Ciudad de Buenos Aires, 02/02/2024

VISTO el Expediente ENRE Nº EX-2024-09978333-APN-SD#ENRE, la Ley Nº 24.065 de Marco Regulatorio Eléctrico Nacional, los Contratos de Concesión de la EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESUR S.A.) y de la EMPRESA DISTRIBUIDORA NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA (EDENOR S.A.), y

CONSIDERANDO:

Que de acuerdo con el inciso e) del artículo 2 de la Ley N° 24.065, el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) tiene como función la de “Incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de la electricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas”.

Que el inciso b) del artículo 56 de la antedicha ley delega en el ENRE la facultad de “Dictar reglamentos a los cuales deberán ajustarse los productores, transportistas, distribuidores y usuarios de electricidad en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, de medición y facturación de los consumos, de control y uso de medidores; de interrupción y reconexión de los suministros, de acceso a inmuebles de terceros y de calidad de los servicios prestados”.

Que los Contratos de Concesión de EDESUR S.A y EDENOR S.A. (en adelante LAS DISTRIBUIDORAS), establecen en su artículo 25 inciso ñ) la obligación por parte de la DISTRIBUIDORA de “Propender y fomentar para sí y para sus USUARIOS el uso racional de la energía eléctrica”, y en su inciso n) la de “Adecuar su accionar al objetivo de preservar y/o mejorar los ecosistemas involucrados con el desarrollo de su actividad, cumpliendo con las normas destinadas a la protección del medio ambiente actualmente en vigencia, como asimismo, aquellas que en el futuro se establezcan”.

Que el precio de un bien o servicio refleja su abundancia o su escasez, así como determina la asignación de recursos destinados por el usuario para su consumo y del productor para la inversión.

Que una característica inherente de un sistema eléctrico prudentemente gestionado –que requiere una ingente y continua inversión en el mismo- es gozar de una gran capacidad de reserva y redundancia, lo que tiene como consecuencia, en el caso de adoptar políticas inconducentes, que la calidad de la prestación reaccione muy lentamente a las señales tarifarias y las decisiones relativas a la inversión concomitantes, para exponer su deterioro. Como contrapartida, una vez manifestado el deterioro del sistema, también se requiere un tiempo prolongado para alcanzar una mejora apreciable, además de un gran esfuerzo económico para la recuperación.

Que el acentuado crecimiento de la demanda de energía eléctrica registrado en las últimas dos décadas, en buena parte producto de señales tarifarias que no reflejaron los costos reales de producción de energía eléctrica ni del desarrollo de las redes, y simultáneamente, la falta de inversión en el sistema de distribución, han conllevado a un deterioro creciente de los índices de calidad de servicio técnico que se traducen en cortes de servicio frecuentes y de larga duración en amplias zonas de las áreas de concesión de EDESUR S.A. y de EDENOR S.A., producto de la ocurrencia de averías así como por accionamiento de los elementos de protección para evitar que dichas averías sucedan, lo cual llevaría a cortes aún mucho más prolongados, y que son particularmente severos en las estaciones en que se registran altas temperaturas.

Que este efecto de tijera, dado por una creciente demanda incentivada por tarifas artificialmente bajas, por un lado, y una menor inversión en líneas, cables y equipos, por el otro, llevó a un agotamiento del recurso disponible y a que el sistema de distribución esté operando en el límite de su capacidad.

Que los márgenes de capacidad para contingencias se han reducido o son inexistentes, la operación se hizo menos flexible, la demanda sigue creciendo y los equipos sujetos a sobrecargas sufren un envejecimiento prematuro, dando lugar a unas tasas de fallas y averías crecientes.

Que la conjunción de escasez de capacidad y de elevados costos operativos que afecta al sector eléctrico representa un limitante al crecimiento de la actividad económica del país, que se manifiesta hoy, y se manifestará con mayor intensidad cuando se reclame la potencia y la energía eléctrica necesaria para abastecer nuevos suministros, e inversiones productivas.

Que el ESTADO NACIONAL se encuentra obligado a aplicar distintos mecanismos para garantizar la prestación del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica.

Que el PODER EJECUTIVO NACIONAL, mediante el Decreto DNU-2023-55-APN-PTE, declaró la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural que tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.

Que la emergencia requiere que toda oportunidad de ahorro de energía eléctrica deba ser cuidadosamente evaluada, valorada y aprovechada, dado que es la potencia y energía disponible inmediatamente o a corto plazo para abastecer la demanda que se incorpore, ya que la oferta de nueva energía y potencia, tanto en generación como en redes de transporte y distribución, se ve restringida actualmente por razones financieras, y por plazos de ejecución, ya que se trata de obras que requieren tiempos de construcción prolongados.

Que resulta evidentemente necesario, en estas circunstancias, incentivar el uso eficiente y racional de la energía eléctrica, tanto del lado de la demanda como de la oferta, por lo que se puede presumir que existe un significativo potencial de ahorro, aprovechable mediante medidas que pueden ser aplicadas en un corto plazo.

Que una de esas medidas es la corrección de la Potencia Reactiva Inductiva, elemento conocido como “Factor de Potencia”, de las instalaciones del usuario de distribución de energía eléctrica.

Que el factor de potencia representa el cociente entre la potencia efectivamente utilizada por el usuario, denominada potencia activa, y la potencia total suministrada al mismo, denominada potencia aparente que circula a través de las instalaciones de distribución y provoca energía de pérdidas en estas últimas.

Que la diferencia vectorial entre ambas potencias se denomina potencia reactiva, y tiene su origen en la utilización de dispositivos que utilizan campos magnéticos para su funcionamiento, generalmente motores.

Que esta potencia reactiva inductiva puede ser compensada o generada localmente en el punto de consumo mediante el uso de capacitores que generen potencia reactiva capacitiva, reduciendo sustantivamente de esta manera la corriente que se toma desde la red de distribución.

Que actualmente, el límite del Factor de Potencia inductivo en el área concesionada a EDESUR S.A., y a EDENOR S.A., a partir del cual no se penaliza al usuario, es de 0,85.

Que este es un valor que proviene del Reglamento de Suministro de la ex–SERVICIOS ELECTRICOS DEL GRAN BUENOS AIRES (SEGBA), adoptado en una época en que la reserva de capacidad remanente de las redes respecto de su capacidad nominal, la característica tensión-potencia de la carga eléctrica, los patrones de consumo de la población, la menor dotación de electrodomésticos, el criterio relativo a la eficiencia energética, la preocupación por el cuidado del medio ambiente y la tecnología disponible, eran radicalmente diferentes a las actuales.

