no representan la configuración de una red adaptada a la demanda en condiciones de prestar el servicio en las condiciones de calidad del Acta Acuerdo. >Al distorsionarse el valor de los activos no se dan señales claras para las inversiones en reposición y expansión.

123 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Base de Capital 3. VNR de las instalaciones optimizadas (VNR ideal) La determinación de los Sistemas Eléctricos Representativos (SER) y el VNR de la red ideal, según la Res. ENRE 55/16 comprendió: El estudio de la distribución y caracterización de la demanda, y la identificación de las áreas típicas de distribución (ATD). La evaluación y elección de tecnologías, módulos de transformación y secciones de conductores técnicoeconómicamente convenientes para cada ATD. A partir de la evaluación de costos totales de instalación actual y futura, pérdidas técnicas, costo de explotación y de energía no suministrada, para la red de BT y centros MT/BT; y luego para la red de MT con modelos que integran ésta con lo anterior, se definen los SER de cada ATD. En base a los SER definidos para cada ATD, y al estudio de mercado, se determinaron los cómputos de instalaciones de distribución, y el correspondiente VNR de la red ideal.

124 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Base de Capital Conforme lo establece la Resolución ENRE Nº 55/2016, comparó el VNR eléctrico ideal, para abastecer la demanda 2015 con el régimen de calidad de servicio y producto objetivo, con el valor resultante de la adición del monto de las inversiones necesarias para recuperación de la calidad de servicio al valor del VNR eléctrico de la red real. El resultado obtenido indica que el VNR de la red ideal resulta un 4,5% inferior al VNR de la red real más las inversiones por calidad. Al respecto, la distribuidora destaca que este resultado es consistente debido a que el VNR de la red ideal responde al de una red teórica, adaptada técnico-económicamente a la demanda en un momento determinado, representando el óptimo para el momento de cálculo.

125 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Base de Capital Plan de Inversiones El PLAN DE INVERSIONES contempla los requerimientos para ejecutar las ampliaciones, renovaciones y mejoras tecnológicas en la red con el objeto de recomponer los indicadores de calidad de servicio y producto y abastecer el crecimiento de la demanda. Para su desarrollo se han tomado en cuenta las máximas posibilidades de ejecución, en el contexto del desarrollo factible de los recursos para la realización de las obras. En este sentido, el volumen de inversión para recomponer la calidad, teniendo en cuenta la demanda del año 2015, es de tal magnitud que se prevé que al final del período tarifario quedarán inversiones por realizarse para cumplir con la calidad objetivo de acuerdo a la demanda proyectada, estimándose que se la podrá alcanzar en el año 2024.

126 Propuestas Tarifarias y Análisis EDENOR S.A. Base de Capital Plan de Inversiones En el Plan de Inversiones a Mediano Plazo , se determinaron las inversiones necesarias y convenientes para cumplir con la Revisión Tarifaria Integral y satisfacer las siguientes actividades, de acuerdo a lo establecido en la Resolución ENRE 55/16: Inversiones para Alcanzar la Calidad de Servicio y Producto Objetivo. Inversiones en Expansión de Redes para abastecer el crecimiento de la demanda en condiciones de calidad de servicio y producto adecuadas. Inversiones en Renovación de Redes, considerando todas las mejoras tecnológicas que hagan más eficiente la operación de la red y mejoren la calidad de servicio técnica y comercial. Adicionalmente se consideraron aquellas Inversiones necesarias para la prestación del servicio que no están directamente vinculadas a la red de distribución, denominadas Inversiones No Eléctricas.

127 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital Plan de Inversiones El Consultor solicitó aclaraciones sobre algunos montos de obra vinculados a los siguientes activos y poder organizar la información de tal forma de permitir su integración con la base de capital existente a Dic/15: 1. Líneas Subterráneas AT Cable en 220 kv (80 km) 2. Líneas aéreas MT (349 km para ALCANZAR CDS Y CDP OBJETIVO) 3. Líneas aéreas BT (2492 km para ALCANZAR CDS Y CDP OBJETIVO) A partir de las respuestas recibidas, se mantienen los montos informados para los ítems 1 y 2, Para el ítem 3, se redujo el presentado por EDENOR. En relación a los montos a considerar como inversión por año, la empresa informó el flujo esperado de desembolsos.

