Resolución   100 / 2024
ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD
Fecha de publicación: 2024-02-16

ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD  Resolución 100/2024  RESOL-2024-100-APN-ENRE#MEC  Ciudad de Buenos Aires, 14/02/2024  VISTO el Expediente Nº 41.582/2014 del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), EX-2019-41991406-APN-SD#ENRE, y  CONSIDERANDO:  Que entre las políticas generales establecidas por la Ley Nº 24.065, en su artículo 2 inciso e), se encuentra la de “Incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de la electricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas”.  Que, de acuerdo al artículo 56 inciso a) de la antedicha ley, el ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) tiene como función “Hacer cumplir la presente ley, su reglamentación y disposiciones complementarias, controlando la prestación de los servicios y el cumplimiento de las obligaciones fijadas en los contratos de concesión”.  Que el inciso b) del artículo referido 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 la EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESUR S.A.) y de la EMPRESA DISTRIBUIDORA NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA (EDENOR S.A.) (en adelante Las Distribuidoras), establecen, en su artículo 25 inciso ñ), la obligación por parte de Las Distribuidoras 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 sustantivo incremento y los cambios de patrones de consumo eléctrico acontecidos en las últimas décadas dentro de la zona de concesión de Las Distribuidoras exigen perentoriamente orientar las acciones hacia un uso eficiente, tanto de la infraestructura eléctrica existente y futura, de los costos de explotación del sistema eléctrico, así como de la reducción de los efectos ambientales que provoca.  Que los medios físicos de medición y comunicación son determinantes para la implementación tanto de políticas de incentivos en la racionalización del uso eficiente de la energía, como de metodologías de utilización que persigan los objetivos enunciados.  Que, en este sentido, solo un salto tecnológico puede permitir la racionalización de los patrones de consumo y ofrecer un mejor servicio de distribución, así como abrir las puertas a nuevos servicios a los usuarios.  Que internacionalmente se está produciendo una migración acelerada de las redes eléctricas tradicionales hacia las así llamadas redes inteligentes, entendidas como redes de transporte y distribución de energía eléctrica que poseen la capacidad de entender, asimilar, elaborar información y utilizarla adecuadamente, haciendo un uso intensivo de las tecnologías de la información y las telecomunicaciones.  Que la base en que se asienta este salto tecnológico toma el nombre de Infraestructura Avanzada de Medición (Advanced Metering Infrastructure -AMI-), entendido como un sistema integrado de equipamiento, comunicaciones y sistemas de gestión de la información (Information Management Systems -IMS-) para recolectar remotamente los datos de consumo del usuario en tiempo real.  Que el pilar fundamental sobre el cual descansa la Infraestructura Avanzada de Medición son los así llamados medidores inteligentes (smart meters) que permiten un acceso remoto a una fuente rica en datos de consumo, como así a múltiples funcionalidades y servicios, a través de la comunicación en ambos sentidos entre el consumidor y la empresa distribuidora.  Que entre los objetivos planteados para la introducción de los medidores inteligentes se encuentra la de facultar a los consumidores al acceso a la información que les permita tomar decisiones eficientes tanto para el sistema, como para su propio provecho, la de permitir a las empresas distribuidoras entender mejor los patrones de consumo, supervisar y gestionar la red eléctrica y mejorar el servicio a los usuarios y la de dotar al regulador con la información necesaria para fijar las políticas adecuadas establecidas por la normativa y la buena práctica.  