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METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS

S.E.CH.E.E.P.

METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS Conceptos introductorios y desarrollo del método

SECTORES INTERVINIENTES: TARIFAS Y ESTUDIOS ECONÓMICOS; OPERACIONES Y TRANSMISIÓN; ESTUDIO DE INGENIERÍA; MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA; IMPUTACIÓN CONTABLE; REMUNERACIONES.

AÑO 2013

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1.- INTRODUCCIÓN El presente trabajo tiene como objetivo general exponer la metodología empleada por la empresa S.E.C.H.E.E.P., para el cálculo de la tarifa a aplicar a las distintas categorías de usuarios y como objetivos específicos: 1) calcular el valor a nuevo de reemplazo (VNR) de los bienes de uso. 2) comparar los ingresos obtenidos del actual Cuadro Tarifario con los egresos que debe afrontar la Empresa, revelando el déficit económico sufrido actualmente por la misma. Esto último, conduce al porcentaje de incremento tarifario necesario para soportar los requerimientos operacionales del servicio y de expansión de la demanda. La metodología empleada consistió en acopiar información existente en diversos sectores de la Empresa, los cuales son: •

Datos referidos al sistema eléctrico: cantidad de equipamiento, km de todos los tipos de líneas, costos unitarios de los mismos, etc.

parque automotor: cantidad, costos, etc.

personal: cantidad y remuneraciones totales por periodo.

operación del sistema eléctrico: compra de energía y transporte a C.A.M.M.E.S.A., combustibles para vehículos y grupos electrógenos, viáticos del personal, seguros, alquileres, entre otros.

usuarios del servicio: cantidad, energía y potencia demandadas por periodo.

Con los datos anteriores, se valuaron a nuevo los bienes de uso intervinientes en el proceso productivo (sistema eléctrico, vehículos y grupos electrógenos) determinándose los importes necesarios para renovar el sistema, mantenerlo y expandirlo (según la vida útil, porcentaje del VNR y tasa de crecimiento de la demanda, respectivamente). Por otro lado, se identificó y clasificó a los usuarios según el nivel de tensión, potencia y energía demandada. Para de esta manera, determinar los requerimientos correspondientes a cada etapa del proceso (distintos niveles de transformación de la energía). Finalmente, se distribuyeron los costos en cada etapa del proceso productivo, de acuerdo a los requerimientos de personal para atender el servicio, a las necesidades de expansión, renovación y mantenimiento del equipamiento y a los gastos de operación que se deberá incurrir en cada una, con lo que se determinó el costo medio ($/KWh) que debe afrontar la Empresa para prestar el servicio. De esta forma, se determinaron los costos por categorías de usuarios, siguiendo un criterio económico con el objetivo de distribuirlos según la responsabilidad que cada uno posee en la formación de la demanda de energía y potencia. Del mismo procedimiento, se obtienen los nuevos valores de cargo fijo y energía para los usuarios sin medición de potencia (residenciales, oficiales, comerciales, pequeños industriales, etc.), y los correspondientes a la potencia y energía para los grandes usuarios. 1


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Confeccionando así el Cuadro Tarifario Teórico que servirá de base para la elaboración del Nuevo Cuadro Tarifario de aplicación. 1.- CONCEPTOS INTRODUCTORIOS 1.1.- Consideraciones generales Técnicamente existen varios conceptos que caracterizan al consumo eléctrico. Seguramente los más importantes son los de potencia y energía. La potencia, medida en Vatios (W), es la energía (Wh) requerida por unidad de tiempo. La potencia es por tanto el valor instantáneo de la energía consumida o, dicho de otro modo, es la velocidad a la cual es consumida. Dado que la energía no se almacena, toda instalación eléctrica debe estar preparada para soportar el máximo valor instantáneo de energía consumida, es decir, que debe estar concebida para aguantar la máxima potencia que a lo largo de todo el ciclo de consumo va a demandar la instalación. Otra característica importante es la naturaleza cambiante de la demanda de energía eléctrica, la que estará dada por los hábitos de los consumidores que requieren el servicio a determinadas horas del día o en distintas épocas del año. Una forma de presentar las características de la demanda en forma aproximada, es mediante la representación gráfica, denominada Curva de Carga (figura 1). La curva de carga es la trayectoria que muestra para cada instante del día, la demanda de electricidad que realiza a la empresa el conjunto de sus clientes. De esta forma, va a ser especialmente relevante para caracterizar cada consumo no solo conocer la energía eléctrica que requiere, sino saber el perfil de consumo a lo largo del tiempo. Estos perfiles, conocidos como curvas de carga, representan la potencia consumida en función del tiempo. La integral de dichas curvas representa la energía. Es fácil deducir que para una misma energía consumida le pueden corresponder muy diversos perfiles de potencia. Algunos serán planos, indicando un consumo de energía muy constante en el tiempo, otros presentarán uno o varios picos y valles muy marcados, caracterizando una demanda muy variable en el tiempo. Para ejemplificar esto, se muestran en las figuras 2 a 8 (Anexo, pag. 21 a 23) las curvas de carga aproximadas (en la mayoría no existe medición de potencia) de las principales Categorías de Usuarios de la Empresa, donde se puede apreciar el perfil de consumo característico de cada uno así como el escalón del proceso productivo al cual pertenecen. Es común que el perfil de una carga presente ciclos repetitivos en el tiempo. Así normalmente los días laborables de la semana son muy semejantes entre sí y las semanas de una misma estación también. Por ello y en función del tiempo que se esté considerando se trabajará con perfiles de carga diarios, semanales, mensuales, estacionales y anuales. En la figura 1 se ha reproducido la curva aproximada de demanda máxima del sistema chaqueño, donde se estimó la desagregación por categorías, apreciándose los picos y los valles que en cada una de ellas. 2


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Figura 1: Gráfico de carga desagregada máxima dem. histórica Chaco. Fuente: Elab propia – Sec. Mov. de Energía

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1.2.- Proceso productivo La producción de electricidad comprende distintas etapas, pudiéndose entregar en cada una de ellas el producto (potencia y energía) en el estado en que se encuentra. A fin de determinar los costos en cada una de esa etapas, se clasifican los mismos agrupándolos por escalones del proceso productivo, donde se podría asignar un suministro a un usuario determinado. Cada uno de estos escalones tiene un costo que se va adicionando al de los anteriores hasta llegar a la etapa del proceso en que se entrega el producto, tal es el caso por ejemplo de la energía eléctrica que se vende a los usuarios residenciales. En las etapas anteriores el producto se encuentra en otra condición (diferente nivel de tensión), por lo que los consumidores deben completar a su cargo dicho proceso para que sea útil para su uso. Es decir, que los costos en que debe incurrir la Empresa para poner energía a disposición de estos usuarios (Distribución primaria) son menores que los que debe afrontar para proveer electricidad en la última etapa (Distribución Secundaria). Una distribución equitativa del costo entre los diversos usuarios implica agruparlos según el escalón del proceso productivo en el que se hallan conectados, de manera tal que los costos puedan ser asignados entre los mismos en función de lo expresado precedentemente. Esta agrupación se hace fundamentalmente en base a la tensión en que se entrega la energía y a la capacidad de suministro que requiere el usuario. Las etapas se las puede agrupar de la siguiente manera: Escalones del Proceso Productivo

Categoría de Usuarios

Producción: Generación y compra energía. Transporte: comprende las líneas de 132 y 66 Kv y estaciones de rebaje. Alimentación o Subtransmisión: Líneas de 33 kv y estaciones 33/13,2 kv. Distribución Primaria: Comprende las líneas de 7,6 kv y 13,2 kv. Subestaciones transformadoras: subestaciones de media a baja tensión.

Electrificación Rural y Distribuidores Grandes Usuarios en MT Medianos Consumos en BT Residencial

Distribución secundaria: comprende la red de distribución en baja tensión.

