RESOLUCION Nº 095-SUSEPU/2026.-

Cde. Expte. N° 0630-536/2023; Expte. N° 0630-661/2023; Expte. N° 0630-726/2023; Expte. N° 0630-748/2023.-

SAN SALVADOR DE JUJUY, 20 MAR. 2026.-

VISTO:

Los expedientes de referencia caratulado: “Estudio de Costos de Generación para la determinación del Precio de Referencia de la Energía del Sistema Aislado Provincial (PESAP)” y

CONSIDERANDO:

Que, el PESAP (Precio de la Energía del Sistema Aislado Provincial) comprende el costo de generar energía que ha de inyectarse exclusivamente en los puntos de conexión de las redes de distribución del Sistema Aislado Provincial (SAP).

Que, el estudio de costos del Sistema Aislado Provincial (SAP) no fue incluido en la Revisión Tarifaria Extraordinaria aprobada mediante Resolución SUSEPU N° 182/2022.

Que, mediante Resolución SUSEPU N° 076/2023, se aprobaron los Términos de Referencia para la elaboración del estudio objetivo cuyos resultados revisados se sumarán en forma complementaria a la normativa tarifaria existente, que permitirá reemplazar en su totalidad a la Resolución N° 256 – SUSEPU – 2016.

Que, dentro de los Términos de Referencia se establecen las unidades físicas de estudio del SAP y la estructura de los Costos del Capital de los activos de generación y los Costos Operativos y el de Combustibles empleados en el proceso. No forman parte del costeo todos aquellos relacionados con las redes de distribución que realizan el vínculo entre generación y usuarios conectados a la red.

Que, mediante Nota GC N° 510/2023 (Expte LP 0630 – 536 – 2023) la empresa presenta la estructura del Estudio identificando las respectivas unidades constitutivas, describiendo de cada una las mismas en cuanto a las Potencias Instaladas, el padrón de usuarios servidos y energía consumida (Energía Facturada) por dicho padrón, etc.

Que, la Concesionaria ha estructurado su análisis de acuerdo a las siguientes Unidades de estudio.

Que, para comprensión del cuadro precedente, el término “Red” se refiere a un sistema autónomo de generación (una o varias centrales) y demanda (ciudades y pueblos) vinculados por una red eléctrica de media tensión, 33 o 13,2 kV. El término “Microred” representa una localidad específica abastecida por una central autónoma a través de redes de Baja Tensión.

RED 1

Que, se define como “Red 1” al conjunto de nodos de generación Piedra Negra y Miraflores conectados a la LMT 33 kV que interconecta geográficamente Piedra Negra – La Quiaca – Cieneguillas y otras localizaciones intermedias o anexas en el sentido “norte” y Piedra Negra – Abrapampa – Miraflores – Susques y localizaciones intermedias, donde se concentran 14.115 usuarios con una energía facturada de 25.039 MWh/año.

Que, las Centrales Piedra Negra y Miraflores totalizan una potencia instalada de 12 MW en tecnología Motor Gas, 1,8 MWp en tecnología Fotovoltaica, 1,2 MWh en almacenamiento baterías de Litio y 3,2 MW tecnología Motor Gasoil en carácter de Reserva Fría y se constituyen como el block de generación aislada más importante de la región del norte de la provincia.

Que a través de la Nota GC 620/2023, la Concesionaria ha presentado los estudios correspondientes a la Red 1, que contempla: los costos del Bloque Despacho [Piedra Negra etapa gas + Miraflores etapa gas] + [Piedra Negra etapa fotovoltaico] + Bloque Reserva Fría [Piedra Negra etapa gasoil + Humahuaca etapa gasoil].