128 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital Plan de Inversiones Sin embargo, desde el punto de vista del reconocimiento en tarifa del costo de capital asociado a dicha inversión, la misma debe considerarse en el año de puesta en servicio (PES). Es por ello que resulta relevante la información sobre la fecha de PES, dato que permitió una distribución en el tiempo de las inversiones distinto al flujo de desembolsos. Las inversiones por reposición, entran a la base de capital por el monto original menos un porcentaje que depende del año en que se prevé su entrada en servicio. Se efectuó la corrección.

129 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital El Consultor llevó adelante un análisis del informe principal, soportes y aclaraciones entregadas por EDENOR, con el objeto de calcular la base de capital a utilizar para el cálculo del costo de capital, parte componente del Costo Propio de Distribución. La información analizada permitió: Calcular la base de activo fijo bruto total Calcular la base de activo fijo neto total Separar los activos valuados, por negocio (red, comercial y administración) y origen (propio o donado)

130 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital A continuación se expone un resumen de las acciones y ajustes realizados a la presentación de EDENOR, con el fin de obtener la base de capital inicial. Costos de montaje Costos indirectos Típicos constructivos normalizados (Transf.. y redes AT, MT y BT) En función del análisis realizado, los valores resultantes son del orden del 99% de lo informado por EDENOR, tanto para el VNR como el VDT.

131 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital Con el fin de establecer la base de capital a remunerar, generada por los activos existentes a dic/15 se realizaron las siguientes acciones: Se desconsideran los activos clasificados con código ENRE SC ENRE 2 (Construcciones en inmuebles en comodato) Se identificaron los activos a considerar como activos donados o Conexión Central San Miguel y Central San Martín al SADI Instalaciones subterráneas en barrios cerrados y countries. En estas obras, la empresa afrontó solo el costo de una red aérea y los usuarios la diferencia.

132 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital A partir de lo mencionado, se conforma la base de capital consolidando los activos existentes a Dic/15 más el plan de inversiones considerando: Base de capital propio (VNR depreciado en forma lineal utilizando la tasa que corresponde a cada activo informado en el inventario más el correspondiente al plan de inversiones) Depreciación, la cual se reduce anualmente debido a que ciertos activos agotan su vida útil remanente para activos a dic/15, y para el plan de inversiones aplica a partir del año siguiente al de puesta en servicio de la instalación. Remuneración del capital, que surge de aplicar la tasa de costo de capital antes de impuestos (12,46%) a la base de capital al final del año anterior Costo de capital: suma de las componentes depreciación y remuneración de capital

133 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital Base de capital contable determinada por el ENRE/Consultor. Se considera que lo sostenido por la empresa es incorrecto, en función de que la base de capital contable no representa el valor de los activos, sino las inversiones financieras netas realizadas por los accionistas y acreedores en la empresa, es decir, que el monto de la base de capital así calculada importa el mantenimiento del capital financiero en términos reales. En este esquema, las amortizaciones representan el retorno del capital. Este método busca mantener el poder de compra de la inversión original, siendo éste el único requerimiento desde el punto de vista del inversor. Tampoco es sostenible cuestionar la utilización de este método por la falta de representatividad de los índices de actualización, en función de que existen series oficiales de precios no distorsionadas. La Base de Capital Contable a dic/2015 es un 3% superior al VDT.

134 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Base de Capital VNR de las instalaciones optimizadas (VNR ideal). A los efectos de tener un valor referencial, se determinó 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 atienda la demanda actual con el régimen objetivo de calidad de servicio y producto para cada usuario, desagregada por Áreas Típicas de Distribución (ATD). Para la red AT y SSEE AT/MT se consideró la Red Real. A través de la valuación de los activos por enfoque físico, considerando los activos reales y el impacto de la optimización en las etapas de MT, centros MT/BT y BT, el resultado fue un VNR de un 3,6% inferior al VNR real.

135 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Requerimiento de Ingresos (costo propio de distr.) Por VNR Los costos propios de distribución resultan de sumar los costos de capital con los costos de explotación. El costo de capital fue calculado 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.

136 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Requerimiento de Ingresos (costo propio de distr.) A continuación se presenta una comparación entre el CPD unitario ($/MWh) del año 2017, que corresponde al 1er año del período tarifario, en relación al CPD unitario que surge de aplicar a las cantidades a facturar en 2017, el cuadro tarifario aprobado mediante Resolución ENRE 1/2016. El CPD actual es a tarifa plena, es decir, no considera las reducciones que recibe el usuario en concepto de subsidios. El incremento en el CPD resulta del 36% en moneda de Dic/15.