Comercio y Pequeña Industria Gobierno Alumbrado Público Servicio Sanitario

1.3.- Políticas de fijación de precios de electricidad 4


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El método de fijación de precios de la energía eléctrica que se desarrollará en este trabajo, se enfoca a un cierto número de objetivos adoptados de la obra realizada por Munasinghe (1983): 1. Los recursos económicos de las Distribuidoras de energía eléctrica deben ser asignados eficientemente. A efectos de que los precios a los consumidores deban reflejar los costos eléctricos reales de modo que la oferta y la demanda se equilibren. 2. La distribución de electricidad y costos debe ser equitativa. Los costos que generan los consumidores deben ser asignados de acuerdo a las demandas individuales que se produzcan sobre el sistema por parte de los mismos. Un nivel mínimo de servicio debe estar a disposición de los consumidores que no puedan pagar el costo total de la electricidad. 3. Los precios de la electricidad deben generar un ingreso suficiente como para pagar los costos incurridos por la empresa. 4. Requisitos externos políticos y económicos también serán considerados. La necesidad de crecimiento de ciertos sectores o regiones geográficas justifican la subvención de la oferta de energía eléctrica. Esto es así, ya que una tarifa basada en un criterio de Costo Marginal a largo plazo es consecuente con la necesidad de asignar recursos en forma eficiente. Puesto que el precio de la electricidad se basa en incrementos de consumo, los costos eléctricos en general deben reflejar los costos incrementales incurridos. Los costos de oferta aumentan si los consumidores existentes amplían su demanda o si algunos nuevos consumidores se conectan al sistema. Precios que actúan como señales a los consumidores deberían estar relacionados con el valor económico de los recursos futuros necesarios para enfrentar aumentos en utilización. Un enfoque de contabilidad basada en activos históricos y costos arraigados implica que los costos futuros permanecerán en proporción con aquellos del pasado. Esta suposición es falsa, y puede llevar a una sobreinversión y desperdicio, o una subinversión y los costos adicionales de escasez innecesaria (Mohan Munasinghe, 1983). Esto se complementa con lo expuesto en publicaciones realizadas por A.D.E.E.R.A. (Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina) en el año 2000, donde afirman que las tarifas conforman y definen el producto de las empresas Distribuidoras, con el que se atienden los gastos de explotación de las redes y los gastos de comercialización de los servicios; así mismo, se obtienen los recursos necesarios para atender las depreciaciones normales del equipamiento y la expansión estimada del sistema eléctrico.

2.- METODOLOGÍA DE CÁLCULO

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El proceso de cálculo debe tener en cuenta que los costos del servicio eléctrico dependen de un conjunto de factores que tienen que ver con el proceso técnico de producción, por el lado de la oferta y las modalidades que esta última debe reunir para satisfacer, en tiempo y forma, los requerimientos de la demanda. En congruencia con tales principios, para la elaboración de los precios resulta necesario, por un lado, efectuar un exhaustivo análisis de los costos del servicio y por el otro, determinar las características el mercado consumidor. Estos dos elementos constituyen el nudo central de la metodología de cálculo, pues una vez conocido ambos, se puede realizar la asignación de los costos a las distintas categorías de usuarios que componen el mercado. Obtenida esta asignación, se estructura el cuadro tarifario denominado “teórico” dado que, normalmente, consideraciones sociopolíticas obligan a retocar la estructura y los niveles de precio hallados. En la Figura 9 se puede apreciar el flujo de información y las consolidaciones sucesivas que llevan a la determinación de la tarifa que se aplicará en el periodo considerado. Por lo tanto, las tarifas se calcularán en base a lo siguiente: •

La responsabilidad que cada categoría de clientes tiene en la formación de las demandas en las puntas de la curva de carga del sistema, como se puede apreciar en la figura 1.

Los costos atribuibles a la provisión del servicio durante las puntas y fuera de ellas.

La diferenciación de costos que se origina según cuál sea el escalón del proceso productivo donde se recibe la energía.

Estos constituyen elementos básicos para la asignación de los costos con miras a la determinación de tarifas basadas en criterios económicos que permitan establecer una verdadera comunicación entre el productor y los consumidores, a fin que sean estos, en última instancia, los responsables de las decisiones que debe adoptar la Empresa tanto en materia de inversiones como de operación.

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Figura 9: Proceso elaboración de precios.

Fuente: Adaptación de “Teoría y práctica de la tarifación a costos marginales”. EPEC, 1982.

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De esto surge que para una Empresa Distribuidora del Estado, en que la rentabilidad debe ser equivalente a las necesidades de reinversión y por lo tanto no existe una distribución de utilidades, como sería el caso de las empresas privadas, la tarifa aplicada debería ser igual al costo total de

cada categoría de usuarios. Es decir, para implementar el cuadro tarifario se debe determinar, en primer lugar, los costos totales en que se estima incurrir a lo largo del año para atender a dichos usuarios.

3.- COSTOS DEL SERVICIO ELÉCTRICO Atendiendo a su naturaleza, se clasificaran los costos en Fijos, Variables y de Comercialización.

3.1.- Costos Fijos Incluyen los gastos anuales en Personal, Renovación y Expansión del sistema eléctrico, Compra de Potencia y Transporte Eléctrico, Tasas, Alquileres y Otros.

El monto del total de sueldos estimados para el periodo se distribuye de acuerdo a la proporción de empleados en los diferentes escalones de proceso productivo (Producción 4,7%, Transporte 5,5%, Subtransmisión 3,5%, Distribución Primaria 6,5%, Subestaciones 5,8%, Distribución Secundaria 41% y Comercialización 33%). Los mismos comprenden sueldos brutos y aportes patronales. Ver Tabla Nº 1 segunda columna (página 10) y Tabla Nº 2 del Anexo (página 23).

La Renovación anual del sistema eléctrico se obtiene de considerar todo el sistema (instalaciones, parque automotor y generación fija o móvil) al valor a nuevo de reemplazo afectado por un coeficiente determinado de acuerdo a su vida útil. Ver Tabla Nº 3 cuarta columna (página 25).

Con respecto a la Expansión se consideró el 0% para Generación, y del 2% para todas restantes etapas. Esto puede apreciarse en la Tabla Nº 3 columna sexta (sistema eléctrico y vehículos) y desagregado en Tabla Nº 4 columna quinta el valor de reemplazo de vehículos únicamente, del Anexo (página 25).

La Compra Transporte se refiere a la adquisición estimada de estos conceptos a CAMMESA durante el año. Ver Tabla Nº 5 del Anexo (página 26). Anterior a la Resolución SE 2016/12 la potencia y energía se explicitaban por separado, hoy se agrupan estos conceptos en un monómico.

Se consideraron las tasas y alquiler de instalaciones determinados por el Decreto Provincial 203/99 y los correspondientes a tasa y servicios municipales. Ver Tabla Nº 6 del Anexo (página 26).

Otros conceptos considerados fueron los correspondientes a gastos por servicios informáticos, honorarios y demandas Judiciales, Distribución de facturas, seguros de automotores y líneas, 8


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vigilancia, limpieza, tomas de lectura, corte y reconexión, etc. Tabla Nº 7 del Anexo (página 27).

3.2.- Costos Variables Dentro de este rubro se incluyen los gastos de Compra de Energía, Generación Aislada, Materiales para el mantenimiento eléctrico, Impuestos y Otros gastos.

El gasto por Compra de Energía y Potencia junto a otros conceptos fueron agrupados expresándose en un precio monómico (Resolución SE 2016/12); respecto a las cantidades (KWh) las mismas se establecen en función de las estimaciones para el año y de acuerdo a los precios fijados por La Secretaria de Energía de la Nación para todas las transacciones con CAMMESA referidas al Sistema Interconectado Nacional y que abastece directamente al Chaco, ver Tabla N° 8 segunda y tercer columna del Anexo (pág. 28). Por otro lado, se tuvo en cuenta la adquisición de energía a EDESA para abastecer a Taco Pozo, ver Tabla Nº 9 del Anexo (pág. 28).

Combustible y lubricantes para Generación se calculan en base al programa anual de generación aislada a cargo de SECHEEP en Comandancia Frías. Para Nueva Pompeya y otras Localidades vinculadas, corresponde una transacción particular con CAMMESA. Ver Tabla Nº 10 del Anexo (pág. 28).

El monto total de gastos en Materiales para el mantenimiento se estima en base a todo el sistema eléctrico puesta a disposición del servicio, para ello se tomo el 1,5% del valor a nuevo de reemplazo para todas las etapas del proceso productivo con excepción del mantenimiento para generación que se tomó el 5% y para el Alumbrado Público, dentro de la Distribución secundaria, del 6% del Valor a Nuevo de Reemplazo. Ver Tabla N° 3 del Anexo (pág. 25).

Impuestos directos se confeccionan en función de lo elaborado por el Sector Impuestos, y corresponden para la etapa de Producción el FNEE (Fondo Nacional de la Energía Eléctrica) más el FONINVEMEM (Fondo Inversión Mercado Eléctrico Mayorista) y para el escalón de comercialización Ingresos Brutos y Ganancias. Ver Tabla N° 6 del Anexo (pág. 26).

En Otros Gastos variables se consideraron a los Gastos Bancarios, Gastos en Teléfonos, Viáticos del Personal, Gastos de Vehículos, etc. Ver Tabla N° 11 del Anexo (pág. 29).

3.3.- Costos de Comercialización Estos costos se encuentran incorporados como un escalón más del proceso productivo dentro de los Cuadros de Costos Fijos y Variables, según a que concepto correspondan. De los Fijos de Comercialización se obtienen los Cargos fijos en los usuarios sin medición de Potencia y la parte de costo variable de comercialización se transforma en un valor de energía para los distintos tipos de usuarios. Ver Tablas N° 1 y 8 columna 7. 9


Tabla Nº 1: Costos Fijos. Fuente: Elaboración Propia – Sector Comercial

ESCALONES

REMUNERAC.