Que entre los beneficios que aporta, tanto al cliente como al prestador del servicio, el despliegue de la Infraestructura Avanzada de Medición se pueden mencionar, entre otros: a) Proveer una detallada información del consumo de energía y potencia sobre una base de tiempo cuasi real, aportando al usuario y al prestador los elementos para la toma inteligente de decisiones; b) Eliminar completamente la estimación de consumos al no efectuarse ya la lectura presencial; c) Permitir monitorear la calidad de servicio, tanto al prestador como al ENRE, informando las interrupciones del suministro instantáneamente, a los efectos de identificar y asistir con los recursos para una rápida restitución; d) Advertir inmediatamente el robo de energía y los intentos de fraude por manipulación del medidor; e) Permitir la limitación o el corte remoto del suministro; f) Permitir, bajo consentimiento del usuario, la administración de demanda en situaciones críticas del sistema, mediante la desconexión de equipos de gran consumo de energía; g) Permitir la adopción de tarifas prepagas; h) Adoptar estructuras tarifarias innovadoras que permitan adaptar el suministro a las necesidades del usuario, con precios convenientes, como ser tarifas por tiempo de uso (TDU), o escalar la potencia contratada por el usuario (hoy es fija e igual a DIEZ KILOVATIOS (10 kW) en los usuarios T1) e; i) Introducir la competencia en la oferta de energía, mediante la eventual figura del comercializador, lo que va a permitir la realización de contratos de abastecimiento a largo plazo, y la elección del usuario de la mejor oferta para su consumo.  Que uno de los aspectos importante que permite esta innovación, además de los numerosos procesos comerciales que habilita, es la de promover la inversión por parte de los usuarios en energías renovables mediante instalaciones de microgeneración eólica o fotovoltaica, ya que los medidores inteligentes le permiten al usuario que posee tales instalaciones ser remunerado por su contribución de energía a la red, en caso de que generen excedentes respecto de su consumo.  Que esta opción para los usuarios del servicio de distribución de energía eléctrica ha sido habilitada a través de la Ley Nº 27.424 de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública.  Que la experiencia internacional demuestra que el proceso de migración hacia los medidores inteligentes es gradual y su duración no suele ser menor a una década.  Que, al año 2022, se encuentran instalados más de mil millones de medidores inteligentes en el mundo, con una penetración general del orden del CUARENTA Y CINCO POR CIENTO (45%).  Que, por lo tanto, el ENRE estima necesario comenzar de manera oficial el estudio de las tecnologías y sistemas para la implementación de planes de inserción gradual, y luego de evaluar los resultados, establecer planes sobre la migración de todos los medidores convencionales hacia la nueva tecnología.  Que los resultados obtenidos en los países que implementaron esta tecnología han sido muy positivos, tanto en términos de la mejora de la calidad de servicio y la eficiencia energética, como de la reacción de los usuarios al disponer de una información en línea de sus consumos diarios a través de dispositivos domésticos de monitoreo, páginas de Internet o aplicaciones de telefonía celular donde se vuelca la información recogida de los medidores inteligentes.  Que esta funcionalidad le permite tomar conciencia de su consumo y gestionarlo en la manera que le reditúe el mejor resultado, ya que esta medición habilita una oferta de precios horarios y/o diarios que se acomoden a las necesidades del usuario, preservando al mismo tiempo al sistema eléctrico de situaciones críticas y de sobrecostos.  Que es unánime la opinión internacional respecto de la importancia de involucrar al usuario consumidor, el que se convierte en un elemento esencial dentro de la red inteligente ya que, ante la dinámica horaria de los precios de energía y la posibilidad de conocerlos en tiempo real, su consumo deja de ser un mero evento aleatorio, para pasar a ser una decisión tomada por este actor en función de los incentivos que para tal fin deberán implementarse.  Que esta participación se ve facilitada por dispositivos domésticos de monitoreo (in-house displays) que, mediante una pantalla, permiten al usuario monitorear su consumo en tiempo real y la facturación que representa, además de otras informaciones útiles para su provecho como ser la detección de un artefacto o dispositivo con alto consumo de energía por ineficiencia o malfuncionamiento.  Que, en efecto, la funcionalidad, así como la comunicación bidireccional entre los medidores inteligentes y los usuarios y de aquellos con los proveedores de energía, permite informar a los usuarios sus hábitos de consumo, mejorar el mantenimiento, el control de la calidad de servicio, la gestión de la demanda y la expansión del sistema.  