Que, la Gerencia de Servicios Energéticos realizó observaciones a la presentación, ordenado la extracción del costo de capital de la etapa Fotovoltaica y su reemplazo por los costos del mayor despacho equivalente de la etapa gas, por entender que el Costo de Capital, por definición debe contemplar solo los costos de la potencia firme disponible y que la etapa de almacenaje, por su módulo contribuye, en forma limitada en el tiempo, a la firmeza de frecuencia y la cobertura de huecos de potencia ocasionados por la eventual brusca reducción de irradiación solar y energía aportada por la etapa Fotovoltaica.

Que, atenta a las observaciones, la Concesionaria ha cumplimentado la solicitud a través de la presentación del documento “Estudio del Costo de Generación para la determinación del Precio de Referencia del la Energía del SAP – Análisis de la Red 1 – Documento Final”

RED 2

Que, se define como “Red 2” al conjunto de nodos de generación conectados a la LMT 33 kV que vincula geográficamente a nodos Miraflores – Susques y LMT 13,2 kV que vincula a los pueblos de Susques – paraje Casa Quemada – Huancar – Pasto Chico y Puesto Sey. Siendo los nodos de generación Miraflores gas conectados a la LMT 33 kV y Susques gasoil conectado a la LMT 13,2 kV.

Que para el estudio de la Red 2, se identifican dos modos de funcionamiento, el “normal” que interconecta el nodo generación Miraflores con la ET 33/13,2 kV y el de “emergencia” donde el nodo Miraflores queda aislado y habilita el despacho a gasoil de la Reserva Fría Susques.

Que a través de la Nota GC 697/2023, la Concesionaria ha presentado los estudios correspondientes a la Red 2, que comprende las corridas de flujo desde Miraflores hasta Puesto Sey, y el costo adicional del gas y horas máquinas de despacho provocada por la demanda total que ingresa a la ET 33/13,2 Susques y despacho de la Reserva Fría que alimenta a la Red 2 desvinculada de la Red 1.

RED 3

Que, se define “Red 3” como el nodo de generación Mina Pirquitas conectados a red 13,2 kV que vincula geográficamente a los pueblos de Nuevo Pirquitas – Coyaguayma – Coranzuli – Orosmayo – Liviara – Loma Blanca – Lagunillas del Farallón – Cusi Cusi – Misarumi – Paicone – Ciénaga de Paicone.

Que, la generación de la “Red 3” procede de la Central Térmica gas Mina Pirquitas la que provee los aportes por intermedio de un convenio particular suscripto entre la Concesionaria y la Empresa Minera propietaria.

Que, el único modo de operación es el “normal”, o sea el que provee Mina Pirquitas cuya disponibilidad ha resultado superior al 99,99% y abastece a las localizaciones mencionadas conectadas a la red de 100 km de longitud. Asimismo, se realizaron simulaciones de interconexión Red 1 con Red 3, cuyo resultado se caracteriza en una baja tensión generalizada en el área abastecida.

Que, a través de la Nota GC 708/2023 de Expte 0630 – 748/2023, la Concesionaria ha presentado los estudios correspondientes a la Red 3.

MICROREDES DEL DEPARTAMENTO VALLE GRANDE

Que, se define a las Microredes de Departamento Valle Grande situado en la región de las Yungas de la Provincia de Jujuy. Las localizaciones son: San Francisco de Valle Grande, Pampichuela, Valle Grande y Valle Colorado. Las centrales son San Francisco (térmico gasoil), Pampichuela (hidro-térmica gasoil) y Valle Grande (térmico gasoil).

Que, en la conformación del parque de generación se observa un incremento de la componente térmica con respecto a la hídrica, ello debido a la necesidad de cubrir el crecimiento de la demanda y las limitaciones del uso del recurso tanto por la geología del terreno (que ha afectado a las cañerias de presión) y la disputa en el uso del agua.

Que, a mediante Nota GC 723/2023, la Concesionaria ha presentado los estudios correspondientes a las Microredes del Departamento Valle Grande donde muestra la simulación de los despachos para cada una de las microredes a los efectos de calcular la potencia efectiva y la potencia de reserva, el consumo específico medio de gasoil, la cantidad de horas máquina (HM) y horas hombre directa (HH) relacionada con la operación, arrojando como resultando los costos medios para realizar el servicio.