Que dicho límite en el valor del Factor de Potencia se encuentra apreciablemente desactualizado respecto de las normativas que rigen no solo en los países desarrollados industrialmente, como Italia, Francia, Reino Unido, Estados Unidos de Norteamérica, Canadá y otros, sino también en países de la región sudamericana, e incluso en algunas jurisdicciones provinciales y/o municipales de la República Argentina.

Que el exceso de circulación de energía reactiva inductiva a través de la red de distribución de energía eléctrica conlleva efectos negativos, pero a su vez subsanables mediante la corrección del Factor de Potencia en los puntos de consumo, y que redunda en múltiples beneficios técnicos, económicos y ambientales.

Que entre los beneficios más relevantes de la mejora del Factor de Potencia Inductivo en los puntos de consumo, se señalan los de: (i) recuperación de capacidad portante de líneas, cables y transformadores, capacidad que estaría disponible para aumentar la oferta de potencia y energía activas a nuevas demandas; (ii) menor tasa de cortes por averías en cables y transformadores, o por disminución de la cantidad de actuaciones de los elementos de protección (fusibles y protecciones de máxima corriente) de la red, tanto en los centros de transformación media/baja tensión como en las subestaciones alta/media tensión, debido a la menor corriente circulante; (iii) reducción de las pérdidas de potencia y energía en las redes de distribución, las cuales por ser cuadráticamente dependientes de la potencia consumida, constituye un ahorro substancial de energía eléctrica que se traduce en un efectivo ahorro de los combustibles necesarios para producirla; (iv) menores caídas de tensión en las redes, particularmente en los alimentadores más extensos; (v) una extensión en la vida útil de instalaciones (cables y transformadores) por menor carga y calentamiento, ya que las aislaciones de papel o poliméricas utilizadas en cables o transformadores sufren una reducción exponencial de su vida útil con la temperatura (Ley de Arrhenius), y por tanto, de no reducirse las sobrecargas, se verá traducida en una tasa de fallas prematuras u obligación de reemplazo que irá creciendo paulatinamente con el tiempo y; (vi) una reducción de la emisión de gases de invernadero (CO2) por una menor necesidad de generación de energía eléctrica para proveer las pérdidas en las redes.

Que en virtud de lo señalado en el considerando precedente, los beneficios de establecer una corrección del Factor de Potencia Inductivo, compatible con los estándares internacionales en vigencia, representa un mejora substancial de la eficiencia del sector eléctrico, ya que permite la utilización más eficaz y la extensión de la vida útil de las instalaciones existentes, aumentar la oferta de potencia y energía, diferir o dar márgenes de tiempo para la realización de las inversiones que persigan la ampliación efectiva de la oferta eléctrica, reducir las pérdidas en las redes, ahorrar divisas destinadas a la adquisición de combustibles, y finalmente hacer un aporte a la mejora del medio ambiente.

Que en el Subanexo 1 “RÉGIMEN TARIFARIO - CUADRO TARIFARIO” de los Contratos de Concesión de EDESUR S.A., y de la EDENOR S.A. se establecen las penalidades por excesos de consumo de potencia reactiva inductiva a que están sujetos los usuarios de Tarifa Nro.1 (Pequeñas Demandas), usuarios de Tarifa Nro. 2 (Medianas Demandas) y usuarios de Tarifa Nro. 3 (Grandes Demandas).

Que en caso de los usuarios de Tarifa Nro. 1 (Pequeñas Demandas), como de usuarios de Tarifa Nro. 2 (Medianas Demandas), el mencionado Subanexo 1 establece que LAS DISTRIBUIDORAS se reservan el derecho de verificar el Factor de Potencia (Coseno de fi, o abreviadamente Cos fi, siendo fi el ángulo de desfasaje entre la tensión y la corriente que produce la carga inductiva del usuario); y que en el caso que el mismo fuese inferior a 0,85, están facultadas a aumentar los cargos tarifarios establecidos para cada categoría tarifaria en un 10 % si el Factor de Potencia se ubica entre un valor igual a 0,75 y menor a 0,85, y en un 20 % si el Factor de Potencia es menor a 0,75.

Que el mencionado Subanexo 1 establece que cuando el valor medio del Factor de Potencia es inferior a 0,60, LAS DISTRIBUIDORAS, previa notificación, pueden suspender el servicio eléctrico hasta tanto el usuario adecue sus instalaciones, a fin de superar dicho valor límite.

Que, a los efectos de determinar el mencionado Factor de Potencia, LAS DISTRIBUIDORAS pueden, a su opción, efectuar mediciones instantáneas del factor de potencia con el régimen de funcionamiento y cargas normales de las instalaciones del consumidor, o establecer el valor medio del Factor de Potencia midiendo la energía reactiva suministrada en el período de facturación.

Que, sin perjuicio de utilizar una metodología más precisa para el cálculo de la penalidad, la Tarifa Nro. 3 (Grandes Demandas) también establece un límite de penalización cuando el cociente entre la energía reactiva y la energía activa tomada por la carga (denominado Tangente de fi, o abreviado Tan fi) consumidas en un período horario de facturación supere el valor de 0,62, que es equivalente a un Factor de Potencia inferior a 0,85.

Que en virtud de los precios de referencia en el mercado nacional e internacional de los equipos de compensación reactiva, la corrección del Factor de Potencia Inductivo resulta una medida óptima de utilización eficiente de la energía y de las inversiones de distribución, tanto por la relación costo-beneficio favorable como por la rapidez de su implementación respecto de cualquier otra medida que implique un aumento de la oferta de potencia y energía, sin que signifique una reducción efectiva y cuantitativa de la demanda.

Que, por consiguiente, la corrección del Factor de Potencia constituye una acción eficaz y eficiente, con impacto sobre todo el sistema eléctrico.

Que, de acuerdo con todo lo expresado, el ENRE considera oportuno y conveniente lanzar el “PROGRAMA PARA LA MEJORA DEL FACTOR DE POTENCIA” en el área de concesión de EDESUR S.A. y de EDENOR S.A., y establecer como su medida central, el establecimiento de un nuevo límite del Factor de Potencia fijado en 0,95 para todas las categorías tarifarias.