Que dicha experiencia también ha demostrado la necesidad de intervención decisiva del regulador en este proceso, para articular los distintos objetivos en forma de incentivos claros y medibles para toda la comunidad y que se incorporen las funcionalidades que faciliten la consecución de las metas regulatorias que se establezcan.  Que se ha producido el dictamen legal previsto en el artículo 7 Inciso d) de la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos Nº 19.549.  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 inciso e), 54 y 56 incisos a), b), r) y s) y 63 incisos a), b) y g) de la Ley Nº 24.065, en los artículos 4 y 6 del Decreto Nº 55 de fecha 16 de diciembre de 2023 y en los artículos 1 y 3 de la Resolución de la SECRETARÍA DE ENERGÍA (SE) Nº 1 de fecha 20 de diciembre de 2023.  Por ello,  EL INTERVENTOR DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD  RESUELVE:  ARTÍCULO 1.- Constituir un comité dedicado al estudio de la introducción del Sistema de Medidores Inteligentes (El Sistema) para el área de concesión de la EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESUR S.A.) y la EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE SOCIEDAD ANÓNIMA (EDENOR S.A.) denominado Comité de Estudio de Redes Inteligentes (El Comité).  ARTÍCULO 2.- El Comité será presidido por el Interventor del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) y será coordinado, en sus aspectos operativos, por quien éste designe.  ARTÍCULO 3.- El Comité estará conformado por representantes del ENRE y de las distribuidoras EDENOR S.A. y EDESUR S.A., sin perjuicio de que pueda requerirse la participación de profesionales de otros organismos o instituciones con interés en el tema, a consideración del ENRE. Los representantes designados, en cualquier carácter y en todos los casos, se desempeñarán ad honorem.  ARTÍCULO 4.- El Comité dictará su propio reglamento de funcionamiento, estableciendo la frecuencia, tipo de reuniones, las pautas de trabajo, el esquema de informe de gestión periódico, la modalidad de representación de todos los integrantes, salvo los expresamente determinados en la presente, entre otras cuestiones, el que será puesto en conocimiento del Interventor del ENRE para su aprobación.  ARTÍCULO 5.- Las funciones de El Comité serán las de asesorar al Interventor del ENRE en los siguientes aspectos: a) La pertinencia, factibilidad técnica y económica, y escalas de la introducción del Sistema de Medidores Inteligentes (El Sistema) en la red de distribución de las concesionarias EDENOR S.A. y EDESUR S.A.; b) Características y funcionalidades que deberá presentar El Sistema y sus distintos componentes. Aspectos técnicos relativos a los sistemas de protecciones, la adaptación técnica de la red en los puntos de conexión, los distintos medios de comunicación, etcétera; c) Datos a recolectar o transmitir y la información a elaborar a partir de las funcionalidades que presenta El Sistema; d) Determinación de los costos asociados a ingeniería, montaje, equipos y provisiones, y a la operación y mantenimiento del Sistema; e) Sobre los procedimientos de adquisición y contratación más adecuados para la concreción de la implantación del Sistema; f) Cambios regulatorios a prever para la implementación eficaz del Sistema, asociados entre otros tópicos, a la operación de redes, a las condiciones de acceso, y a la valorización por bandas de energía y potencia. Aspectos económicos y tarifarios de la introducción del Sistema; g) Reclutamiento, los conocimientos a adquirir y los programas de entrenamiento que deberán ser suministrados al personal para la implementación y operación del Sistema y; h) Acciones y campañas para lograr el entendimiento, compromiso y participación de los usuarios en la implementación del Sistema.  ARTÍCULO 6.- Las propuestas que efectúe El Comité no resultarán vinculantes para el ENRE. No obstante, se les otorgará curso de acción a fin de que se realicen los análisis pertinentes y eventualmente se dicten los actos o medidas respectivas, que surjan de los procedimientos aplicables de competencia de este organismo, en la medida de su conformidad con éstos y las normas de aplicación.  ARTÍCULO 7.- Aprobar los Lineamientos para la Implementación de los Proyectos Pilotos del Sistema de Medidores Inteligentes, que como Anexo I (IF-2024-14974382-APN-SD#ENRE) forma parte integrante de la presente resolución.  ARTÍCULO 8.