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
0
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
Figura 1: Gráfico de carga desagregada máxima dem. histórica Chaco. Fuente: Elab propia – Sec. Mov. de Energía
3
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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
5
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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.
6
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
Figura 9: Proceso elaboración de precios.
Fuente: Adaptación de “Teoría y práctica de la tarifación a costos marginales”. EPEC, 1982.
7
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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
10
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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.
11
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
12
METODOLOGÍA PARA LA FIJACIÓN DE TARIFAS
S.E.CH.E.E.P.
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