Que a los fines de ilustrar los beneficios que trae este nuevo valor, un pasaje de un Factor de Potencia de 0,85 (suponiendo un usuario ajustado al límite actual) a 0,95, representa una disminución de la corriente que el usuario absorbe de la red, para la misma potencia activa de utilización, del orden del 10%, y una reducción de la energía de pérdidas en la red del orden del 20 %.

Que incluso es factible y probable que, debido a la falta de incentivos para utilizar racionalmente la energía, y la irrelevancia de las penalidades respecto de los costos del control por parte de LAS DISTRIBUIDORAS, actualmente el Factor de Potencia promedio en inmuebles se encuentre por debajo del límite establecido de 0,85. Si ese fuera el caso, y se compensara un Factor de Potencia de 0,80 a 0,95, las reducciones serían del orden del 16% en la corriente y del 30% en las pérdidas de energía en las redes de baja tensión dedicadas.

Que se hace necesario adecuar la normativa que regula los distintos aspectos relacionados con los suministros existentes y futuros.

Que es un hecho verificado que el mencionado proceso de crecimiento de la demanda se ha manifestado, principalmente, en inmuebles de carácter habitacional y comercial debido a la masiva incorporación de electrodomésticos, y particularmente de equipos de aire acondicionado, que son equipos cuya característica de carga–tensión es del tipo de “potencia constante”.

Que este tipo de cargas de “potencia constante” actúan de manera adversa sobre las redes cuando se registran bajas tensiones por alto consumo, al intentar tomar una mayor corriente de la red, y consiguientemente, disparando un proceso recurrente de caída progresiva de la tensión que degrada aún más las condiciones de servicio.

Que en efecto, el flujo de la potencia reactiva inductiva producida por las cargas del usuario, al transitar por las redes hacia las fuentes de generación, influye en las mismas redes y transformadores, generando aún más potencia reactiva en los mismos componentes, que a su vez se suma a la potencia reactiva generada por las cargas, agravando las caídas de tensión y las pérdidas de energía, hasta llegar a veces al fenómeno denominado “colapso de tensión”, que conlleva apagones de amplia extensión, si los equipos compensadores o los generadores no son capaces de suministrar esa potencia reactiva.

Que en la región AMBA, y particularmente en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la demanda se concentra fundamentalmente en inmuebles de múltiples unidades habitacionales bajo el régimen de propiedad horizontal.

Que en los inmuebles bajo el régimen de propiedad horizontal no es económicamente eficiente, ni en la mayoría de los casos materialmente posible por motivos de orden técnico, de espacio, y de gestión, la corrección del Factor de Potencia de manera individual en las unidades habitacionales de usuarios de Tarifa Nro. 1 (Pequeñas Demandas) o Tarifa Nro. 2 (Medianas Demandas), entre otras razones porque si se compensara uno por uno a los usuarios, los pequeños equipos individuales no contarían con la funcionalidad ni con la regulación requerida para evitar la sobrecompensación de potencia reactiva inductiva durante los períodos diarios de baja carga, y a su vez representaría un precio total largamente superior al de un equipo único para todos los usuarios.

Que, en consecuencia, resulta una medida eficaz y eficiente establecer la corrección conjunta del Factor de Potencia de la demanda conjunta del inmueble, mediante equipos apropiados a nivel de la acometida general del edificio,

Que, por lo expuesto, resulta necesario y conveniente disponer que todo inmueble bajo el régimen de Propiedad Horizontal, contemplado en el Título V del Libro Cuarto del Código Civil y Comercial, o “Conjunto Inmobiliario”, reglado en el Título VI, Capítulo 1 del Código Civil y Comercial de la Nación, dentro del área de concesión de las empresas EDESUR S.A y EDENOR S.A., que contare con una acometida general común que alimente a todos los usuarios copropietarios, deberá corregir el Factor de Potencia, en caso que sea necesario, mediante un equipo de corrección instalado en el mismo inmueble que mida la corriente que circula por la acometida general al mismo, y que eleve el Factor de Potencia de la demanda conjunta del inmueble a 0,95.

Que los equipos de corrección deberán contar con reguladores por pasos adaptables a la carga conjunta del edificio, con desconexión progresiva durante los períodos de baja carga, a los fines de evitar una sobrecompensación de energía reactiva inductiva que pudiera llegar a producir perturbaciones en la red de distribución.

Que, por otra parte, los nuevos equipamientos electrónicos de accionamientos y de iluminación, cuya utilización se encuentra actualmente en franco crecimiento, introduce a las redes un contenido armónico que degrada la calidad del producto técnico (onda de tensión), así como que constituye una fuente de pérdidas adicionales, y que pueden ser subsanadas, mediante el agregado de reactores antirresonantes en los mismos equipos de corrección del Factor de Potencia.

Que, en consecuencia, es conveniente que, si se registraran en el inmueble cargas generadoras de contenido armónico que cause una Distorsión Armónica Total de Tensión o THD (Total Harmonic Distorsion) igual o mayor a 3%, la batería automática de capacitores de corrección del Factor de Potencia cuente con reactores antirresonantes para evitar una eventual amplificación de corrientes y tensiones armónicas por resonancia, y disminuir pérdidas adicionales.

Que, en la actualidad, LAS DISTRIBUIDORAS miden el Cos fi y penalizan a aquellos usuarios que lo registran por debajo de 0,85.

Que el ENRE entiende ineludible que, por razones de responsabilidad respecto del servicio y de la pericia técnica necesaria para la realización de estas tareas, la medición del Factor de Potencia y el contenido armónico, sea responsabilidad de LAS DISTRIBUIDORAS, las que deben realizar las mediciones e informar al usuario T1, T2 o T3 o al consorcio del inmueble bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, la magnitud de la corrección en KILO-VOLTIAMPERIOS REACTIVOS (KVAr), y las características en términos de pasos de compensación del equipo de corrección a instalar.

Que a los fines de contemplar una eventual y temporaria limitación en la oferta de equipos correctores de Factor de Potencia en el mercado, hasta tanto las empresas fabricantes y/o importadoras se adapten a la nueva demanda, y una vez que LAS DISTRIBUIDORAS hayan realizado las mediciones correspondientes, determinado el tipo y tamaño del equipo de corrección a instalar, las nuevas penalidades establecidas con la modificación del Subanexo 1 introducida por el presente acto administrativo, deberán ser aplicadas por LAS DISTRIBUIDORAS luego de transcurrido un plazo excepcional tomado a partir de la fecha de la notificación fehaciente al titular de la cuenta -o al consorcio del inmueble bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario- de la necesidad de compensar y en que magnitud.