EXPANSION

PAGO

Y

TRANSPORTE

TASAS Y OTROS

RENOVACION AT/MT TENSION 13.981.497

701.834

TRANSPORTE

16.361.326

26.884.732

1.368.110

SUBTRANSMISION

10.411.753

39.386.450

501.998

DIST. PRIMARIA

19.336.113

20.379.531

1.774.098

DIST. SECUND. COMERCIALIZAC.

TOTAL

DE

POTENCIA

$

COSTO FIJO POR UNIDAD $/KW

SOPORT.

INSTALACIONES

PRODUCCION

SUBESTAC.

7.227.519

ALQUILER

TOTAL

ANUAL

MENSUAL

POR EL ESC. POR EL ESC. POR EL ESC.

1.807.943

23.718.793

480.474

804.403

45.418.571

1.381.400

51.681.600

944.941 647.242

ACUMULADO $/KW-MES

49,37

4,11

4,11

480.474

94,53

7,88

11,99

480.474

107,56

8,96

20,95

42.434.682

470.426

90,20

7,52

28,47

17.253.762

12.436.559

872.027

31.209.589

430.678

72,47

6,04

34,51

121.966.249

36.699.893

7.114.571

1.441.774 167.222.488

399.834

418,23

34,85

69,36

98.167.956

6.979.262

21.602.469

0 126.749.687

297.478.655

143.468.261

7.227.519 35.041.216

5.219.760 488.435.411

480.474

1016,57

84,71

Tabla Nº 8: Costos variables. Fuente: Elaboración Propia – Sector Comercial COMPRA ESCALONES

POTENCIA Y GENERACION. ENERGIA

PRODUCCION

MATERIALES IMPUESTOS

160.950.752

MANTENIM.

DIRECTOS

ENERGIA OTROS

AISLADA 4.535.401

TRANSPORTE

87.500

15.854.217

9.426.161

SUBTRANSMISION

COSTO VARIAB POR UNIDAD

TOTAL

ENERGIA

SUSTRAIDA

DEL ESCAL.

ACUMULADO

$

(KWH)

EN EL ESC.

$/KWH

$/KWH

366.715 181.794.584 1.867.279.226

0,0974

0,0974

376.944

9.803.105 1.867.279.226

0,0052

0,1026

13.873.126

317.030

14.190.156 1.867.279.226

49.304.212

0,0076

0,1102

DIST. PRIMARIA

5.750.405

2.996.771

8.747.176 1.817.975.014

157.888.526

0,0048

0,1150

SUBESTAC.

3.021.181

584.376

3.605.557 1.660.086.488

97.710.212

0,0022

0,1172

7.158.469

19.935.020 1.562.376.276 1.562.376.276

0,0128

0,1300

9.311.104

30.584.962

DIST. SECUND.

12.776.551

COMERCIALIZAC.

TOTAL

938.470

160.950.752

4.535.401

45.873.394

20.335.388

36.189.605 21.111.408 268.660.560 1.867.279.226 1.867.279.226

0,1439

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3.4.- Costos Totales En la Tabla Nº 12 del Anexo (página 29) se resumen los costos fijos y variables, cuya adición da como resultado el costo total.

4.- CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO La proyección del mercado consumidor (cantidad de usuarios, energía consumida y potencia necesaria) se basa en: a) Estructura actual del mercado b) Antecedentes históricos c) Comportamiento de usuarios más importantes En el apartado 1.2 se asignaron los distintos sectores de consumo a cada uno de los escalones del proceso productivo, definidos en función de la tensión y capacidad de suministro. En la Tabla Nº 13 (pág. 12) se muestra la caracterización del mercado consumidor proyectado para el próximo periodo anual, del cual surgen la cantidad de suministros como la energía y la potencia que demandará el mercado. Esto, permitirá establecer los costos emergentes de la atención de ese mercado y por otra parte, programar las inversiones necesarias. Los valores correspondientes a cantidad de suministros y energía a vender por escalón del proceso se determinaron a partir de datos actuales proyectados para el periodo. Por otro lado, para determinar la potencia demandada por cada categoría de usuario se recurrió a estimarla en función de la energía a vender, teniendo presente el factor de carga medio estimado por categoría de consumidores, por las siguientes razones: Grandes Usuarios: (ubicados en los escalones de subtransmisión, distribución primaria y subestaciones) se determinó la potencia en punta (18 a 23 hs.) en función del factor de carga estimado de cada categoría y de la energía asignada a ese escalón. Por otro lado, para estimar la potencia fuera de punta de la categoría se afectó el valor de la potencia en punta por la relación entre Punta y Fuera de Punta del sistema. Resto de los usuarios: debido que todos los clientes ubicados en el escalón de distribución secundaria no poseen medición de potencia, se deberán estimar las potencias en punta y fuera de punta a partir de la energía consumida y del factor de carga correspondiente a cada estrato.

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Tabla N潞 13: Caracterizaci贸n del mercado consumidor. Fuente: Elaboraci贸n Propia. DEMANDA DE POTENCIA (CON PERDIDAS) PARA DET. COSTOS MEDIOS

ENERGIA EST.

ESCALAS

CATEGOR.

NUMEROS

A VENDER EN

SOPORTADO

CARACTERIST .

DE

EL ESCALON

POR EL

TECNICAS

USUARIOS

DE SUMINISTRO S

TOTAL(KWH)

ESCALON

PRODUCCION

TRANSPORTE

ALTA TENS.

POTENCIA EN KW CON PERDIDAS MEDIA FACTOR MENSUAL DE CARGA

DEL ESCALON

ACUMULADA

PUNTA

FUERA DE

(18 a 24 hs)

PUNTA

FUERA DE PUNTA

PUNTA

1.867.279.226

480.474

510.216

1.867.279.226

480.474

510.216

480.474

510.216

132 KV MEDIA TENS. SUBTRANSMISION 33 KV

Electrific.Rural

37

49.304.212

1.867.279.226

5.628 0,45

10.047

121

157.888.526

1.817.975.014

18.024 0,40

39.748 36.412

470.426

499.248

397

97.710.212

1.660.086.488

11.154 0,40

30.844 28.255

430.678

462.836

399.834

434.580

10.968

Distribuidores

DIST.PRIMARIA

SUBESTACIONES

DIST.SECUNDARI A

TOTAL

MEDIA TENS.

Medianos

13,2 Y 33 KV

Consumos

>50 KW

T 50 - T 60

BAJA TENS.

Medianos

220 Y 380 V.

Consumos

>50 <300 KW BAJA TENSION

T 05 Residencial

309.653

1.125.159.074

128.443 0,35

293.130

319.986

220 Y 380 V.

Comercial

27.631

240.745.318

27.482 0,40

54.880

59.908

Industrial Oficiales y Entes

3.132

39.512.787

4.511 0,30

12.010

13.110

7.317

70.479.028

8.046 0,35

18.361

20.044

Serv. Sanit.

280

6.206.596

709 0,65

871

950

Alum. Publ.

2.211

80.273.473

20.583 1,00

20.583

20.583

350.779

1.867.279.226

224.579 0,47

480.474

510.216

1.562.376.276

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5.- INGRESOS EXTRA TARIFARIOS Estos se componen por los siguientes conceptos: Cargo Tarifario Específico: creado según el Decreto Provincial 2634/09, el cual es abonado por todos los usuarios del servicio de energía eléctrica con excepción de los usuarios residenciales comprendidos en la tarifa social, como así también de los suministros correspondientes a los Gobiernos Provinciales y Municipales y la Empresa S.A.M.E.E.P. Este fondo es administrado por la Fiduciaria del Norte S.A., con el objeto del desarrollo de obras de infraestructura. El cual asciende a un monto anual estimado de $88.960.024. Fondo Compensador Tarifario (FCT): es el fondo subsidiario para compensaciones regionales de tarifas a usuarios finales, establecido en la Ley Nacional 24065. Con un monto anual estimado de $12.000.000.

6.- ASIGNACIÓN DE LOS COSTOS A LOS PARÁMETROS TARIFARIOS Volviendo al esquema presentado se puede apreciar que, una vez determinados los costos, (Fijos y

Variables) como lo indican las Tablas N° 1 y 8, corresponde asignarlos adecuadamente de acuerdo a las características del mercado, el cual ya ha sido proyectado teniendo presente las tasas de crecimiento de los últimos años y las expectativas de incorporación de nuevos usuarios (ver Tabla Nº 13).

