AUDIENCIA PÚBLICA 2021 - Datachaco.com · Con respecto a la última Audiencia Pública, se tomó la decisión de disminuir el porcentaje de pérdida de energía hasta baja tensión,

Determinación nuevos

valores del Cuadro Tarifario y

del Cargo Tarifario Específico

AUDIENCIA PÚBLICA 2021

Contenido

1.- MODELO DE CÁLCULO DE LA TARIFA ............................................................... 1

2.- ESCALONES DEL PROCESO PRODUCTIVO ....................................................... 3

3.- MERCADO PROYECTADO 2021 ........................................................................... 3

4.- COSTOS TOTALES PROYECTADOS 2021 ........................................................... 7

4.1.- Costos de Abastecimiento ................................................................................. 7

4.2.- Costos de Expansión y Renovación ................................................................ 12

4.3.- Mantenimiento ................................................................................................. 22

4.4.- Recupero costos de Renovación y Mantenimiento .......................................... 22

4.5.- Costos de Remuneraciones ............................................................................ 29

4.6.- Otros Gastos ................................................................................................... 31

4.7.- Impuestos ....................................................................................................... 33

4.8- Total Costos Proyectados 2021........................................................................ 33

5.- REQUERIMIENTOS DE INGRESO ....................................................................... 34

5.1.- Ingresos actuales Proyectados........................................................................ 34

5.2.- Análisis económico.......................................................................................... 36

5.3.-Adecuación ingreso tarifario ............................................................................. 37

5.4.- Nuevos valores Cargo Tarifario Específico ...................................................... 38

5.4.1.- Determinación nuevos valores del Cargo Tarifario Específico .................. 38

6.- ASIGNACIÓN DE COSTOS A ETAPAS DEL SERVICIO ..................................... 40

6.1.- Reclasificación de Costos Totales ................................................................... 40

6.2.- Obtención costos de Distribución por etapa .................................................... 42

6.2.1.-Asignación Costos Fijos de Distribución .................................................... 43

6.2.2.-Asignación Costos Variables de Distribución ............................................. 44

7.- DETERMINACIÓN COSTOS DE DISTRIBUCIÓN RURAL ................................... 45

7.1.- Definición de las etapas del proceso ............................................................... 45

7.2.- Potencia instalada para los usuarios ............................................................... 45

7.3.- Costos totales del servicio por etapa excluido el abastecimiento..................... 47

7.3.1.- Costos fijos ............................................................................................... 47

7.3.1.1.- Costos Totales Fijos Rurales ................................................................. 52

7.3.2. Costos Totales Variables Rurales .............................................................. 54

7.3.3.- Costos Totales Rurales ............................................................................. 57

7.3.4.- Costos Totales Rurales (ajustado) ............................................................ 59

8.- OBTENCIÓN COSTOS DE DISTRIBUCIÓN URBANOS ...................................... 61

9.- ASIGNACIÓN DE COSTOS AL MERCADO ......................................................... 63

9.1.- Usuarios Urbanos sin medición de potencia .................................................... 63

9.2.- Usuarios Rurales ............................................................................................. 67

9.3.- Usuarios Urbanos con medición de potencia................................................... 67

10.- ASIGNACIÓN INGRESOS EXTRA TARIFARIOS ............................................... 72

11.- FÓRMULAS TARIFARIAS .................................................................................. 76

11.1.- Usuarios Urbanos sin medición de potencia .................................................. 76

11.1.1.- Tarifa Residencial y Electrodependiente ................................................. 76

11.1.3.- Tarifa Comercial ..................................................................................... 79

11.1.4.- Tarifa Industrial Pequeño ........................................................................ 81

11.1.5.- Tarifa Oficial y Entes sin fin de lucro Nacional y particular ...................... 83

11.1.6.- Tarifa Oficial y Entes sin fin de lucro Provincial y Municipal .................... 85

11.1.7.- Tarifa Servicio Sanitario Particular .......................................................... 87

11.1.8.- Tarifa Servicio Sanitario Provincial .......................................................... 89

11.2.- Usuarios Rurales ........................................................................................... 91