Que sin perjuicio de que cada titular, o consorcio de copropietarios, sea quien decida a su conveniencia la elección del proveedor del equipo de corrección del Factor de Potencia a instalar, así como del de su instalación, alternativamente, y a los fines de evitar posibles abusos derivados de posiciones dominantes de mercado, y lograr eventualmente una reducción de precios respecto de los que se ofrecerían a compradores individuales por cantidades unitarias, LAS DISTRIBUIDORAS podrán ofrecer la provisión e instalación de equipos de corrección del Factor de Potencia, como actividad no regulada, pero para lo cual realizarán licitaciones nacionales e internacionales por órdenes de compra abiertas de toda la gama de equipos potencialmente utilizables.

Que los precios serán transparentes y deberán ser debidamente publicados a fines de que los usuarios los conozcan y puedan cotejar opciones de provisión y/o adecuación respecto de otros proveedores.

Que, a fin de realizar el seguimiento pormenorizado, será necesario contar mensualmente con la información de parte de LAS DISTRIBUIDORAS de las notificaciones emitidas y el avance del programa.

Que, por lo expuesto, corresponde modificar los Subanexos 1 “RÉGIMEN TARIFARIO - CUADRO TARIFARIO” de los Contratos de Concesión de EDESUR S.A. y de EDENOR S.A.

Que se ha producido el Dictamen Legal previsto en el artículo 7 Inciso d) de la Ley N° 19.549 de Procedimientos Administrativos.

Que el ENRE es competente y el señor Interventor se encuentra facultado para el dictado de este acto, en virtud de lo dispuesto en los artículos 2, inc. e), 54 y 56 incisos b) y s) de la Ley Nº 24.065, así como en los artículos 4 y 6 del Decreto DNU- 2023-55-APN-PTE del 16 de diciembre de 2023 y por los artículos 1 y 3 de la Resolución RSOLU-2023-1- APN-SE#MEC de fecha 20 de diciembre de 2023.

Por ello,

EL INTERVENTOR DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD

RESUELVE:

ARTÍCULO 1.- Establecer el “PROGRAMA PARA LA MEJORA DEL FACTOR DE POTENCIA”, que como iniciativa propende a la utilización eficiente de la energía eléctrica y las instalaciones de distribución, en las áreas de concesión de la EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESUR S.A.) y de la EMPRESA DISTRIBUIDORA NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA (EDENOR S.A.).

ARTÍCULO 2.- Reemplazar el CAPITULO 1 - TARIFA Nro. 1 (Pequeñas Demandas), inciso 3), el CAPITULO 2 - TARIFA Nro. 2 (Medianas Demandas), inciso 7) y el CAPITULO 3 - TARIFA Nro. 3 (Grandes Demandas), inciso 6) del Subanexo 1 “RÉGIMEN TARIFARIO - CUADRO TARIFARIO” de los Contratos de Concesión de EDESUR S.A. y EDENOR S.A., por el texto contenido en el Anexo I (IF-2024-12176898-APN-SD#ENRE) a la presente resolución.

ARTÍCULO 3.- Las medidas establecidas por el artículo 2 precedente estarán vigentes a partir de la fecha de publicación de la presente resolución en el Boletín Oficial. Las empresas distribuidoras deberán notificar los cambios de manera fehaciente a los usuarios junto con la siguiente facturación, tomada a partir de dicha fecha.

ARTÍCULO 4.- Disponer que, dentro del área de concesión de EDESUR S.A. y de la EDENOR S.A., todo inmueble bajo el régimen de Propiedad Horizontal contemplado en el Título V del Libro Cuarto del Código Civil y Comercial de la Nación o Conjunto Inmobiliario reglado en el Título VI Capítulo 1 del mismo Código, que contare con una acometida general común que alimenta a todos los usuarios copropietarios caracterizados dentro de la categoría tarifaria TARIFA Nro. 1 (Pequeñas Demandas) o TARIFA Nro. 2 (Medianas Demandas), deberá instalar, en caso que presente un valor inferior al establecido, un equipo de corrección de Factor de Potencia automático único instalado en el mismo inmueble, que mida el valor del Cos fi que se registra a nivel de la acometida general, y que eleve el Cos fi de la demanda conjunta de todos los usuarios del inmueble, a 0,95.

ARTÍCULO 5.- LA DISTRIBUIDORA, junto a la medición del Factor de Potencia podrá medir el contenido armónico de la demanda, y en caso de que se registren en el inmueble cargas que generen un contenido armónico que cause una Distorsión Armónica Total de Tensión igual o mayor a 3% (THDV>=3%), la batería automática de capacitores deberá contar con reactores antirresonantes para evitar una eventual amplificación de corrientes y tensiones armónicas por resonancia.

ARTÍCULO 6.- Las características y especificaciones mínimas recomendadas de los equipos de corrección de Factor de Potencia a instalar se detallan en el Anexo II (IF-2024-12178337-APN-SD#ENRE) a la presente resolución, sin perjuicio que algunas de estas puedan ser modificadas posteriormente por conveniencia, disponibilidad de oferta, o adecuación a cada caso.

ARTÍCULO 7.- La medición del Factor de Potencia y el contenido armónico actual, la determinación de la cantidad de corrección capacitiva en KILO-VOLTIAMPERIOS REACTIVOS (KVAr), y las características del equipo de corrección a instalar, serán responsabilidad de las empresas EDESUR S.A. y EDENOR S.A. en sus respectivas áreas de concesión, y deberán ser informadas fehacientemente a los titulares de las cuentas o al consorcio de copropietarios en caso de locales o inmuebles bajo el régimen de Propiedad Horizontal o Conjunto Inmobiliario. En dicha comunicación, y en base a los valores facturados, se informará las penalidades a que estarán sujetos de no compensar adecuadamente la energía reactiva que produce dentro de los plazos fijados en el artículo 9 de la presente resolución.

ARTÍCULO 8.- Las empresas EDESUR S.A. y EDENOR S.A. no podrán cobrar cargo alguno por los servicios de medición del Factor de Potencia, determinación de los volúmenes de compensación, notificación al usuario y/o consorcio de copropietarios, y las inspecciones y/o habilitaciones correspondientes, sin perjuicio de que la provisión e instalación de los equipos estará a cargo del usuario, consorcio de copropietarios de los inmuebles bajo régimen de propiedad horizontal, o conjunto inmobiliario.