6.1.- Costos Fijos 6.1.1.- Asignación a usuarios sin medición de potencia Los Costos Fijos se resumen en la Tabla Nº 1 individualmente y totalizados por etapas del proceso productivo. En función de ello y de la potencia comprometida en el escalón, se obtiene el costo fijo medio por KW anual y mensual para cada nivel y su valor acumulativo. Para los usuarios sin medición de potencia (residenciales, oficiales, comerciales, pequeños industriales, etc.) incluidos en el escalón de Distribución Secundaria, se prorratea el costo de la

potencia en la categoría en función de la energía. La asignación propiamente dicha se puede ver en la Tabla Nº 14 del Anexo, donde la segunda columna toma los valores de costo por potencia para cada tipo de usuario de la Tabla Nº 1 (columna 11, costo acumulado por KW-mes de cada escalón del proceso productivo). En la columna 8 de la Tabla Nº 14 se indican los costos por demanda de potencia totales por categoría de usuarios, los cuales serán asignados como energía tal como se establece en la Tabla Nº 15 columna 3 del Anexo. De igual manera, en columna 9 se determinan los costos de energía propiamente dicha, en la 10 los variables de comercialización y en la 11 el total de los mismos.

13


METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS

S.E.CH.E.E.P.

Lo adecuado para asignar los costos de potencia a estos tipos de usuarios seria realizar una campaña de medición a determinada cantidad de estos, también podrían subdividirse cada categoría por estratos de consumos representativos. Estos usuarios serían elegidos al azar, colocándose a cada uno de ellos un medidor de triple tarifa que registre sus demandas horarias por lo menos un mes en cada estación del año, contemplando la influencia de factores externos como los picos temperatura.

6.1.2.- Asignación a usuarios con medición de potencia En los usuarios con medición de potencia para asignar los costos fijos a la Potencia de Punta y Fuera de Punta, es necesario conocer las curvas de cargas de las distintas categorías de usuarios, para poder determinar la curva típica total, es decir la del sistema. Si se cargaran todos los costos fijos a la potencia de punta, estos serian muy elevados, entonces se prefiere asignar parte de ellos a la demanda fuera de la punta. Adoptando esta decisión, el problema consiste en encontrar un coeficiente de prorrateo del costo entre ambos horarios. Para la determinación de dicho coeficiente se tomó la relación entre la demanda fuera de punta y la de punta obtenida en la Tabla Nº 13 (caracterización del mercado), a partir del valor de energía proyectado para el corriente año para cada categoría de usuario. Teniendo esto último y la misma relación del total del sistema (Tabla Nº 13, caracterización del mercado), permite encontrar la relación de precios de la potencia, con lo que se podrá calcular los precios en la punta y fuera de la punta de cada categoría con medición de potencia de acuerdo a la siguiente expresión:

Potencia en punta x Precio en Punta + Pot. Fuera Punta x Precio Fuera de Punta = Total de Costos Fijos de la Categoría. En la Tabla Nº 16 del Anexo están determinadas las potencias en punta y fuera de punta para los Grandes Usuarios en los escalones de Subtransmisión, Distribución Primaria y Subestaciones Transformadoras.

6.2.- Costos Variables 6.2.1.- Asignación a usuarios sin medición de potencia Los Costos Variables se resumen en la Tabla Nº 8 individualmente y totalizados por etapas del proceso productivo. En función de ello y de la energía operada en el escalón, se obtiene el costo variable medio mensual ($/kwh) para cada nivel y su valor acumulativo. Para los usuarios sin medición de potencia el valor de la energía es el de la última columna de la Tabla Nº 8 (ver Tabla Nº 14 columna 3 del Anexo). A este valor se debe adicionar el obtenido como consecuencia del prorrateo del costo fijo medio atribuible a la potencia, más los costos variables de comercialización que veremos más adelante (ver Tabla Nº 15 columna 11 del Anexo). Debido a la existencia de ingresos extra tarifarios (ver apartado 5), en el cálculo del costo de la energía para 14


METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS

S.E.CH.E.E.P.

estos usuarios se deberá ser descontar una proporción de dichos ingresos en función de la energía asignada a cada categoría de estos usuarios. De esta manera, la Tabla Nº 15 se corrige debido a la existencia de los mencionados ingresos extra tarifarios, obteniéndose la Tabla Nº 17. La energía propiamente dicha, adquirida a CAMMESA tenía precios distintos según sea que sector la consume, todo esto hasta antes de la Resolución S.E. 2016/12, a partir de esta, se estableció un precio monómico para energía y potencia. Anteriormente los precios se discriminaban de la siguiente manera:

Residenciales menores de 10 Kw

Alumbrado Público

Otros menores de 10 kw (Oficiales, Comerciales, Industriales, etc.)

Demandas entre 10 kw y 300 kw

Demandas más de 300 kw

Como conclusión podemos decir que el precio de la energía para los usuarios sin medición de

potencia, se compone de tres conceptos: de los costos de potencia transformados en energía, de los costos variables de comercialización y de la energía propiamente dicha. 6.2.2.- Asignación a usuarios con medición de potencia En los usuarios con medición de potencia el valor de la energía es el de la última columna de la Tabla Nº 8 según el escalón correspondiente en que se encuentra ubicado el Gran Usuario (ver Tabla Nº 14 columna 3 del Anexo). A esto se le deben adicionar los costos totales de comercialización divididos por la energía operada en los escalones de Subtransmisión, Distribución primaria y Subestaciones, lo cual se muestra en la Tabla Nº 18 del Anexo.

6.3.- Costos de Comercialización Los Costos de Comercialización se resumen en la Tabla Nº 12 del Anexo (costos totales), divididos en Fijos y Variables. Para la asignación de los mismos en los usuarios sin medición de potencia, se apropian los costos fijos de comercialización para la determinación del cargo fijo (ver Tabla Nº 19 columna 11) y los variables para el cálculo del costo de la energía (ver Tabla Nº 14 columnas 3 y 9 y Tabla Nº 15 columna 6), tomando en cuenta el costo de la atención que requiere cada tipo de cliente, en relación al Residencial que se utiliza como modulo. Como S.E.CH.E.E.P. tiene una combinación de usuarios, lo que se establece es a cuantos usuarios residenciales equivale esa combinación, es decir, la equivalencia como si todos los usuarios fueran residenciales. En la Tabla Nº 19 columna 3 se indica la ponderación respecto al usuario Residencial. 15


METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS

S.E.CH.E.E.P.

En los usuarios con medición de potencia, a quien se le cobra un cargo por potencia, no se le aplica cargo fijo por comercialización. Por este motivo, el costo total de comercialización se lo distribuye en función de la energía de cada escalón, obteniéndose el costo medio por comercialización que se adiciona al costo variable por energía propiamente dicha, obteniéndose el valor del costo variable total. En la Tabla Nº 18 del Anexo columna 4 se determinan los valores expresados precedentemente.

7.- TARIFA TEÓRICA Según el análisis efectuado precedentemente, podemos apreciar que una vez realizada la asignación de los costos tal como se explicó y adoptada una política comercial, resulta posible estructurar el Cuadro Tarifario que se denominara Tarifa Teórica. Esta Tarifa Teórica se verá influenciada por los ingresos extra tarifarios produciendo una disminución en los costos determinados precedentemente, como se indica en la Tabla Nº 17. Esta disminución en el precio medio de cada categoría se determinó distribuyendo estos ingresos extra en función de la energía estimada anual de todas las categorías, a excepción de los Grandes Usuarios. Esto, se debe a que dichos usuarios reciben beneficios en la tarifa eléctrica a través de las promociones que otorga el Gobierno Provincial, sin aportar el fondo respectivo para atender este requerimiento.

8.- TARIFA A APLICAR Debido a que las Empresas Eléctricas se encuentran inmersas dentro del contexto general de la economía y por lo tanto en la práctica resulta difícil eludir la influencia de factores socio-políticos vigentes en cada oportunidad en que las mismas definen sus tarifas. La incidencia de tales factores se manifiesta de manera más marcada cuando la propiedad del capital corresponde al Estado. Por tal motivo, los cuadros tarifarios calculados en base a criterios técnico-económicos, suelen sufrir distorsiones que además de modificar los niveles adecuados de precios, producen deformaciones en la estructura provocando subvenciones de algunos sectores de consumidores con respecto de otros y a veces dentro de un mismo sector de usuarios, tendiendo a una redistribución de ingresos no aconsejable y poco efectiva y que en la práctica suele ocurrir con frecuencia.

9.- ANÁLISIS ECONÓMICO En las tablas siguientes se resume el análisis económico efectuado a partir de la comparación de los ingresos y egresos anuales. De ello, se calculan parámetros como el Déficit Económico, Cubrimiento de Costos y Déficit de Caja. Finalmente, se determina el incremento necesario de los ingresos tarifarios, lo que da lugar al total de nuevos ingresos requeridos. 16


METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS

S.E.CH.E.E.P.