137 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Aspectos conceptuales Factor de Estímulo (E) Los sistemas de regulación tarifaria tienen por objetivo controlar una misma variable de la empresa regulada, la tasa de rentabilidad. Los mecanismos adoptados para ello difieren, pudiendo distinguirse dos tipos: Regulación directa, a través de la tasa de retorno, y Regulación indirecta, con la fijación de precios máximos con revisión periódica. Estos mecanismos difieren a su vez en la estructura de incentivos y de riesgos que la empresa regulada enfrenta. Bajo la regulación basada en la tasa de retorno (ROR) -sistema especialmente adoptado en los Estados Unidos-, se le fija a la empresa regulada una tasa de ganancia razonable sobre su capital invertido, y consecuentemente las tarifas que deberán ser aplicadas. Cualquier alejamiento de la tasa de rentabilidad respecto de la fijada por el regulador, redunda en una revisión tarifaria.

138 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Factor de Estímulo (E) En cuanto al régimen de regulación por precios máximos (o price cap), a diferencia del método de ROR, el regulador fija un valor máximo a las tarifas que la empresa puede cobrar por sus servicios. De esta forma, una vez determinado el nivel tarifario inicial, se le fija un techo a la posibilidad de crecimiento de los precios de estos servicios. Básicamente, este método permite que el índice de precios de una canasta de bienes y servicios de la empresa regulada (en el caso de que la empresa sea multiproducto) debe crecer a lo sumo RPI (Retail Prices Index o índice de precios al consumidor) menos X% por año a lo largo del período tarifario. En otras palabras el precio promedio de los bienes y servicios regulados debe disminuir X% en términos reales (RPI-X).

139 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Factor de Estímulo (E) En este esquema, el término X representa un factor de eficiencia que permite trasladar a los usuarios parte de las ganancias logradas por la empresa. De esta forma, una vez determinado por el regulador el factor X de eficiencia, y consecuentemente la reducción en términos reales que tendrán las tarifas, la empresa tiene grandes incentivos para mejorar su productividad a fin de lograr una rentabilidad mayor a la reconocida (implícitamente) en las tarifas a los usuarios. Estas nuevas ganancias por mayor eficiencia se trasladarán a partir de la siguiente revisión de tarifas. En definitiva, se busca recrear las condiciones que enfrentaría la empresa bajo un mercado competitivo, siendo la firma una tomadora de precios (en este caso fijado por el regulador), deberá minimizar sus costos a fin de obtener una mejor renta. Así, la presión que ejerce la competencia sobre los costos para no perder su porción de mercado- redundaría en una disminución del precio que beneficiaría al consumidor. Esta presión en el caso de un monopolio regulado, es ejercida por el factor X.

140 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Factor de Estímulo (E) Variaciones al RPI-X pueden incorporar ajustes por inversiones, adoptando la expresión del tipo: Donde: Tt = Tt-1 * (1 + i - E) T representa las tarifas (nuevas y anteriores), i la inflación, E el factor de estímulo equivalente a E=.-X Q X el factor de eficiencia, y Q el ajuste por inversiones.

141 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Determinación del factor E Factor de Estímulo (E) Dado que en el caso de EDENOR, los costos de explotación que se reconocen para el año 2017 no responden a una gestión eficiente, el factor X a aplicar debe calcularse de tal forma que permita trasladar las ganancias esperadas por productividad y por mejoras en la gestión. El CPD, a los largo del quinquenio, crece en forma directa conforme va ejecutándose el plan de inversiones, y tiende a decrecer por la disminución de los costos de explotación. Como se señaló, la remuneración reconocida a la distribuidora incorpora las inversiones al año siguiente de haber sido realizadas. Este monto se integra a la remuneración a través de un factor denominado Q.

142 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Factor de Estímulo (E) Ahora bien, a los efectos de incorporar anualmente en la remuneración de la distribuidora el costo de capital de las inversiones (depreciación más remuneración del capital), su cumplimiento debe ser verificado. En este sentido, el ENRE ha decidido llevar adelante un estricto control del cumplimiento de las mismas para lo cual ha determinado un procedimiento específico. A continuación, se muestra la evolución proyectada para el CPD unitario (CPDU) considerando la evolución de la base de capital incluyendo la totalidad de las inversiones y los costos de explotación asociados:

143 Propuestas Tarifarias y Análisis El Consultor/ENRE Factor de Estímulo (E)