MICROREDES CASPALÁ Y JAMA

Que, la Concesionaria ha agrupado a las Microredes Caspalá y Jama por poseer ambas una tecnología térmica de base, Caspalá a gasoil y Jama a gas natural.

Que, mediante Nota GC 746/2023, la Concesionaria ha presentado los estudios correspondientes a las Microredes Caspalá y Jama donde muestra la simulación de los despachos para cada una de las Microredes a los efectos de calcular la potencia efectiva y la potencia de reserva, el consumo específico medio de gas – gasoil, la cantidad de horas máquina (HM) y horas hombre directa (HH) relacionada con la operación, determinado lo costos medios para realizar el servicio.

MICROREDES DE CATUA, SANTA ANA, EL TORO Y SAN JUAN DE QUILLAQUES

Que, la Concesionaria ha agrupado a las Microredes Catua, Santa Ana, El Toro y San Juan por poseer ambas una tecnología es Fotovoltaica Autónoma con una etapa de gasoil de respaldo.

Que, mediante Nota GC 57/2024, la Concesionaria ha presentado los estudios correspondientes a las Microredes Catua, Santa Ana, El Toro y San Juan de Quillaques donde muestra la simulación de los despachos para cada una de las Microredes a los efectos de calcular la potencia efectiva y la potencia de reserva, el consumo específico medio de gas – gasoil, la cantidad de horas máquina (HM) y horas hombre directa (HH) relacionada con la operación, determinado lo costos medios para realizar el servicio.

MICROREDES OLAROZ CHICO, SAN FRANCISCO DE SANTA CATALINA, LA CIÉNAGA, EL ANGOSTO Y LIPÁN DE MORENO

Que, la Concesionaria ha agrupado a las Microredes Olaroz Chico, San Francisco de Santa Catalina, La Ciénaga, El Angosto y Lipán de Moreno por poseer tecnologías y dimensiones similares. Las centrales son: Olaroz Chico (Fotovoltaica Autónoma con etapa gasoil), San Francisco de Santa Catalina (Fotovoltaica Autónoma), La Ciénaga (Fotovoltaica Autónoma), El Angosto (Fotovoltaica Autónoma) y Lipán de Moreno (Fotovoltaica Autónoma).

Que, para el presente estudio, la central Olaroz Chico que era térmica gasoil, ahora evoluciona a híbrida Fotovoltaica Autónoma – Gasoil, San Francisco de Santa Catalina, La Ciénaga y El Angosto eran Fotovoltaicas Autónomas que efectuaban la cobertura de la demanda 18 horas/día, ahora las mismas han evolucionado a 24 horas/día y San Juan de Quillaques forma parte del Mercado Eléctrico Disperso.

Que, mediante Nota GC 105/2024, la Concesionaria ha presentado los estudios correspondientes a las Microredes mencionadas donde muestra la simulación de los despachos para cada una de las Microredes a los efectos de calcular la potencia efectiva y la potencia de reserva, el consumo específico medio de gas – gasoil, la cantidad de horas máquina (HM) y horas hombre directa (HH) relacionada con la operación, determinado lo costos medios para realizar el servicio.

Que, se integraron los costos obtenidos agrupándolos para cada unidad operativa de las Redes 1, 2 y 3. En el caso de las Microredes el agrupamiento se realiza por tecnología de generación. Los siguientes cuadros muestran: i) los componentes de costos para cada unidad operativa de las Redes, expresándolos en moneda del 01/11/2024 y ii) el Flujo de Caja quinquenal físico y económico, cuyo valor actual determina el Precio del conjunto de Redes del SAP. A esos efectos los cuadros resultados son:

Que, finalmente la integración total Red x 3 y Microredes x 14, determina el costo total del SAP y el PESAP, tal como se muestra en el cuadro siguiente.