EGRESOS ANUALES CONCEPTOS IMPORTES NETOS PORCENTAJES REMUNERACIONES 297.478.655 39,3% ENERGIA POT.Y TRANS. 168.178.270 22,2% EXPAN. Y RENOV. 143.468.261 18,9% MANTENIMIENTO 56.152.624 7,4% OTROS GAST.FIJOS Y VAR. 45.873.394 6,1% IMPUESTOS Y CANON 41.409.365 5,5% GENERACIÓN 4.535.401 0,6% TOTAL

757.095.971

COSTOS OPERATIVOS

613.627.710

81,1%

INGRESOS ANUALES TARIFARIOS Y OTROS CONCEPTOS IMPORTES NETOS PORCENTAJES RECURSOS TARIFARIOS 479.603.893 82,6% CARGO ESPECÍFICO 88.960.024 15,3% FONDO COMP. TARIF. 12.000.000 2,1% TOTAL

580.563.918

ANÁLISIS DEFECTO TARIFARIO IMPORTE PORCENTAJE DÉFICIT ECONÓMICO 176.532.053 30,4% CUBRIMIENTO COSTOS 580.563.918 76,7% DÉFICIT DE CAJA 5,7%

é

ó

=

− 1 ∗ 100 =

é

∗ 100 !"

=

#

− 1 ∗ 100

NUEVOS INGRESOS ANUALES TARIFARIOS Y OTROS CONCEPTOS IMPORTES NETOS PORCENTAJES INCREMENTO ING TARIFARIO 176.532.053 36,81% NUEVO ING TOTAL TARIF. 656.135.947 NUEVOS INGR TOTALES 757.095.971

%= &

#

.

.= &

#

.

.+

%

é

ó " í

+*

∗ 100 ".

.

17


METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS

S.E.CH.E.E.P.

800.000.000 GENERACIÓN IMPUESTOS Y CANON 700.000.000

MANTENIMIE NTO OTROS GAST.FIJOS Y VAR.

DÉFICIT ECONÓMI CO 30,4%

IMPORTES NETOS

600.000.000 EXPAN. Y RENOV. 500.000.000

400.000.000

CARGO ESPECÍFIC O

FONDO COMP. TARIF.

ENERGIA POT.Y TRANS.

300.000.000

RECURS OS TARIFARI OS

200.000.000 REMUNERACI ONES 100.000.000

0 EGRESOS ANUALES

INGRESOS ANUALES

18


METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS

S.E.CH.E.E.P.

ANEXO

19


Figura 2: Curva de carga Electrificación Rural y Distribuidores

Subtransmisión: Electrificación Rural y Distribuidores 18 16

POTENCIA (MW)

14 12 10 8 6 4 2 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

22

23

24

HORA DEL DÍA

Fuente: Elaboración propia – Sec. Movimiento de Energía

Figura 3: Curva de carga Medianos Consumos MT

Distribución Primaria: Medianos Consumos MT 50 45 40 POTENCIA (MW)

35 30 25 20 15 10 5 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

HORA DEL DÍA

Fuente: Elaboración propia – Sec. Movimiento de Energía

20


Figura 4: Curva de carga Medianos Consumos BT

Subestaciones: Medianos Consumos BT 30

POTENCIA (MW)

25 20 15 10 5 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

20

21

22

23

24

HORA DEL DÍA

Fuente: Elaboración propia – Sec. Movimiento de Energía

Figura 5: Curva de carga Residenciales

Distribución Secundaria: Residenciales 350 300

POTENCIA (MW)

250 200 150 100 50 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

HORA DEL DÍA

Fuente: Elaboración propia – Sec. Movimiento de Energía

21


Figura 6: Curva de carga Comercio y Peq. Industria

Distribución Secundaria: Comercio y Peq. Industria 80 70

POTENCIA (MW)

60 50 40 30 20 10 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

20

21

22

23

24

22

23

24

HORA DEL DÍA

Fuente: Elaboración propia –Sec. Movimiento de Energía Figura 7: Curva de carga Gobierno

Distribución Secundaria: Gobierno 25,00

POTENCIA (MW)

20,00

15,00

10,00

5,00

0,00 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

HORA DEL DÍA

Fuente: Elaboración propia – Sec. Movimiento de Energía Figura 8: Curva de carga Alumbrado Público

Distribución Secundaria: Alumbrado Público 25

POTENCIA (MW)

20 15 10 5 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

HORA DEL DÍA

Fuente: Elaboración propia – Sec. Movimiento de Energía 22


Tabla Nº 2: Sueldos Brutos y Aportes Patronales estimados año 2013. Fuente: Elaboración Propia – Sec. Remuneraciones. Hab.Remun. $ 15.258.874 14.418.655 13.455.997 15.112.062 15.044.839 15.253.488 15.509.034 16.195.175 16.375.180 16.890.275 17.971.926 18.833.392 190.318.896

Hab.no Remun. Total s/indem. B.A.E/B.C.L.(1) $ $ 481.897 2.488.354 512.281 1.319.245 525.171 2.479.472 996.896 2.841.875 892.742 3.029.894 1.104.796 0 834.225 3.824.561 589.050 3.627.056 4.922.105 3.513.296 588.395 4.031.205 578.774 3.981.920 458.262 0 12.484.595

31.136.880

0 0 0 0 0 7.948.051 0 0 0 0 0 8.247.904

Contribuciones $ 3.450.374 3.277.488 3.120.492 3.440.987 3.706.757 4.663.956 3.818.727 3.928.278 3.950.399 4.145.472 4.423.139 5.416.259

Total Mensual $ 21.679.499 19.527.669 19.581.132 22.391.819 22.674.232 28.970.291 23.986.548 24.339.560 28.760.980 25.655.347 26.955.760 32.955.818

16.195.955

47.342.329

297.478.655

SAC $

(1) Incluye BAE/BCL del personal retirado Tabla Nº 3: Valor a nuevo de reemplazo sistema eléctrico, vehículos y grupos elect. Junio 2013 Escalones

Renovacion

Total Expan + Expansión y

Proceso Productivo

Importe Vida Util Importe Anual Mantenimiento Expansión Mant.+Renov. Renovación $ años $ $ $ $ $ Generación 10 701.834 87.500 0 789.334 701.834 1.750.000 Transporte y ET 45 14.316.517 9.426.161 12.568.215 36.310.893 26.884.732 628.410.735 Subtrasmisión 45 20.896.369 13.873.126 18.490.081 53.259.576 39.386.450 924.504.053 Dist.Primaria 35 12.712.324 5.750.405 7.667.207 26.129.936 20.379.531 383.360.335 Subestaciones 25 8.408.317 3.021.181 4.028.242 15.457.740 12.436.559 201.412.076 Dist. Secundaria 35 24.835.311 12.776.551 11.864.582 49.476.444 36.699.893 593.229.123 Comercialización 62.564.686 10 5.727.968 938.470 1.251.294 7.917.732 6.979.262 Total 2.795.231.007 87.598.641 45.873.394 55.869.620 189.341.656 143.468.261 Alumbrado Público ( DS ) 86.180.314 12 7.181.693 5.170.819 1.723.606 14.076.118 8.905.299

Fuente: Elaboración Propia – Sector Estudios de Ingeniería y Operaciones. Tabla Nº 4: Valor a nuevo de reemplazo de vehículos asignados a etapas del proceso. GENERACION TRANSPORTE SUBTRANSMISION DIST.PRIMARIA SUBESTACIONES DISTR. SECUND. COMERCIALIZACION TOTAL

CANTIDAD 19,9 19,9 19,9 99,3 19,9 178,7 39,7

IMPORTE VIDA UTIL 3.518.344 10 3.518.344 10 3.518.344 10 17.591.718 10 3.518.344 10 31.665.092 10 7.036.687 10

397 70.366.870 Fuente: Elaboración Propia – Sector Operaciones

REP. ANUAL 351.834 351.834 351.834 1.759.172 351.834 3.166.509 703.669 7.036.687

23


Tabla Nº 5: Compra anual de Transporte a CAMMESA.

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre TOTAL

Conex At [$] 387.279 387.982 429.770 415.783 429.546 415.192 429.329 427.750 415.603 429.227 415.696 429.552 5.012.709

Comp. At [$] 52.707 60.599 58.369 60.380 52.610 42.800 35.107 32.350 19.867 33.051 54.578 54.578 556.996

Conex DT [$] 104.186 93.749 106.356 102.800 106.470 102.979 106.441 106.496 103.005 106.434 103.510 106.960 1.249.386

Comp. DT [$] -

Canon+Ampl. [$] 13.515 12.712 13.848 59.518 61.212 61.474 62.614 62.705 63.142 64.374 14.200 14.200 503.514

TOTAL 557.687 555.042 608.343 638.481 649.838 622.445 633.491 629.301 601.617 633.086 587.984 605.291 7.322.606

Fuente: Elaboración Propia – Sector MEM Tabla Nº 6: Decreto Provincial 203/99 Descripción Líneas de 132 kv. Líneas de 33 kv Líneas de 7,6 y 13,2 kv Líneas de B.T. Sub. Transformadoras Estaciones Tranf.