ARTÍCULO 9.- Transitoriamente, y por un período de DOS (2) años contados a partir de la publicación de la presente en el Boletín Oficial, los plazos establecidos en el Anexo I (IF-2024-12176898-APN-SD#ENRE) de la presente para regularizar las instalaciones serán de CIENTO OCHENTA (180) días para usuarios de Tarifa Nro. 1 o agrupamiento de usuarios en inmuebles bajo el régimen de Propiedad Horizontal o Conjunto Inmobiliario, y de CIENTO VEINTE (120) días para usuarios de Tarifas Nro. 2 y Nro. 3 individuales. Transcurrido dicho período transitorio, regirán los plazos previstos en dicho Anexo, y las empresas distribuidoras EDESUR S.A. y EDENOR S.A. podrán aplicar las penalidades previstas en el Contrato de Concesión, con las modificaciones establecidas en la presente resolución.

ARTÍCULO 10.- Las penalidades por bajo Cos fi inductivo, en el caso inmuebles bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, se calcularán aplicando lo previsto en el Subanexo 1 “RÉGIMEN TARIFARIO - CUADRO TARIFARIO” de los Contratos de Concesión de EDESUR S.A. y de EDENOR S.A., utilizando para su determinación la sumatoria de la facturación, de acuerdo a su categoría tarifaria, de todos los usuarios copropietarios, incluida la facturación de la cuenta del consorcio de copropietarios por los servicios comunes del local, inmueble, o conjunto, de acuerdo a su categoría tarifaria, y aplicándole a esta suma las alícuotas correspondientes al rango del Factor de Potencia conjunto verificado en la acometida general. Esta penalidad será incluida en la facturación de la cuenta del consorcio de copropietarios del local o inmueble bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario.

ARTÍCULO 11.- EDESUR S.A. y EDENOR S.A. podrán ofrecer la provisión e instalación de los equipos de corrección de Factor de Potencia, como actividad no regulada, y para ello deberán realizar licitaciones nacionales e internacionales por órdenes de compra abiertas de toda la gama de equipos previstos a utilizar, con los alcances que el ENRE disponga. Estas licitaciones darán lugar a una lista de precios finales de acceso público y transparente, las que deberán ser ampliamente difundidas por las distribuidoras. En el caso que sean LAS DISTRIBUIDORAS las encargadas de la provisión e instalación de los equipos de corrección de Factor de Potencia, durante el período de transición al que refiere el artículo 9 del presente acto, no será de aplicación el plazo allí establecido, siempre y cuando el titular de la cuenta o el consorcio de copropietarios contrate dicha provisión dentro de los NOVENTA (90) días tomados a partir de la notificación fehaciente por parte de LA DISTRIBUIDORA de la necesidad de corregir el Factor de Potencia. En caso de contratar con LAS DISTRIBUIDORAS la provisión e instalación del Equipo de Corrección, los cargos correspondientes podrán ser incluidos en las facturas del servicio eléctrico al titular de la cuenta, o a la cuenta del consorcio de propietarios en caso de inmuebles bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario.

ARTÍCULO 12.- LAS DISTRIBUIDORAS, deberán conectar el equipo de corrección del Factor de Potencia elegido por el obligado.

ARTÍCULO 13.- Las mediciones de Cos fi podrán contar con la supervisión de personal del ENRE en la modalidad y frecuencia que éste considere apropiado. Con este propósito, las empresas DISTRIBUIDORAS deberán informar al ENRE, con la antelación suficiente, a determinar, el programa de mediciones a realizar, su ubicación y alcance.

ARTÍCULO 14.- EDESUR S.A. y EDENOR S.A. deberán presentar mensualmente al ENRE un informe exhaustivo de los relevamientos del Factor de Potencia, de las notificaciones emitidas, de la instalación de equipos de corrección, de la reducción de la corriente resultante por la corrección, las penalidades recaudadas, y toda información relevante a los fines de evaluar los avances y beneficios del “PROGRAMA PARA LA MEJORA DEL FACTOR DE POTENCIA”.

ARTÍCULO 15.- Notifíquese a EDESUR S.A y a EDENOR S.A.

ARTÍCULO 16.- Comuníquese a la SECRETARIA DE ENERGÍA DE LA NACIÓN, al GOBIERNO DE LA Ciudad Autónoma de BUENOS AIRES, al GOBIERNO DE LA PROVINCIA de BUENOS AIRES, a todos los Municipios situados dentro de las áreas de concesión de EDESUR S.A. y de EDENOR S.A., al CENTRO DE INGENIEROS DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES, al COLEGIO DE ARQUITECTOS DE LA PROVINCIA DE BUENOS AIRES, al CENTRO ARGENTINO DE INGENIEROS, a la SOCIEDAD CENTRAL DE ARQUITECTOS, a la CAMARA ARGENTINA DE INDUSTRIAS ELECTRÓNICAS, ELECTROMECÁNICAS Y LUMINOTÉCNICAS (CADIEEL), y a CAMMESA.

ARTÍCULO 17.- Regístrese, comuníquese y publíquese, dése a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.

Dario Oscar Arrué

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

e. 05/02/2024 N° 4665/24 v. 05/02/2024

Ciudad de Buenos Aires, 02/02/2024

VISTO el Expediente Nº EX-2024-06380390- -APN-SE#MEC, y

CONSIDERANDO:

Que la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA), creada por el Decreto Nº 1.192 de fecha 10 de julio de 1992 tiene asignadas las funciones de Organismo Encargado del Despacho (OED) del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Que el Capítulo II de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” (Los Procedimientos), descriptos en el Anexo I a la Resolución Nº 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS y sus modificatorias y complementarias, establece que CAMMESA, en su carácter de OED, deberá elaborar la Programación y Reprogramación Estacional del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) basado en el despacho óptimo que minimice el costo total de operación y determinar para cada distribuidor, los precios estacionales que pagará por su compra en el MEM.

Que consecuentemente, corresponde a esta Secretaría aprobar la Reprogramación Trimestral de Verano Definitiva para el MEM y el MEMSTDF para el período comprendido entre el 1° de febrero de 2024 y el 30 de abril de 2024.

Que con la sanción del Precio Estacional se cumple con la previsión del artículo 36 in fine de la Ley N° 24.065 en el sentido de establecer un precio que debe ser representativo de los costos de abastecimiento que se incurren en el MEM, y que por tanto forma parte de los costos económicos y eficientes del suministro que se deben reflejar finalmente en la tarifa que pagan los usuarios finales.