11.3.- Usuarios Urbanos con medición de potencia ................................................. 96

11.3.1.- Gran Usuario en Baja Tensión ................................................................ 96

11.3.2.-Gran Usuario en Media Tensión .............................................................. 99

11.3.3.- Usuarios Cooperativas de Electrificación Rural y Distribuidores

Provinciales ....................................................................................................... 102

11.4.-Tarifa de Peaje ............................................................................................. 104

12.- FACTURACIÓN CON NUEVO CUADRO TARIFARIO Y CARGO TARIFARIO

ESPECÍFICO ............................................................................................................ 108

12.1.- Facturación por Categoría de Usuario ......................................................... 108

12.2.-Facturación promedio mensual Alumbrado Público ...................................... 108

12.3.- Incremento facturación ................................................................................ 108

12.4.-Ajuste financiero ........................................................................................... 110

13.- IMPORTES FINALES A FACTURAR POR CATEGORÍA DE USUARIOS Y

NIVELES DE CONSUMO ......................................................................................... 111

14.- MECANISMO DE MONITOREO DE LOS COSTOS PROPIOS DE

DISTRIBUCIÓN ........................................................................................................ 113

14.1.- Mecanismo de monitoreo de variación de costos ........................................ 113

ANEXO ..................................................................................................................... 114

1

1.- MODELO DE CÁLCULO DE LA TARIFA

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 utilizarán fórmulas para el cálculo del Cuadro Tarifario, mediante la suma delos Costos

Externos (precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y otras fuentes,

potencia, transporte y cargos del MEM) y Costos Propios (costos de distribución y los

gastos de comercialización proyectados para el periodo), descontando los Ingresos extra

tarifarios que posee la empresa (Cargo Tarifario Específico, Fondo Compensador

Tarifario y otros ingresos).

Hecho esto, se estructura el Cuadro Tarifario denominado “teórico” dado que,

normalmente, consideraciones socio-políticas obligan a retocar la estructura y los niveles

de precio hallados.

En la Figura 1 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;

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 Distribuidor 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.

2

VNR Sistema Eléctrico y

equipos

Costo Renovación

Costo Mantenimiento

Plan de Obras

2020-2029

Costo Expansión

Costos de Obras y

materiales

Impuestos

Generación Propia

Compra Energía, Potencia y Transporte

Remuneracio-nes

Otros (vehículos, serv. terceros, etc.)

Costos de Operación

COSTOS DERIVADOS DE INVERSIONES Y DEL FUNCIONAMIENTO

Proyección del Mercado

Escalones del proceso

Suministros

Energía

Potencia

Factores de Pérdida y de

Carga

Caracterización del Mercado

ESTUDIO DEL MERCADO

Costos Totales:- Fijos

- Variables- Comercialización

Asignación de Costos a

Categorías de Usuarios

Ingresos Extra Tarifarios:

- Cargo Tar. Específico;- Fondo Comp. Tarif.;

- Otros.

Fórmulas Tarifarias

Tarifa Teorica

Consideraciones Socio-políticas

GOBIERNO PROVINCIAL

TARIFA A APLICAR

Figura 1: proceso de elaboración de tarifas.

3

2.- ESCALONES DEL PROCESO PRODUCTIVO

Para realizar una distribución equitativa del costo entre los diversos usuarios,se los

agrupará según el escalón del proceso de Distribución en el que se hallan conectados, de

manera tal que los costos puedan ser asignados entre los mismos en función de dicha

ubicación. Esta agrupación, se hace fundamentalmente en base a la tensión en que se

entrega la energía y a la capacidad de suministro, que requiere cada categoría de

usuario.

Esto último, permitió asignar a cada etapa los diferentes tipos de clientes, como se

muestra en la Tabla 1.

Etapas del Proceso Productivo Categoría de usuarios urbanos

Categoría de usuarios rurales

Producción: Generación y compra energía.

Transmisión: comprende las líneas de 132 Kv y estaciones de rebaje.

Subtransmisión: Líneas de 33 kv y estaciones 33/13,2 kv.

Coop. Electrificación Rural y Distribuidores Provinciales

Distribución primaria: Comprende las líneas de 7,6 kv y 13,2 kv.