Que, mediante Resolución SUSEPU N°407/2023 se apruebó la contratación de una consultora externa destinada a la evaluación del Estudio de Costos de Generación para la determinación del Precio de Referencia del Sistema Aislado Provincial, cuyo reporte obra en Expte LP 0630 – 393 – 2023.

Que, la Gerencia Técnica de Servicios Energéticos considera el aporte de la consultora en su informe, que en resumidas cuentas extrae lo que el Consultor define como prueba “ácida”, la comparación de los estudios con otros sistemas aislados. En ese sentido en fojas 221 -222 se describe las potencias instaladas de una central térmica gas natural – gasoil de 14 MW, aislada en la provincia de Río Negro, localidad El Bolsón.

Que, a los efectos de efectuar una revisión de la presentación se han considerado los informes de la Consultoría contratada por esta SUSEPU, que luego de analizar la presentación y advertir la dificultad de efectuar comparaciones de costos integrados, refiere al precio de la energía de una Central Térmica Gas – Gasoil, en la Provincia de Río Negro en la localidad de El Bolsón (a 422 metros sobre el nivel del mar) y que funciona en forma aislada del MEM. La Central dispone 13,5 MW y produce 42.257,410 MWh/año, posee un costo anual de 15.634.122 USD/año, a razón de un costo medio anual de 317 USD/MWh (moneda USD diciembre 2021), mientras que el costo anual del SAP (moneda USD octubre 2024) se sitúa en los 337,46 USD/MWh.

Que, pese a la dificultad de comparar costos integrados se puede observar similitudes como la potencia instalada y la energía anual producida y diferencias relevantes como la altura de instalación sobre el nivel del mar y la dispersión de las 14 microredes, se observa que los costos de producción de los sistemas de Redes y Microredes que integran el SAP y los de Central El Bolsón son convergentes.

Que, considerando lo expuesto, el PESAP calculado refleja las exigencias de un despacho óptimo en condiciones normales y que al contemplar las etapas de Reserva Fría en los nodos Piedra Negra y Susques, la mayor parte del sistema está asegurado frente situaciones extremas tales como desbalances de la red de transporte de gas que no superen una semana, temperaturas extremas o indisponibilidades intempestivas del parque FV de baja probabilidad de ocurrencia.

Que, para asegurar la sustentabilidad en el mediano y largo plazo, se establece un monitoreo de costos trimestral de los factores componentes del PESAP (Precio de la Energía del Sistema Aislado Provincial).

Que, la Concesionaria ha presentado en el documento “Actualización del PESAP y cálculo del SPSAP” una expresión matemática (polinómica) que refleja la incidencia de los factores componentes del PESAP y sus respectivos indicadores económicos y sus fuentes.

Que, en ese sentido ha empleado las mismas fuentes de datos que refiere la Resolución SUSEPU N° 256/2016, a excepción de la relacionada con el precio del gasoil (YPF) que ha sido reemplazada por datos de acceso público publicado por la Asociación de Expendedores de Combustibles YPF de CABA y de la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Residuos Peligrosos (CATAM), en razón que el movimiento de combustible en la actualidad se realiza en volúmenes inferiores a los 10.000 litros/viaje.

Que, en cuanto al precio adicional a aplicar a la demanda para cubrir los costos del SAP (SPSAP), cuyo importe unitario varía en forma directa con el PESAP y con la ratio estacional (Energía SAP / Energía Total), configurando así una doble fuente de variación, resulta conveniente otorgar estabilidad desde el punto de vista del referido ratio de energía. A tal efecto, corresponde calcular un SPSAP desestacionalizado en términos de demanda de energía, mediante la adopción de un ratio anual, el cual se fija en 0,036 y se mantendrá constante, sin perjuicio de su revisión ante eventuales desviaciones que desvirtúen el objetivo perseguido.