- El Sistema a analizar por El Comité deberá contar preferentemente con las funcionalidades detalladas en el Anexo I. Todo apartamiento respecto de este listado deberá estar debidamente justificado.  ARTÍCULO 9.- Instruir a El Comité a redactar un informe, sin perjuicio de informes parciales de avance, en un plazo de SEIS (6) meses a partir de la fecha de dictado de este acto administrativo, con informes de avance parciales, en que se detalle el trabajo realizado y la propuesta de implementación de un plan piloto para la precalificación de tecnologías y su evaluación operativa en campo.  ARTÍCULO 10.- Instruir a EDENOR S.A. y a EDESUR S.A. para que, en un plazo de DIEZ (10) días a partir de la fecha de dictado de este acto administrativo, designen formalmente a sus representantes en El Comité, los cuales tendrán una dedicación acorde a los lineamientos de los objetivos expresados en la presente resolución.  ARTÍCULO 11.- Notifíquese a EDENOR S.A., a EDESUR S.A., a la SECRETARIA DE ENERGÍA y a COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO (CAMMESA) junto con el Anexo I (IF-2024-14974382-APN-SD#ENRE).  ARTÍCULO 12.- Regístrese, comuníquese, publíquese, dese 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. 16/02/2024 N° 6578/24 v. 16/02/2024  (Nota Infoleg: Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la edición web de Boletín Oficial)        ANEXO I   LINEAMIENTOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE LOS PROYECTOS PILOTOS DEL SISTEMA DE MEDIDORES INTELIGENTES  El SISTEMA DE MEDIDORES INTELIGENTES (en adelante EL SISTEMA) a considerar para la implementación de planes pilotos deberá contar con las siguientes funcionalidades, básicas u opcionales a pedido del usuario, en la familia de medidores compatibles con el protocolo de comunicación  a) El sistema de comunicaciones permitirá el intercambio remoto y bidireccional de datos entre el medidor del usuario y la distribuidora de energía eléctrica y con otros dispositivos (como posibles gestores locales de energía). Será preferible la utilización de protocolos de comunicación abiertos (no propietarios), que permitan la utilización de medidores multimarca.  b) Posibilidad de la utilización de dispositivos domésticos de monitoreo (in-house displays)  c) La comunicación entre los medidores y los concentradores será preferiblemente mediante sistemas de onda portadora de banda ancha (Broadband PLC), aunque no se descarta el uso de medios inalámbricos. La comunicación entre los concentradores y los centros de datos podrá ser mediante par, GPRS, LTE, Zig Bee, fibra óptica, u otro medio en función de la disponibilidad de canales que se dispongan en la zona.  d) Posibilidad de lecturas planificadas, además de bajo demanda o en tiempo real, sincronizaciones de fecha y registro automático de incidentes  e) Permitir la implementación de tarifas por tiempo de uso, y en lo posible tener la capacidad de indicar al usuario sobre los costos efectivos asociados al servicio provisto por la distribuidora, como un estímulo para que el usuario consuma energía en aquellos momentos del día en que los costos son relativamente menores.  f) Detección de fraudes o ataques, así como alarmas asociadas a calidad del suministro (falta de tensión).  g) Posibilidad de instrumentar el servicio pre-pago o corte por limitación de carga a ser repuesto por el usuario.  h) Desconexión y reposición remota del servicio.  i) Capacidad de medir energía en ambos sentidos.  j) Capacidad mediante accesorios especiales para administrar demanda (corte de determinados artefactos), bajo consentimiento y condiciones tarifarias convenientes para el usuario.  k) Medición de energía reactiva: El sistema deberá detectar un excesivo consumo de energía reactiva de acuerdo a los límites impuestos por la regulación.  l) Medición de potencia: Esta funcionalidad permitirá la contratación de potencia de manera escalonada en función de las necesidades del usuario, y a su vez estimular el establecimiento de un programa de administración de demanda.  m) Índices de nivel de tensión: Permitirá detectar zonas con niveles de tensión insatisfactorios a los efectos de tomar las acciones correctivas que correspondan.  n) Índices de continuidad de servicio: Número, frecuencia y duración de los cortes de energía.   o) Gestión remota de los contratos de suministro.  p) Alto grado de protección de la privacidad de los clientes mediante técnicas de seguridad informática.   q) Reprogramación remota de funciones y parámetros.