Grandes y Medianos Usuarios en Media Tensión

Subestaciones Transformadoras: subestaciones de media a baja tensión.

Medianos Consumos en Baja Tensión

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

Residencial

Residencial Comercio y Pequeña

Industria

Oficiales y Entes

Alumbrado Público General

Servicio Sanitario

Tabla 1: Etapas del proceso de Distribución.

3.- MERCADO PROYECTADO 2021

En la Tabla 2 se muestra la caracterización del mercado consumidor proyectado para el

año 2021, del cual surgen las cantidades de suministros, así como la energía y 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.

En la Figura 2, se muestra la curva de carga día de máxima demanda (28/12/20), donde

se pueden obtener los valores de las potencias en punta y fuera de punta del Sistema

Provincial, siendo las mismas 590.000 KW (a las 23 h) y 749.000 KW (a las 15:00 h),

respectivamente.

4

Tabla 2: caracterización del mercado consumidor proyectado año 2021.

ESCALONES CARACT.

TECNICAS

CATEGORÍA DE

USUARIOS

NUMEROS DE

SUMINIS-TROS

ENERGIA EST. A VENDER EN EL ESCALON

TOTAL

POTENCIAS DEL ESCALON PARA DET. COSTOS MEDIOS

PUNTA FUERA DE

PUNTA

KWh KW KW

PRODUCCION

TRANSPORTE ALTA TENSIÓN 132 KV

SUBTRANSMI-SIÓN

MEDIA TENSIÓN 33 KV

Electrificación Rural y Distribuidores

37 53.596.037 10.188 10.492

DISTRIBUCIÓN PRIMARIA

MEDIA TENSIÓN 13,2 KV>50 KW

Grandes y Med. Consumos en MT

131 162.047.458 30.048 35.487

BAJA TENSIÓN 220 Y 380 V.>50 KW

Medianos Consumos en BT

553 181.267.979 37.419 46.165 SUBESTACIO-NES

DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA

BAJA TENSION 220 Y 380 V.

Residencial 375.363 1.610.904.731 373.736 405.945

Comercial 29.796 280.813.405 73.782 80.141

Industrial 3.139 41.682.000 11.528 12.522

Oficiales y Entes 8.088 66.062.424 17.358 18.853

Serv. Sanitario 304 7.394.430 1.299 1.299

Alum. Publico 2.386 77.336.012 19.830 19.830

TOTAL

419.797 2.481.464.476

5

Figura 1: Demanda máxima de potencia Provincia del Chaco, 28/12/2020.

583567 555

528496

475

441414

433

467493

523

569

664

730749

726

679

497 490 493

548573

590 598

0

100

200

300

400

500

600

700

800

SECHEEP - Demanda horaria (MW)

6

Las cantidades de energía a facturar en cada escalón del proceso productivo,se

determinaron a partir de los factores de pérdidas adoptados para cada uno de ellos,

indicados en la Tabla 3. Con respecto a la última Audiencia Pública, se tomó la

decisión de disminuir el porcentaje de pérdida de energía hasta baja tensión, pasando

del 18% al 17%, siendo esto una de las metas fijadas para lograr mayor eficiencia en

los procesos comerciales. Por otro lado, las potencias a facturar para los usuarios con

medición de potencia, surgen de los registros históricos.

Etapa Pérdidas Potencia Pérdidas Energía

Acumulado Individual Acumulado Individual

Alta Tensión 0,042 0,042 0,039 0,039

Media Tensión 33 KV 0,092 0,048 0,085 0,044

Media Tensión13,2 KV 0,111 0,017 0,101 0,015

SET (media a baja) 0,141 0,027 0,131 0,027

Baja Tensión 0,197 0,053 0,170 0,034

Tabla 3: factores de pérdida por etapa.

Para poder diferenciar los costos de los usuarios urbanos de los rurales, se caracterizó

específicamente este último mercado. Lo cual, se muestra en la Tabla 4 para el año

2021, siendo la pérdida adoptada hasta baja tensión del 24%.

