Sobre el Cálculo Tarifario

Fundamentos para el cálculo de las tarifas en el servicio público de distribución eléctrica, en el área de concesión de las empresas Edenor S.A. y Edesur S.A.

Los Contratos de Concesión de las distribuidoras Edenor y Edesur, que se encuentran bajo jurisdicción del ENRE, contienen las siguientes disposiciones en materia de tarifas:

Las tarifas máximas fijadas para cada período tarifario constan de dos términos: a) uno representativo de los costos de adquisición de energía y potencia en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que incluye los costos asociados de transporte y b) otro representativo del costo propio de distribución o valor agregado de distribución (VAD) constituido por el costo marginal o económico de las redes puestas a disposición del usuario más los costos de operación y mantenimiento de las redes, a los que se suman los gastos de comercialización.

Los períodos tarifarios duran diez años, el primero, y cinco años los sucesivos. Durante estos períodos, las tarifas se ajustan únicamente conforme con las variaciones que experimentan los costos de compra de energía y potencia en el MEM, incluidos los costos asociados de transporte.

Las concesionarias del servicio público tienen la obligación de abastecer toda la demanda de su área de concesión, en función de un régimen de control de la calidad y sanciones.

El siguiente cuadro describe las características de cada categoría y subcategorías tarifarias.
Categoría Tarifaria
características
T1 (Tarifa 1)
Pequeñas demandas. Demanda máxima inferior a 10 KW
T1-R
Uso residencial
T1-R1
Consumo bimestral inferior o igual a 300 KWh
T1-R2
Consumo bimestral superior a 300 KWh
T1-G
Usuarios de pequeñas demandas no encuadrados en T1-R o T1-AP (generalmente comercial o pequeños talleres)
T1-G1
Consumo bimestral inferior o igual a 1600 KWh
T1-G2
Consumo bimestral superior a 1600 KWh e inferior o igual a 4000 KWh
T1-G3
Consumo bimestral mayor a 4000 KWh
T1-AP
Alumbrado público
T2 (Tarifa 2)
Demanda mediana. Demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos igual o superior a 10 KW e inferior a 50 KW. El usuario y la distribuidora pactan la capacidad de suministro.
T3 (Tarifa 3)
Grandes demandas. Demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos desde 50 KW
T3-BT
Suministros en tensiones de hasta 1 KV
T3-MT
Suministros en tensiones desde 1 KV hasta 66 KV
T3-AT
Suministros en tensiones igual o superior a 66 KV

Para las pequeñas demandas, se estableció un cargo fijo bimestral y uno variable. A su vez, las medianas demandas pagan un cargo mensual por capacidad de suministro contratada y un cargo variable, ambos por tramo horario único. Por último, las grandes demandas tienen un cargo por capacidad de suministro contratada, discriminado en horas de punta y fuera de punta, y un cargo por energía que discrimina las horas de punta (de 18 a 23 horas), de resto (de 5 a 18) y de valle (de 23 a 5).

Categoría
Cargo Facturado
T1-R y T1-G
CF: cargo fijo exista o no consumo de energía
CV: cargo variable por energía consumida sin discriminación horaria
T1-AP
CV: cargo variable por energía consumida sin discriminación horaria
T2
CP: cargo por potencia contratada haya o no consumo de energía
CE: cargo variable por la energía consumida sin discriminación horaria
T3 (BT, MT y AT)
CPP: cargo por potencia contratada en horas de punta
CPF: cargo por potencia contratada en horas fuera de punta
CEP: cargo variable por energía consumida en horas de punta
CER: cargo variable por energía consumida en horas de resto
CEV: cargo variable por energía consumida en horas de valle


Pass-through y Valor Agregado de Distribución (VAD)

La ecuación tarifaria de las empresas concesionarias del servicio de distribución se compone de dos términos: el primero refleja sus costos exógenos, es decir, los precios a los que compran energía y potencia en el MEM, y los costos asociados de transporte; y el segundo refleja sus propios costos o valor agregado de distribución (VAD).

El primer componente es función de los precios estacionales establecidos por el Ministerio de Energía en forma semestral (precio de compra de las distribuidoras en el mercado horario) y de su ajuste trimestral sobre la base de los precios observados en el MEM, y del precio de los contratos en el mercado a término.

De acuerdo con el marco regulatorio, estos valores deben ser ajustados cada vez que varían los precios de la potencia, la energía y el transporte en el MEM. Esto es, en ocasión de cada programación o reprogramación estacional en los meses de febrero, mayo, agosto y noviembre.

En el mercado mayorista, la determinación del precio se realiza en forma horaria a partir del costo marginal (declarado por los propios oferentes) de generar un MWh adicional para abastecer la demanda del sistema en ese instante. Como consecuencia de ello, el precio spot de la energía presenta, hora a hora, una significativa variación.

Para resolver el problema de tener que fijar una tarifa al usuario final a partir de un precio de compra en el mercado mayorista que varía hora por hora, se creó un sistema de precios estabilizado (o estacional). Es decir que, trimestralmente y a partir de las estimaciones realizadas por CAMMESA, el Ministerio de Energía sanciona (ex–ante) el precio estacional de la energía.

Éste es el precio al que comprarán las empresas distribuidoras en el mercado spot y representa el precio spot medio esperado para dicho trimestre. Las diferencias entre las compras al precio estacional sancionado (que realizan los distribuidores) y las ventas al precio spot en el mercado horario (que hacen los generadores) se acumulan en un Fondo de Estabilización cuyo saldo se incorpora en el cálculo del precio estacional del siguiente trimestre.

Mediante el mecanismo del pass-through, los distribuidores “pasan” a la tarifa de los usuarios finales estrictamente los valores ajustados en función del costo de comprar energía y potencia en el mercado mayorista, sin incluir ningún tipo de margen de ganancia.

Por otra parte, el costo propio o valor agregado de distribución (VAD) refleja el costo marginal de la prestación del servicio, e incluye los costos de desarrollo e inversión en las redes, de operación y mantenimiento y de comercialización, así como también las depreciaciones y una rentabilidad razonable sobre el capital invertido.