Cantidad Precio Unitario Total Importe Participación Total Imp. Mensual 447 150 67050,00 0,154 67.033,60 1399,935 80 111994,80 0,257 111.967,41 1969,109 40 78764,36 0,181 78.745,10 4005,908 30 120177,24 0,276 120.147,85 2158 25 53950,00 0,124 53.936,81 70 45 3150,00 0,007 3.149,23 1,000 435086,40 434.980,00 Total Anual 5.219.760,00 Continuación Tabla Nº 6: Decreto Provincial 203/99

FNEE+FONINVEMEM INGR.BRUTOS (DGR) GANANCIAS y/o G.M.PRES TASAS Y SERVICIOS MUNC TSA ENRE

15.087.316 17.124.345 3.211.043

ENERO FEBRERO MARZO 766.901 ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE TOTAL Fuente: Elaboración Propia – Sector Comercial

FNEE FONINVEMEM AÑO 2013 AÑO 2013 1.280.566 263.426 1.117.623 249.410 963.412 228.377 895.540 229.920 882.252 235.511 860.568 227.187 923.346 217.013 913.578 223.944 891.477 220.239 997.315 241.020 1.126.189 287.305 1.306.177 305.922 12.158.042

2.929.274

24


Tabla Nº 7: Otros gastos fijos. Fuente: Elaboración Propia – Sec. Imputación Contable Ecom-Distr. Fact. Avisos de corte

Honorar. Dem. Jud.

Alquileres

Siniestros

Serv. transp. Person as

Seguros de Aut.y lineas

Papeles y

Generales

Utiles

Bolsin Franque o

Vigilancia

Limp. Y Conserv. Edificios

Refrigerio Ropa Trab.

GuarderiaIndem. Comp. Gas y Luz Jub.

Honorario Capacita s Serv. cion Terceros - y Mat.de Pasantías Segur.

Total G. Fijos

PRODUCCION

393.280

6.765

233.029

586.988

523.979

63.901

1.807.943

TRANSPORTE

248.625

13.531

147.317

586.988

331.251

40.397

1.368.110

SUBTRANSMIS ION

158.216

13.531

93.747

210.796

25.707

501.998

DIST. PRIMARIA

519.852

169.135

308.027

692.616

84.467

1.774.098

81.368

33.827

48.213

586.988

108.410

13.221

872.027

1.853.387

372.096

1.098.183

586.988

433.445

2.469.328

301.144

7.114.571

586.988 1.733.780

1.686.370

205.660

16.449 21.602.469

626.304 2.678.495 2.934.942 2.167.224

6.022.751

734.499

16.449 35.041.216

SUBESTAC.

DIST. SECUND.

COMERCIALIZ.

3.129.438

1.419.408

6.556.892

61.200

1.265.727

67.654 3.496.620

TOTAL

3.129.438

1.419.408

6.556.892

61.200

4.520.455

676.538 3.496.620

626.304

749.979

25


Tabla Nº 8: Compra de energía y potencia a CAMMESA. Fuente: Elaboración Propia – Sec. MEM PICO

VALLE

RESTO

TOTAL

PICO

VALLE

RESTO

TOTAL

[Mh]

[Mh]

[Mh]

[Mh]

[$]

[$]

[$]

[$]

Energia Adic. Gast. Desp. Sobrec.Comb. Foninvemem Total Energía [$]

[$]

[$]

[$]

T1 R1

225.457

200.680

445.029

871.166

15.400.972

13.708.441

30.399.955

59.509.367

-

55.828

-

-

59.565.195

T1 R2

53.059

49.136

108.239

210.434

3.624.465

3.356.449

7.393.804

14.374.718

-

13.080

-

-

14.387.798

T1 R3

56.969

53.372

117.618

227.959

3.891.526

3.645.873

8.034.462

15.571.861

-

14.016

-

-

15.585.877

T1 R4

11.651

10.864

24.041

46.556

795.857

742.130

1.642.265

3.180.252

-

2.844

-

A° P°

33.810

54.131

15.310

103.251

2.309.593

3.697.662

1.045.818

7.053.073

-

6.731

-

371.703

7.431.508

TOTALES T1 G1

66.325

60.120

132.517

258.962

4.530.673

4.106.796

9.052.218

17.689.687

-

16.428

-

932.263

18.638.378

T1 G2

28.026

25.221

56.730

109.977

1.914.483

1.722.845

3.875.201

7.512.530

-

6.971

-

395.917

7.915.418

T2

54.913

52.027

120.090

227.030

3.751.092

3.553.974

8.203.375

15.508.441

-

14.320

-

817.309

16.340.070

-

3.183.096

T3

32.883

35.931

99.097

167.911

2.246.262

2.454.427

6.769.301

11.469.991

-

11.131

-

604.479

12.085.601

Total

563.094

541.481

1.118.671

2.223.246

36.766.968

35.029.349

72.473.231

151.869.921

-

141.348

-

3.121.672

155.132.940

Continuación Tabla Nº 9: Compra de energía y potencia a EDESA.

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total

Energía Kwh 1.430.400 974.400 936.000 844.800 811.200 782.400 820.800 782.400 796.800 945.600 970.000 1.195.700 11.290.500

EDESA Importe $ 699.835 442.254 433.217 498.193 424.190 413.483 432.584 418.777 421.919 488.829 512.626 631.904 5.817.811

Fuente: Elaboración Propia.

$/kwh 0,48926 0,45387 0,46284 0,58972 0,52292 0,52848 0,52703 0,53525 0,52952 0,51695 0,52848 0,52848

Tabla Nº 10: Generación Aislada ENERSA y propia. NUEVA POMPEYA Energía Importe Kwh $

$/kwh

COMANDANCIA FRIAS Energía Importe Kwh $

$/kwh

1.295.424 1.111.483 1.098.427 977.664 922.483 825.514 854.285 894.139 964.757

303.144 299.741 245.319 237.405 222.280 203.549 222.623 203.435 238.846

0,23401 0,26968 0,22334 0,24283 0,24096 0,24657 0,26060 0,22752 0,24757

88.167 71.734 74.580 62.595 60.795 58.480 65.878 70.017 69.632

140.112 144.279 150.331 111.825 101.583 104.110 112.912 118.490 119.925

1,58917 2,01131 2,01570 1,78648 1,67091 1,78027 1,71396 1,69230 1,72227

1.102.416 1.223.750 1.323.307

242.974 269.716 291.659

0,22040 0,22040 0,22040

73.697 79.739 92.575

130.379 148.434 172.329

1,76912 1,86150 1,86150

12.593.649

2.980.692

867.889

1.554.709

1,79137

Fuente: Elaboración Propia – Sect. Operaciones.

26


Tabla Nº 11: Otro costos variables. Fuente: Elaboración Propia – Sec. Imputación Contable Gastos

Gastos de Viáticos del

Bancarios Teléfonos

Total Otros

Vehículos

Gastos Var.

260.624

106.091

366.715

TRANSPORTE

164.762

212.181

376.944

SUBTRANSMISION

104.849

212.181

317.030

DIST. PRIMARIA

344.503

2.652.268

2.996.771

53.922

530.454

584.376

PRODUCCION

SUBESTAC. DIST. SECUND.

Personal

Gastos de

95.252

1.228.228

5.834.990

7.158.469

COMERCIALIZ.

7.030.401

381.006

838.790

1.060.907

9.311.104

TOTAL

7.030.401

476.258

2.995.678 10.609.072 21.111.408

Tabla Nº 12: Costos totales. Fuente: Elaboración Propia. VENTAS ESCALONES

POR EL ESCALON

COSTOS TOTALES ENERGIA

FIJOS

VARIABLES

TOTALES

(KWH) 3

$ 4

$ 5

$ 6

P. PUNTA 1 PRODUCCION TRANSPORTE SUBTRANSMISION DIST. PRIMARIA SUBESTAC. DIST. SECUND.

(KW) 2

480.474 480.474 480.474 470.426 430.678 399.834

COMERCIALIZAC. TOTAL

480.474

1.867.279.226 23.718.793 1.867.279.226 45.418.571 1.867.279.226 51.681.600 1.817.975.014 42.434.682 1.660.086.488 31.209.589 1.562.376.276 167.222.488 126.749.687 1.867.279.226

488.435.411

181.794.584 205.513.377 9.803.105 55.221.676 14.190.156 65.871.756 8.747.176 51.181.858 3.605.557 34.815.146 19.935.020 187.157.508 30.584.962 157.334.650 268.660.560

757.095.971

27


Tabla Nº 14: Asignación de costos por categoría de usuarios. Fuente: Elaboración Propia. CATEGORIAS

COSTOS (CARGOS TARIFARIOS TEORICOS) DE COMERCIAL. TOTALES 1

$/usu-mes

MERCADO PROYECTADO

COSTOS TOTALES RESULTANTES($)

COSTO MED.