Que CAMMESA ha venido realizando las proyecciones de demanda, estimaciones y cálculos de precios requeridos para elevar las respectivas Programaciones Estacionales y Reprogramaciones Trimestrales, y los valores que fueron fijados por la Autoridad de Aplicación no contemplaron los reales costos de abastecimiento del sistema que debían ser abonados por los usuarios del MEM (en adelante ‘el Precio Estacional Subsidiado’).

Que esta falta de reconocimiento no ha sido una medida puntual, o acotada en el tiempo para superar crisis o situaciones excepcionales, sino que ha respondido a una política del ESTADO NACIONAL de no transparentar los costos reales del suministro eléctrico, provocando graves trastornos en el crecimiento y funcionamiento del sistema eléctrico, a la par que dio señales incorrectas para el consumo que dejó de lado un uso responsable o adecuado acorde al costo real de abastecimiento en el MEM.

Que aproximadamente el SESENTA POR CIENTO (60%) de la energía eléctrica que se produce en el país, no comprometida en contratos de abastecimiento MEM, es remunerada en el marco de la Resolución Nº 31 de fecha 26 de febrero de 2020 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, y sus modificatorias.

Que todas las diferencias resultantes del Precio Estacional Subsidiado debieron ser cubiertas por el ESTADO NACIONAL mediante aportes no reintegrables al Fondo Unificado para asistir financieramente al Fondo de Estabilización (en adelante ‘los Aportes del Tesoro’), fondo este último que desde comienzo de 2004 se encuentra en permanente situación de déficit, como surge de las notas a los Estados Contables de CAMMESA.

Que tal como fue informado por CAMMESA mediante Nota B-171769-1 del 25 de enero de 2024 (IF-2024-09420290-APN-SE#MEC), en los últimos VEINTE (20) años, los Aportes del Tesoro ascendieron a la suma total de CUATRO BILLONES SETECIENTOS SESENTA Y DOS MIL DOSCIENTOS SESENTA Y CUATRO MILLONES CUATROCIENTOS SETENTA Y SIETE MIL CINCUENTA Y DOS ($4.762.264.477.052), que calculados a un tipo de cambio promedio anual mayorista Comunicación A 3500 del BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA, representaron la suma de DÓLARES ESTADOUNIDENSES CIENTO CUATRO MIL SETECIENTOS SESENTA Y CUATRO MILLONES OCHOCIENTOS OCHO MIL SETECIENTOS TREINTA Y DOS (USD 104.764.808.732), es decir, un promedio de DÓLARES ESTADOUNIDENSES CINCO MIL DOSCIENTOS TREINTA Y OCHO MILLONES DOSCIENTOS CUARENTA MIL CUATROCIENTOS TREINTA Y SIETE (USD 5.238.240.437) anuales.

Que asimismo el significativo desfasaje puede verificarse al observarse la evolución, desde febrero de 2019 a noviembre de 2023, del precio monómico del Precio Estacional y del precio monómico del MEM, la cual evidencia que la diferencia entre uno y otro ha sido solventada en forma progresiva y significativamente creciente por parte del ESTADO NACIONAL (IF-2024-11328702-APN-DNRYDSE#MEC).

Que como es posible observar en el Informe Técnico obrante en las presentes actuaciones (IF-2024-12177239-APN-DNRYDSE#MEC) en febrero de 2019 el precio estacional cubría el SETENTA Y NUEVE POR CIENTO (79%) del precio monómico del MEM descendiendo hasta el CINCUENTA Y SIETE POR CIENTO (57%) a noviembre de 2023.

Que por el artículo 1° del Decreto N° 55 de fecha 16 de diciembre de 2023, el PODER EJECUTIVO NACIONAL declaró la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.

Que, posteriormente, por medio del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 70 de fecha 20 de diciembre de 2023, se declaró la emergencia en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta el 31 de diciembre de 2025.

Que por el artículo 2° del citado Decreto N° 55/2023 se instruyó a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA para que elabore, ponga en vigencia e implemente un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a los segmentos comprendidos en la emergencia declarada en el artículo 1°, con el fin de establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.

Que además de la emergencia declarada en el sector energético y las medidas adoptadas en el citado Decreto N° 55/2023, mediante el mencionado Decreto de Necesidad y Urgencia N° 70/2023 se adoptaron una serie de medidas a raíz de la situación de inédita gravedad que se encuentra atravesando la REPÚBLICA ARGENTINA, generadora de profundos desequilibrios que impactan negativamente en toda la población, en especial en lo social y económico.

Que en dicha norma el Poder Ejecutivo Nacional dio cuenta de la realidad actual en la cual los déficits gemelos (fiscal y externo) son equivalentes a DIECISIETE (17) puntos del Producto Bruto Interno (PBI).

Que en este contexto y en lo que respecta a la presente resolución, se señaló en el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 70/2023 la necesidad de adoptar medidas urgentes para poner fin tanto al déficit fiscal -que ordene las cuentas públicas-; yademás que el sector energético resulta central para la reversión de la situación de crisis que atraviesa el país.

Que conforme a lo informado por el MINISTERIO DE ECONOMÍA mediante Nota (NO-2024-09637032-APN-MEC) del 26 de enero de 2024, la política de mantener un esquema de subsidios generalizados y crecientes en el tiempo, implementada a través de los Aportes del Tesoro, resulta incompatible con la situación financiera por la que atraviesan las cuentas públicas, por lo cual deviene imposible el mantenimiento de los aportes del Tesoro Nacional que funcionaron como un subsidio generalizado a toda la demanda implementada por las Administraciones anteriores.

Que, por lo tanto, deben implementarse mecanismos tendientes a disminuir los aportes que el Tesoro Nacional realiza al Fondo Unificado para que éste asista financieramente al Fondo de Estabilización.

Que adicionalmente al Precio Estacional Subsidiado, mediante el Decreto N° 332 de fecha 16 de junio de 2022 el PODER EJECUTIVO NACIONAL estableció un régimen de segmentación de subsidios que llevó a que el Precio Estacional sancionado se diferenciara según categorías de usuarios.

Que de tal modo, ciertos usuarios no pagan el costo pleno de la energía que se les factura, lo que termina de quebrar el funcionamiento normal y armónico de la cadena de pagos del MEM.

Que en función del mencionado decreto, la SECRETARÍA DE ENERGÍA reglamentó el esquema de segmentación de subsidios mediante la creación de estamentos correspondientes a diversos tipos de usuarios, sancionando los Precios Estacionales diferenciados.