Que, el Decreto N°3526 – ISPTyV/2017 creó el Cargo FOPEJ y su norma reglamentaria Resolución N°655 – ISPTyV/2018 establece la aplicación a partir del SPSAP, diferenciando los servicios según nivel de tensión Baja o Media Tensión, estableciendo además coeficientes aplicados sobre el SPSAP por categoría de servicios de tipo Residenciales o No Residencial.

Que, la Gerencia de Asuntos Legales y la Gerencia Técnica de Defensa del Usuario emitieron dictamen de su competencia, los cuales obran en las presentes actuaciones.

Por todo lo expuesto y en el ejercicio de sus funciones:

El DIRECTORIO DE LA SUSEPU

RESUELVE:

ARTICULO 1º.- Dar por finalizado el proceso de estudio y cálculo del Precio de la Energía del Sistema Aislado Provincial (PESAP) a entrar en vigencia a partir de la facturación a emitirse desde el 1° de Marzo de 2026.

ARTÍCULO 2º.- Aprobar el Precio de Referencia de la Energía del Sistema Aislado Provincial (PESAP), con un valor de 493.005 $/MWh y su equivalente 337,46 USD/MWh.

ARTÍCULO 3º.- Aprobar el precio adicional específico a asignar a la demanda total (SPSAP), destinado a cubrir los costos de generación del SAP, con un valor de 17.748,17 $/MWh.

ARTÍCULO 4º.- Aprobar el procediendo de ajuste del PESAP y SPSAP que como Anexo I se adjunta a la presente.

ARTÍCULO 5º.- Aprobar el procediendo de ajuste del PESAP y SPSAP que como Anexo I se adjunta a la presente.

ARTICULO 6°.- Publicar en Boletín Oficial. Remitir copia al Ministerio de Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra y Vivienda. Notificar a EJE S.A. Pasar a conocimiento de las Gerencias de Servicios Energéticos, del Usuario y a la Gerencia de Asuntos Legales. Cumplido archivar.

Ing. Leopoldo Hugo Montaño

Vocal 1º A/C Presidencia

ANEXO 1

Cálculo de Polinómica de Actualización

El PESAP y el SPSAP que se aprueba a partir del presente documento posee validez para el trimestre Febrero – Abril/2026. Para los trimestres sucesivos se actualizará el importe unitario inicial a través de la expresión polinómica que se expresa a continuación.

Donde:

fa: factor trimestral de actualización.

IMGEa: Índice de Motores y Generadores Eléctricos “actual”. Fuente: Rubro 311 del IPIB. Fuente INDEC.

ISSPRa: Índice de Salarios del Sector Privado Registrado “actual”. Fuente: INDEC.

ISSLYFa: Índice de Salarios del Convenio de Luz y Fuerza “actual”. Fuente: actas suscriptas y homologadas ante Ministerio de Trabajo entre EJESA y Sindicato de Luz y Fuerza.

IPIMa: Índice General de Precios Industriales “actual”. Fuente: INDEC

PGNa: Precio del gas natural “actual” puesto en el ámbito del SAP, expresado USD/MMBTU o USD/dam3, los que se convertirán a pesos con la Tasa de Cambio del Banco Central República Argentina “actual”. Fuente: Circular A3500 Banco Central de la República Argentina.

PGOa: Precio del gasoil “actual” puesto en el ámbito del SAP. Fuente: Precio de refinería, Impuesto a la Transferencia de Combustibles (ITC) e Impuesto al CO2 y Transporte automotor desde San Salvador de Jujuy hasta centrales del SAP situadas en Departamentos Valle Grande, Humahuaca y Susques.

Los indicadores descriptos con el subíndice “b” equivale al mismo indicador vigente en el mes base conforme a la tabla del cronograma de actualización.

Cronograma de actualización

El PESAP y SPSAP se recalcularán trimestralmente conforme a lo indicado en cuadro siguiente.