POTENCIA

DE ENERGIA

SUMINISTROS

DEMANDA

ENERGIA

POR

POR DEMAN.

POR

TOTAL

CAT. RESUL.

DE PUNTA 2

3

4

EN PUNTA(kw) 5

(KWH) 6

COMERCIAL. 7

POTENCIA 8

ENERGIA 9

10

($/KWH) 11

$/kw

$/kwh

7=(1 x 4 x 12)

8=(2 x 5 x 12)

9= (3 x 6)

10=(7+8+9)

11=(10/6)

usu.

RESIDENCIAL

33,3

69,36

0,1300

309.653

293.130

1.125.159.074

123.611.870

243.989.110

146.214.590

513.815.570

0,4567

COMERCIAL

66,5

69,36

0,1300

27.631

54.880

240.745.318

22.060.303

45.679.613

31.284.890

99.024.807

0,4113

PEQ. INDUST.

66,5

69,36

0,1300

3.132

12.010

39.512.787

2.500.556

9.996.339

5.134.693

17.631.588

0,4462

MED. CONS.SET

266,1

34,51

0,1172

397

30.844

97.710.212

1.267.843

12.773.385

11.450.731

25.491.958

0,2609

MED. CONS.DP

499,0

28,47

0,1150

121

39.748

157.888.526

724.539

13.580.383

18.160.151

32.465.073

0,2056

MED. CONS.AL

499,0

20,95

0,1102

37

10.047

49.304.212

221.553

2.526.518

5.433.685

8.181.757

0,1659

66,5

69,36

0,1300

7.317

18.361

70.479.028

5.841.817

15.283.275

9.158.760

30.283.852

0,4297

ALUM. PUBL.

33,3

69,36

0,1300

2.211

20.583

80.273.473

882.620

17.132.390

10.431.550

28.446.560

0,3544

SERV. SANIT.

66,5

69,36

0,1300

280

871

6.206.596

223.549

724.711

806.548

1.754.808

0,2827

350.779

480.474

1.867.279.226

157.334.650

361.685.724

238.075.598

757.095.971

0,4055

OFICIALES

TOTALES

Tabla Nº 15: Asignación como energía de los costos por potencia a usuarios sin medición de potencia. Fuente: Elaboración Propia. COSTOS FIJOS POR DEMANDA DE POTENCIA

CATEGORIAS

RESIDENCIAL COMERCIAL PEQ. INDUST.

TOTAL COSTOS POTENCIA

$ 1 1 243.989.110 45.679.613 9.996.339

TOTAL ENERGIA

KWH 2 2 1.125.159.074 240.745.318 39.512.787

COSTO MEDIO POTENCIA

$/KWH) 3 1/2 0,2168 0,1897 0,2530

TOTAL COSTO

COSTO

TOTAL COSTO

COSTO

COSTO MEDIO

COSTO

COSTO MEDIO

VARIABLE

VARIABLE

VARIABLE

VARIABLE MEDIO

POR POTENCIA

MEDIO

VARIABLE

MEDIO

COMERCIALIZ.

COMERCIALIZ.

ENERGIA

$ 4 146.214.590 31.284.890 5.134.693

$/KWH) 5 4/2 0,1300 0,1300 0,1300

MED. CONS.SET

-

MED. CONS.DP

-

MED. CONS.AL AUTORIDADES ALUM. PUBLICO SERV. SANITARIO

COSTO

ENERGIA

COMERCIALIZ.

MEDIO TOTAL ENERGIA

$ 5 6 18.429.460 3.943.270 647.197

$/KWH) 6 7 0,0164 0,0164 0,0164

$/KWH) 7

$/KWH)

($/KWH)

$/KWH)

0,2168 0,1897 0,2530

0,1300 0,1300 0,1300

0,0164 0,0164 0,0164

0,3468 0,3197 0,3829

1.154.406 1.314.833 101.660

0,0164 0,0164 0,0164

0,2168 0,2134 0,1168

0,1300 0,1300 0,1300

0,0164 0,0164 0,0164

0,3468 0,3434 0,2467

15.283.275 17.132.390 724.711

70.479.028 80.273.473 6.206.596

0,2168 0,2134 0,1168

9.158.760 10.431.550 806.548

0,1300 0,1300 0,1300

28


Tabla Nº 16: Costo potencia en punta y fuera de punta usuarios con medición de potencia. Fuente: Elaboración Propia. PRECIO DE LA POTENCIA Y ENERGIA PARA GRANDES USUARIOS MEDIANOS CONSUMOS ( BT ) SALIDA DE SET < 300 kw. Potencia en Punta Potencia fuera de Punta Costo anual por Kw de la Categoria Costo mensual por Kw de la Categoria Costo mensual acumul.hasta salida de SET

Kw Kw $/KW-año $/KW-mes $/KW-mes

HOJA 1

30.844 28.255 72,47 6,04 34,51

Pot.Pta x Precio Pta + Pot.Fra Pta x Precio Fra Pta =TCC ($) Tomando la relación entre la media de las potencias en punta mensuales y las potencias medias mensuales fuera de punta Potencia media fuera de punta del sistema = Pfps 510.216 Kw Potencia media de punta del sistema = Pps 480.474 Kw mc = medianos consumos B.T. Salida de S.E.T. Pfp(mc) / Pp(mc) = 0,916 Pfpmc = Potencia fuera de punta media de la categoría Ppmc = Potencia de punta media de la categoría La relación de la demanda total del sistema entre la punta y fuera de punta, se tomará como equivalente a la relación de precios de la potencia entre la punta y fuera de punta.Pfps = Potencia fuera de punta del sistema Pps = Potencia de punta del sistema Pfps / Pps =

1,0619 Pp x Prp +

T.C.Categoria =

0,916

Prfp= x Pp x

1,0619 Prp

=

T.C.C.

34,51 $/kw.

Pot. en punta

17,49 $/kw - mes

Pot.fuera de punta ENERGIA

18,58 $/kw - mes

PARTICIPACION % Part. Pico (Pp) Part. Valle (Pv) Part. Resto (Pr)

1,0619 x Prp

36,07

PRECIOS MEDIOS DE RELACION DE COMPRA PRECIOS 0,242 Precio Pico = 0,0683 Pico/Pico 0,229 Precio Valle = 0,0683 Valle/Pico 0,529 Precio Resto = 0,0683 Resto/Pico

1,00 1,00 1,00

Pp x Prp + Pv x 0,85 x Prp+Pr x 0,89 x Prp =Precio medio de energia del escalon

Precio en Pico = Precio en Valle = Precio en Resto =

TOTAL 0,1462 $/kwh 0,1462 $/kwh 0,1462 $/kwh

MEZCLA 0,1462

MEDIANOS CONSUMOS ( BT ) SALIDA DE SET > 300 kw. Pot. en punta Pot.fuera de punta Precio en Pico = Precio en Valle = Precio en Resto =

17,49 18,58 TOTAL 0,1462 0,1462 0,1462

$/kw - mes $/kw - mes

36,07 MEZCLA

$/kwh $/kwh $/kwh

0,1462

29


Cont. Tabla Nº 16: Costo potencia en punta y fuera de punta usuarios con medición de potencia. Fuente: Elaboración Propia. MEDIANOS CONSUMOS ( MT ) DISTRIBUCION PRIMARIA 13,2 KW > 300 kw POTENCIA Potencia en Punta Kw 39.748 Potencia fuera de Punta Kw 36.412 Costo anual por Kw de la Categoria $/KW-año 90,20 Costo mensual por Kw de la Categoria $/KW-mes 7,52 Costo mensual acumul.hasta distr. Primaria $/KW-mes 28,47

HOJA 2

Pot.Pta x Precio Pta + Pot.fra Pta x Precio fra Pta =TCC ($) La relación de la demanda total del sistema entre la punta y fuera de punta, se tomará como equivalente a la relación de precios de la potencia entre la punta y fuera de punta.Potencia media fuera de punta del sistema = Potencia media de punta del sistema =

Pfps Pps

Pfp(mc) / Pp(mc) =

0,916

510.216 480.474

KW KW

1,0916179

Pfpmc = Potencia fuera de punta media de la categoría Ppmc = Potencia de punta media de la categoría Pfps / Pps =

1,0619 Pp x Prp +

T.C.Categoria =

0,916

; Prfp= x Pp x

1,0619 x Prp 1,0619 Prp

0,94170686 =

T.C.C.

28,47 $/kw.