Que teniendo en cuenta el régimen de segmentación de subsidios establecido en el Decreto N° 332/2022, el sector de usuarios residenciales está compuesto por tres niveles de subsidios: Nivel 1 – Mayores Ingresos, Nivel 2 – Menores Ingresos y Nivel 3 – Ingresos Medios, tanto para el MEM como para el MEMSTDF.

Que por otra parte, el régimen de segmentación del Decreto N° 332/2022 estableció límites a las quitas de subsidios para los usuarios residenciales N2 y N3 sobre la base de un incremento porcentual total anual del Coeficiente de Variación Salarial (CVS), cuya efectiva implementación profundiza el nivel de aportes a realizar por el Tesoro Nacional.

Que en particular, con relación a los distintos niveles previstos en el artículo 2° del mencionado Decreto, la quita plena del subsidio para los usuarios del Nivel 1 (N1) se alcanzó en el trimestre mayo-julio de 2023, para los usuarios del Nivel 2 (N2) no hubo quita y para los del Nivel 3 (N3) sólo hubo una quita menor en febrero de 2023.

Que por el artículo 3° del Decreto N° 332/2022, se estableció que esta Secretaría es la Autoridad de Aplicación del régimen de segmentación de los subsidios a los usuarios residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica, quedando ésta facultada para dictar las normas y los actos administrativos que resulten necesarios para su puesta en funcionamiento, debiendo observar los criterios de equidad distributiva, proporcionalidad y gradualidad.

Que no obstante la necesidad de cumplir los objetivos de normalización en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todos los segmentos de la cadena, y hasta tanto se lleve adelante la reasignación de subsidios conforme lo dispuesto por el artículo 177 del Decreto N° 70 de fecha 20 de diciembre de 2023, se continuará con la agrupación de las categorías de usuarios y con el sendero gradual de reducción del subsidio al precio estacional de la energía eléctrica para su aplicación en el MEM y en el MEMSTDF.

Que bajo criterios de prudencia y rigor en la determinación de los efectos en el usuario final, en esta instancia se mantendrá el subsidio vigente al precio estacional para los usuarios segmentados como Residenciales N2 y N3, sin sobrepasar los topes previstos en el artículo 2° del Decreto N° 332/2022 en relación con los ingresos de los usuarios tanto para el MEM como para el MEMSTDF.

Que para los Precios Estabilizados del Transporte (PET) correspondientes a los segmentos N2 y N3, para el trimestre febrero – abril de 2024, se mantendrán los vigentes en la Resolución N° 884 de fecha 31 de octubre 2023 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, tanto para el MEM como para el MEMSTF; en tanto que, para el resto de los segmentos, a partir del 1° de febrero y hasta el 30 de abril de 2024 se aplicarán los PET establecidos en el artículo 4° de esta resolución.

Que en el marco de la regulación que determina la sanción de la Programación Estacional y la Reprogramación Trimestral, corresponde adecuar tanto los Precios de la Energía como los Precios de la Potencia y los correspondientes al Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal, para cada agente distribuidor del MEM, de acuerdo con la regulación vigente y a lo manifestado en los considerandos precedentes.

Que a través de la Nota N° P-54789-1 del 17 de enero de 2024 (IF-2024-06382191-APN-SE#MEC), CAMMESA elevó a esta Secretaría, para su aprobación, la Reprogramación Trimestral de Verano Definitiva para el MEM y el MEMSTDF para el período comprendido entre el 1° de febrero de 2024 y el 30 de abril de 2024; y mediante la Nota N° P-54789-2 del 23 de enero de 2024 (IF-2024-09082402-APN-SE#MEC) se precisaron los antecedentes para el análisis de esta SECRETARÍA DE ENERGÍA en la sanción de los Precios Estacionales atendiendo a la normalización del sector, con diversas modulaciones para los Anexos I, II, III y IV en función de los diversos escenarios y las actuales circunstancias.

Que del Informe Técnico obrante en las presentes actuaciones (IF-2024-12177239-APN-DNRYDSE#MEC), sobre el cual se sustenta la presente resolución, resulta oportuno destacar el impacto significativo que ha tenido la actualización del tipo de cambio de diciembre de 2023 sobre los costos de abastecimiento del MEM y del MEMSTDF.

Que, a los efectos de un adecuado direccionamiento de los subsidios a la tarifa de los usuarios finales, los volúmenes de energía eléctrica adquiridos a ser informados por los Agentes Prestadores del Servicio Público de Distribución de Electricidad deberán ser respaldados por los entes reguladores o autoridades locales con competencia en cada jurisdicción.

Que resulta oportuno y necesario adecuar el Precio Spot máximo en el MEM, que fue establecido en el artículo 8° de la Resolución N° 612 de fecha 25 de julio de 2023 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA.

Que la Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA de esta Secretaría ha tomado la intervención de su competencia.

Que el servicio jurídico permanente del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención que le compete.

Que la presente medida se dicta en ejercicio de las facultades conferidas por la Ley N° 15.336, los artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065, el Apartado IX del Anexo II al Decreto N° 50 de fecha 19 de diciembre de 2019 y sus modificatorios, y la Resolución N° 61/1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA y sus modificatorias y complementarias, y los Decretos de Necesidad y Urgencia N° 55/2023 y N° 70/2023.

Por ello,

EL SECRETARIO DE ENERGÍA

RESUELVE:

ARTÍCULO 1°.- Apruébase la Reprogramación Trimestral de Verano Definitiva para el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y para el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DEL SISTEMA TIERRA DEL FUEGO (MEMSTDF), conforme a los antecedentes elevados por la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA), mediante Notas Nros. P-54789-1 del 17 de enero de 2024 (IF-2024-06382191-APN-SE#MEC) y N° P-54789-2 del 23 de enero de 2024 (IF-2024-09082402-APN-SE#MEC), correspondiente al período comprendido entre el 1° de febrero de 2024 y el 30 de abril de 2024, calculada según “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” (Los Procedimientos) descriptos en el Anexo I a la Resolución N° 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS y sus modificatorias y complementarias.

ARTÍCULO 2°.- Establécese, para cada uno de los meses del trimestre comprendido entre el 1° de febrero de 2024 y el 30 de abril de 2024, para la demanda de energía eléctrica declarada por los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución del MEM, como destinada a abastecer a sus usuarios de energía eléctrica, o los de otros prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica dentro del área de influencia o concesión del Agente Distribuidor, la aplicación de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía Eléctrica (PEE) en el MEM establecidos en el Anexo I (IF-2024-12142276-APN-DNRYDSE#MEC) que forma parte integrante de la presente medida.