No se emplea un Índice “b”, base única, a conservar en todo el período de vigencia de este anexo reglamentario. El índice “b” también se actualiza en períodos trimestrales, empleando índices que reflejan la variación de esos tres meses. Este sistema posee la propiedad del cambio de indicador, llegado el caso se discontinuare, se retrasare o se deje de publicar alguno de ellos, se reemplaza el ratio trimestral de índices.

Cálculo del PESAPa

Donde:

PESAPa: Precio “actual” de la Energía generada en el ámbito del SAP, que tendrá vigencia en el trimestre “t”,

Fa: factor de actualización calculado con expresión polinómica.

PESAPb: Precio “base” de la Energía generada en el ámbito del SAP, vigente en el trimestre “t-1”.

Apéndice 1

Cálculo del Precio del Gas Natural

PGNa – Costo de Abastecimiento del Gas Natural actual, expresado en $/mes, calculado para: a) un volumen promedio de 842.208 Nm3/mes en PIST y capacidad de transporte firme de 34.491 Nm3/día, puestos en Central Piedra Negra. Se consideran los costos impositivos (ITF – Ley 25.413) y fideicomisos asociados al abastecimiento del gas natural y a los costos del transporte y distribución en sus diferentes etapas, los que tendrán vigencia en el trimestre “t” de prestación.

El precio del gas se determinará en forma anual, en forma previa al mes de mayo y surgirá de una compulsa solicitada a un conjunto de comercializadores a los cuales prestará conformidad la SUSEPU. La oferta elegida, en caso de estar expresada en dólares, se convertirá en cada período trimestral a pesos conforme al promedio del tipo de cambio de las cotizaciones diarias de la moneda, correspondiente al último mes del trimestre “t-1”, de prestación, publicadas por el Banco Central de la República Argentina.

Los precios del transporte y distribución del gas serán los publicados en el cuadro tarifario de GASNOR aprobados por el ENARGAS para ese trimestre “t”. En particular el costo del transporte para el gasoducto NORANDINO será el que determine el ENARGAS.

PGNb –. Ídem PGOa, para el mes “b” base indicado en la tabla del apartado “Cronograma de Actualización”.

Cálculo del Precio del Gasoil

PGOa – Precio del gasoil actual, expresado en $/litro, corresponde al último mes del trimestre “t-1”. Se considerará el precio del gasoil de primera marca puesto en el ámbito del SAP. El mismo incluirá todas las cargas impositivas (ITC, TGO aplicados a la base imponible con excepción del Impuesto al Valor Agregado (IVA).

IPGOa – Índice Precio promedio del Gasoil en Estaciones de Servicio YPF CABA, publicado en (hppts://surtidores.com.ar)

Tr b – Transporte unitario al [31-oct-2024] = 2.989 $/km

RT – Distancia media de ida y vuelta (Round Trip) = 477 km.

V – Volumen medio transportado = 8.582 litros/viaje

ICATAMP – Índice de Costos de Transporte Automotor y Sustancias Peligrosas, publicado por la Cámara Argentina de Transporte Automotor de Mercancías y Sustancias Peligrosas (CATAM) en https://catamp.org.ar

Cálculo del SPSAP

El SPSAP se calculará en los momentos que indique la SUSEPU conforme a la siguiente expresión.

Donde:

SPSAPa: Precio adicional actual a aplicar a la demanda para cubrir los costos del SAP.

SPSAPb: Precio adicional base a aplicar a la demanda para cubrir los costos del SAP.

fa: factor de actualización.

Esap: Energía generada en el SAP.

Etotal: Energía Total del área de concesión de EJESA

PESAPb: Precio de la Energía generada en el SAP

El ratio de demanda se mantendrá constante, al menos en el primer período tarifario del SAP, y tendrá el valor de 3,6%. A partir del segundo ejercicio en cuestión la Concesionaría podrá revisar el factor y solicitar su readaptación, para lo cual deberá demostrar las desadaptaciones.-

Ing. Leopoldo Hugo Montaño

Vocal 1º A/C Presidencia

08 ABR. LIQ. Nº 43416 $1.900,00.-