Tabla 4: caracterización del mercado consumidor Rural proyectado año 2021.

CETEGORÍA DE USUARIO CANT.

USUARIOS ENERGÍA

KWh

Total Residencial Rural 10.311 28.810.764,84

Total Otros Servicios Rural 906 7.081.540,69

TOTAL SISTEMA RURAL 11.217 35.892.305,53

7

4.- COSTOS TOTALES PROYECTADOS 2021

4.1.- Costos de Abastecimiento

a).- Compra de Energía al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) 2021: para su

determinación se consideran las cantidades de energía por categoría de usuario a

comprar a CAMMESA para el periodo anual 2021 y los precios estacionales fijados por

la Resolución de la Ex Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico N° 14

del 29 de abril de 2019, más precisamente los que entraron en vigencia a partir de

agosto 2019.Las cantidades de energía a comprar a CAMMESA en este periodo

anual, surgen a partir de considerar los valores reales facturados hasta noviembre

2020, y de proyectar los restantes meses en función de consumos históricos afectados

por una tasa de crecimiento de la demanda.

Los totales mensuales y el total anual se muestran en la Tabla 5.

Tabla 5: Cantidades de energía a comprar a CAMMESA en 2021.

AÑO 2021 ENERGÍA KWh

ENERO 320.488.800

FEBRERO 286.504.880

MARZO 315.109.960

ABRIL 195.495.760

MAYO 180.493.190

JUNIO 189.490.070

JULIO 216.269.979

AGOSTO 205.911.462

SEPTIEMBRE 192.921.913

OCTUBRE 244.863.420

NOVIEMBRE 295.477.935

DICIEMBRE 304.796.148 TOTAL 2.947.823.517

PROMEDIO MES 245.651.960

La mencionada resolución establece precios de compra de energía según la categoría

de usuario y nivel de consumo, mientras que un único precio por la máxima demanda

de potencia total. Con respeto de los Electrodependientes, el precio mayorista no tiene

costo para todo el consumo de estos usuarios. En la Tabla 6 se muestran los precios

de dicha normativa nacional, referentes al mes de agosto 2019, a partir de los cuales

se calcularon los costos de compra al MEM en el 2021.

Tabla 6: Precios energía a comprar a CAMMESA según Res. SRRyME N° 14/19agosto 2019.

Precios Energía por Categoría de Usuario PICO

$/KWh RESTO $/KWh

VALLE $/KWh

Tarifa Electrodependiente todo consumo 0 0 0

Residencial 1,852 1,764 1,676

Generaly T2- Demandas 300 KW 3,042 2,911 2,779

8

Debido a esta diversidad de precios del Mercado Eléctrico Mayorista, para determinar

el costo total anual por este concepto, primeramente se debió determinar las

cantidades de energía que se compraran mensualmente para cada tipo de cliente y

nivel de consumo, así como los importes individuales de cada uno. Para lo cual, se

recurrió a los registros estadísticos de consumos de los distintos usuarios, obteniendo

las cantidades de energía a comprar en los horarios de pico, resto y valle para cada

uno de ellos, para cada nivel de consumo y mes del año. En la Tabla 7 se muestra el

total a comprar en el 2021 por categoría de usuario.

Tabla 7: Cantidades deenergía a comprar a CAMMESA en 2021 por Cat. Usuario.

CATEGORÍAS PICO RESTO VALLE TOTAL

KWh KWh KWh KWh

Residencial 426.747.612 995.614.162 487.071.968 1.909.433.743

Alumbrado Público 32.353.927 12.786.479 54.387.454 99.527.860

General 119.642.207 264.757.162 129.176.680 513.576.049

T2 BT 32.305.483 83.071.243 38.458.909 153.835.635

T2 MT 5.271.306 13.554.787 6.275.364 25.101.457

T3 BT 3.951.838 11.178.511 4.389.880 19.520.228

T3 MT 27.371.189 77.900.839 30.527.624 135.799.652

Cooperativas y Distribuidores 13.892.472 32.278.346 15.785.330 61.956.148

TOTAL 661.536.035 1.491.141.528 766.073.209 2.918.750.771

Por otro lado, con estas cantidades de energía y los precios que se detallaron

anteriormente, surgen los importes netos por compra de energía para cada tipo cliente

y nivel de consumo, como se muestra en la Tabla 8.