Pot. en punta

14,43 $/kw - mes

Pot.fuera de punta

15,33 $/kw - mes

29,76

ENERGIA PARTICIPACION % Part. Pico (Pp) Part. Valle (Pv) Part. Resto (Pr)

PRECIOS MEDIOS DE COMPRA RELACION 0,196 Precio Pico = 0,0683 Pico/Pico 0,214 Precio Valle = 0,0683 Valle/Pico 0,590 Precio Resto = 0,0683 Resto/Pico

1,00 1,00 1,00

Pp x Prp + Pv x 0,85 x Prp+Pr x 0,89 x Prp =Precio medio de energia del escalon Precio en Pico = 0,1373 $/kwh MEZCLA Precio en Valle = 0,1373 $/kwh 0,1373 Precio en Resto = 0,1373 $/kwh MEDIANOS CONSUMOS ( MT ) DISTRIBUCION PRIMARIA 13,2 KW < 300 kw Pot. en punta Pot.fuera de punta

14,43 $/kw - mes 15,33 $/kw - mes

29,76

Pp x Prp + Pv x 0,85 x Prp+Pr x 0,89 x Prp =Precio medio de energia del escalon Precio en Pico = Precio en Valle = Precio en Resto =

0,1373 $/kwh 0,1373 $/kwh 0,1373 $/kwh

MEZCLA 0,1373

30


Cont. Tabla Nº 16: Costo potencia en punta y fuera de punta usuarios con medición de potencia. Fuente: Elaboración Propia. MEDIANO CONSUMOS EN (MT) ALIMENTACIÓN ó SUBTRANSMISION en 13,2 ó 33 KV. Potencia en Punta Potencia fuera de Punta Costo anual por Kw de la Categoria Costo mensual por Kw de la Categoria Costo mensual acumul.hasta subtransmisión

Kw Kw $/KW-año $/KW-mes $/KW-mes

Pot.Pta x Precio Pta + Pot.Fra Pta x Precio Fra Pta =TCC ($)

HOJA 3

10.047 10.968 107,56 8,96 20,95 "(1)"

Tomando la relación entre la media de las potencias en punta mensuales y las potencias medias mensuales fuera de punta Potencia media fuera de punta del sistema = Potencia media de punta del sistema = Pfp(mc) / Pp(mc) =

Pfps Pps

510.216 480.474

Kw Kw

1,092

Pfpmc = Potencia fuera de punta media de la categoría Ppmc = Potencia de punta media de la categoría La relación de la demanda total del sistema entre la punta y fuera de punta, se tomará como equivalente a la relación de precios de la potencia entre la punta y fuera de punta.Pfps = Potencia fuera de punta del sistema Pfp = Potencia de punta del sistema Pfps / Pps =

1,0619

Pfp(mc) / Pp(mc) =

1,092

T.C.Categoria = 20,95 $/kw. T.C.C. = Total de costos de potencia de la categoría Pfps / Pps =

1,0619 Pp x Prp +

1,092

Prfp= x Pp x

1,0619 x Prp 1,0619

x Prp

=

T.C.C.

Aplicando la (1) se obtiene los precios para la Punta y Fuera de Punta. Pot. en punta Pot.fuera de punta

9,70 $/kw - mes 10,31 $/kw - mes

20,01

ENERGIA PARTICIPACION % Part. Pico (Pp) Part. Valle (Pv) Part. Resto (Pr)

PRECIOS MEDIOS DE COMPRA 0,196 Precio Pico = 0,0683 0,214 Precio Valle = 0,0683 0,590 Precio Resto = 0,0683

RELACION Pico/Pico Valle/Pico Resto/Pico

1,00 1,00 1,00

Pp x Prp + Pv x 0,85 x Prp+Pr x 0,89 x Prp =Precio medio de energia del escalon Precio en Pico = Precio en Valle = Precio en Resto =

0,1324 $/kwh 0,1324 $/kwh 0,1324 $/kwh

MEZCLA 0,1324

31


Tabla Nº 17: Costo medio de energía corregido con recursos extra. Fuente: Elaboración Propia. CATEGORIAS

INGRESOS EXTRA TARIFARIOS

PARTICIPACIÓN ENERGIA (KWH)

TOTAL ENERGÍA

CARGO ESPECÍFICO

FONDO COMP. TARIFARIO

91.412.237

RESIDENCIAL COMERCIAL PEQ. INDUST. MED. CONS.SET MED. CONS.DP MED. CONS.AL OFICIALES ALUM. PUBL. SERV. SANIT.

1.125.159.074 240.745.318 39.512.787

TOTALES

1.562.376.276

70.479.028 80.273.473 6.206.596

72,02% 15,41% 2,53% 0,00% 0,00% 0,00% 4,51% 5,14% 0,40%

12.000.000

64.065.347 13.707.779 2.249.816 4.013.000 4.570.685 353.397 88.960.024

8.641.906 1.849.070 303.482 541.322 616.549 47.670 12.000.000

INGRESOS

COSTO

COSTO

REDUCCIÓN

TOTAL

EXTRA MEDIOS

MEDIO ENERGÍA S/COSTOS

MEDIO TOTAL ENERGIA

COSTO MEDIO

($)

($/KWH)

($/KWH)

($/KWH)

(%)

72.707.253 15.556.850 2.553.298 4.554.322 5.187.234 401.067

0,0646 0,0646 0,0646 0,0646 0,0646 0,0646

0,3468 0,3197 0,3829 0,1440 0,1351 0,1302 0,3468 0,3434 0,2467

0,2822 0,2551 0,3183 0,1440 0,1351 0,1302 0,2822 0,2788 0,1821

-19% -20% -17% 0% 0% 0% -19% -19% -26%

100.960.024

Tabla Nº 18: Costo variable para usuarios con medición de potencia. Fuente: Elaboración Propia. CATEGORIAS

COSTO TOTAL COMERCIAL

1

ENERGIA

COSTO MED. COSTO CARGO DE MEDIO VARIABLE COMERCIAL. ENERGIA POR ENERGIA

(KWH)

(S/KWH)

(S/KWH)

(S/KWH)

2

3

4

5

1/2

3+4

MED.CONS.SET

2.621.819

97.710.212

0,0268

0,1172

0,1440

MED.CONS. DIST. PRIM.

3.169.816 157.888.526

0,0201

0,1150

0,1351

0,0200

0,1102

0,1302

MED.CONS. ALIMENT.

986.059

49.304.212

32


Tabla N潞 19: Asignaci贸n de costos de comercializaci贸n. Fuente: Elaboraci贸n Propia.

CATEGORIAS

1

SUMINIS PONDE TROS RADO

2

3

TOTAL COMERC.

FIJOS DE

VARIAB.DE

FIJOS

VARIABL ES

TOTALES POR

TOTALES POR

DE

ENERGIA

POR CAT. DE

COMERCIAL.

COMERCIALIZ.

USUARIOS

ENERGIA

USUARIOS

ENERGIA

ENERGIA

PORCENT.

USUARIO

POR CATEG.

POR CATEG

MES

VENDIDA

MES

VENDIDA

$

$

$/us-mes

$/kwh

$/us-mes

$/kwh

8

9

10

11

12

13

14

TOTAL x 5

TOT.FIJOSx5/100

TOT.VARx7/100

(9/2)

(10/6)

(8/2)

(8/6)

VENTA

PORCENT UAL

5

6

TOTAL

4

DISTRIB.

DISTRIBU CION

(KWH) 7

(2X3) RESIDENCIAL

26,80

0,0164

33,27

0,1099

3.943.270

53,60

0,0164

66,53

0,0916

2.014.462

647.197

53,60

0,0164

66,53

0,0633

1.267.843

1.021.381

1.600.437

214,40

0,0164

266,13

0,0130

724.539

583.692

2.586.123

401,99

0,0164

498,99

0,0046

309.653

1

309.653

78,57

1.125.159.074

60,26

123.611.870

99.582.424

18.429.460

COMERCIAL

27.631

2

55.262

14,02

240.745.318

12,89

22.060.303

17.771.906

PEQ. INDUST.

3.132

2

6.264

1,59

39.512.787

2,12

2.500.556

MED. CONS.SET

397

8

3.176

0,81

97.710.212

5,23

MED. CONS.DP

121

15

1.815

0,46

157.888.526

8,46

37

15

555

0,14

49.304.212

2,64

221.553

178.484

807.575

401,99

0,0164

498,99

0,0045

OFICIALES

7.317

2

14.634

3,71

70.479.028

3,77

5.841.817

4.706.201

1.154.406

53,60

0,0164

66,53

0,0829

AL. PUBLICO

2.211

1

2.211

0,56

80.273.473

4,30

882.620

711.043

1.314.833

26,80

0,0164

33,27

0,0110

280

2

560

0,14

6.206.596

0,33

223.549

180.092

101.660

53,60

0,0164

66,53

0,0360

350.779

1,12

394.130

100,00

1.867.279.226

100,00

157.334.650

126.749.687

30.584.962

30,11

0,0164

37,38

0,0843

MED. CONS.AL

SERV. SANITAR

TOTALES

33


34

Metodología costos  

Información aportada por Secheep al Instituto del Defensor del Pueblo.

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