El PEE junto con el POTREF y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) son los que se deberán utilizar para su correspondiente aplicación en los cuadros tarifarios de los Agentes Distribuidores y otros Prestadores del Servicio Público de Distribución que lo requieran, de conformidad con lo establecido en la Resolución N° 137 de fecha 30 de noviembre de 1992 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS.

ARTÍCULO 3°.- Establécese, para cada uno de los meses del trimestre comprendido entre el 1° de febrero de 2024 y el 30 de abril de 2024, para la demanda de energía eléctrica declarada por los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución del MEMSTDF, como destinada a abastecer a sus usuarios de energía eléctrica, o los de otros prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica dentro del área de influencia o concesión del Agente Distribuidor, la aplicación de los POTREF y el PEE en el MEMSTDF, establecidos en el Anexo II (IF-2024-12144321-APN-DNRYDSE#MEC) que forma parte integrante de la presente medida.

ARTÍCULO 4°.- Establécense, para el trimestre comprendido entre febrero y abril de 2024, los valores del Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal correspondientes a cada agente distribuidor del MEM, incorporados en el Anexo IV (IF-2024-12149325-APN-DNRYDSE#MEC) que forma parte integrante de la presente medida, salvo para los segmentos N2 y N3, quienes mantendrán los Precios Estabilizados del Transporte vigentes a enero de 2024.

ARTÍCULO 5°.- Establécese, para el trimestre comprendido entre el 1° de febrero de 2024 y el 30 de abril de 2024, los Precios sin Subsidio contenidos en el Anexo III (IF-2024-12145947-APN-DNRYDSE#MEC) que forma parte integrante de la presente medida, para que las distribuidoras de jurisdicción federal expresen en las facturas de sus usuarios el monto del subsidio correspondiente, el que deberá ser identificado como “Subsidio Estado Nacional”, como así también, para los prestadores del servicio público de distribución de las provincias.

ARTÍCULO 6°.- Mantiénense vigentes los artículos 5° y 6° de la Resolución N° 54 de fecha 1° de febrero de 2023 y el artículo 5° de Resolución N° 323 de fecha 29 de abril de 2023, ambas de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA.

ARTÍCULO 7°.- Establécese que, a partir del 1° de febrero de 2024 y a todos los efectos previstos en el Punto 5 del Anexo I de la Resolución N° 8 de fecha 5 de abril de 2002 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE INFRAESTRUCTURA Y VIVIENDA y en el Punto 2 del artículo 1° de la Resolución N° 240 de fecha 14 de agosto de 2003 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS, el Precio Spot máximo para la sanción de los Precios del Mercado (PM) en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) será de PESOS SIETE MIL QUINIENTOS TREINTA Y CUATRO POR MEGAVATIO HORA ($ 7.534/MWh).

ARTÍCULO 8°.- Notifíquese a CAMMESA, a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos, a los Entes Reguladores Provinciales, a la Cooperativa Eléctrica y Otros Servicios Públicos de Río Grande Limitada y a la DIRECCIÓN PROVINCIAL DE ENERGÍA, ambas de la Provincia de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO SUR, y a la totalidad de las empresas prestadoras del servicio público de distribución de energía eléctrica, ya sea que actúen bajo la forma de cooperativas, concesionarias y/u organismos dependientes de gobiernos provinciales; y comuníquese al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), organismo descentralizado actuante en la órbita de esta Secretaría.

ARTÍCULO 9°.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.

Eduardo Javier Rodriguez Chirillo

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

e. 05/02/2024 N° 4729/24 v. 05/02/2024

El Banco de la Nación Argentina, en cumplimiento de lo dispuesto por el art. 1° del decreto 13.477/56, hace conocer que los préstamos con caución de certificados de obras se instrumentan por vía de adelantos en cuentas corrientes en los cuales los intereses se “perciben por periodo mensual vencido”. Para Usuarios considerados Micro, Pequeña y Mediana Empresa, “Determinación de la Condición de Micro, Pequeña y Mediana Empresa”, corresponderá aplicar, desde el 15/03/2021, la tasa BADLAR correspondiente a 5 días hábiles anteriores al inicio de cada período + 5 ppa. Para Usuarios que NO puedan ser considerados Micro, Pequeña y Mediana Empresa, de acuerdo a lo dispuesto por la “Determinación de la Condición de Micro, Pequeña y Mediana Empresa”, a partir del 15/03/2021, corresponderá aplicar la Tasa BADLAR correspondiente a 5 días hábiles anteriores al inicio de cada período + 10 ppa.

Asimismo, las tasas de interés vigentes en las operaciones de descuento en gral son: (a partir del 29/01/24) para: 1) Usuarios tipo “A”: MiPyMEs con cumplimiento de las “CONSIDERACIONES SOBRE EL REGIMEN DE INVERSION PRODUCTIVA MIPYME DEL BCRA”.: Se percibirá una Tasa de Interés hasta 30 días del 93%, hasta 60 días del 94,00% TNA, Hasta 90 días del 101% TNA, de 91 a 180 días del 105,50% TNA, de 181 días a 270 días del 109,50% TNA y de 181 a 360 días - SGR- del 107% TNA. 2) Usuarios tipo “B”: MiPyMEs sin cumplimiento de las “CONSIDERACIONES SOBRE EL REGIMEN DE INVERSION PRODUCTIVA MIPYME DEL BCRA”: Se percibirá una Tasa de Interés hasta 30 días del 95%, hasta 60 días del 96% TNA, hasta 90 días del 105% TNA, de 91 a 180 días del 111,50% TNA, de 181 a 270 días del 113,50%TNA. 3) Usuarios tipo “C”: Grandes Empresas. Se percibirá una Tasa de Interés hasta 30 días del 100%, hasta 60 días del 101% TNA, Hasta 90 días del 105% TNA, de 91 a 180 días del 112,50% TNA y de 181 a 270 días del 114,00% TNA. 4) Usuarios tipo “D”: Condiciones Especiales Com “A” 7930 - Productores Sojeros: Se percibirá una Tasa de interés hasta 270 días: 120% TNA

Los niveles vigentes de estas tasas pueden consultarse en la página www.bna.com.ar

María Laura Zaracho, a/c Subgerente Departamental.

e. 05/02/2024 N° 4522/24 v. 05/02/2024