Tabla 8: Importes deenergía a comprar a CAMMESA en 2021 por Cat. Usuario.

CATEGORÍAS PICO RESTO VALLE TOTAL

ENERGÍA

$ $ $ $

Residencial 790.336.578 1.756.263.382 816.332.619 3.362.932.579

Alumbrado Público 68.655.032 25.892.621 104.859.012 199.406.665

General 253.880.764 536.133.252 249.052.639 1.039.066.656

T2 BT 68.552.236 168.219.267 74.148.776 310.920.278

T2 MT 11.185.711 27.448.443 12.098.902 50.733.056

T3 BT 12.021.491 32.540.644 12.199.475 56.761.610

T3 MT 83.263.158 226.769.342 84.836.267 394.868.767

Cooperativas y Distribuidores 29.479.826 65.363.650 30.434.116 125.277.592

TOTAL 1.317.374.796 2.838.630.601 1.383.961.806 5.539.967.202

b).- Compra de potencia al MEM: para determinar el costo anual por este concepto

se consideran las demandas máximas mensuales previstas para el periodo

considerado y el precio de la potencia fijado por la Resolución SRRyME N° 14/19 de la

Nación, para el mes de agosto 2019. De esta manera, el costo anual por compra de

potencia a CAMMESA surge de considerar las demandas máximas mensuales hasta

9

junio 2020 y declaradas para el resto del año 2021, y del precio de la potencia máxima

mensual fijado por dicha Resolución Nacional (80 $/KW). A partir de esto, se obtienen

los montos mensuales y el total anual por este concepto, indicados en la Tabla 9.

Tabla 9: Potencia e importes a comprar a CAMMESA según Res. SRRyME N° 14/19 en 2021.

AÑO 2021 POTENCIA MAXIMA

KW TOTAL $

Enero 709.000 56.720.000

Febrero 702.000 56.160.000

Marzo 695.000 55.600.000

Abril 514.000 41.120.000

Mayo 373.000 29.840.000

Junio 399.000 31.920.000

Julio 457.000 36.560.000

Agosto 404.000 32.320.000

Septiembre 605.000 48.400.000

Octubre 694.000 55.520.000

Noviembre 580.000 46.400.000

Diciembre 685.000 54.800.000

Total

545.360.000

c).- Pago del Transporte: se refiere a las erogaciones a efectuar a CAMMESA por los

cargos referentes a la Operación y Mantenimiento del transporte en Alta Tensión (AT)

y Distribución Troncal (DT). La mencionada Res. SRRyME N° 14/19,estableció la

continuidad de los valores correspondientes a cada agente distribuidor del MEM por el

Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución

Troncal, establecidos mediante la Disposición N° 75 del 31 de julio de 2018 de la ex

Subsecretaría de Energía Eléctrica. Dichos precios, que contemplan la Operación y

Mantenimiento de las instalaciones de transporte, se aplican a toda la energía

demandada en el MEM por cada Empresa Distribuidora, independientemente de las

instalaciones disponibles en su provincia. Los precios fijados por la Disposición N°

75/18 son de 64 $/MWh para el transporte AT y de 86,82 $/MWh para el transporte DT

en la región NEA.

En la Tabla 10 se resumen los importes mensuales a pagar a CAMMESA por el

transporte AT y DT, según las cantidades de energía a comprar al MEM y los precios

unitarios establecidos por la mencionada normativa Nacional.

10

Tabla 10: Importes a abonar por el transporte AT y DT en 2021 según SRRyME N° 14/19

AÑO 2021 Energía

CAMMESA Transporte

AT Transporte

DT Transporte

Total

MWH $ $ $

Enero 310.957.296 19.901.267 26.997.312 46.898.579

Febrero 288.663.216 18.474.446 25.061.740 43.536.186

Marzo 263.120.972 16.839.742 22.844.163 39.683.905

Abril 248.998.915 15.935.931 21.618.086 37.554.016

Mayo 205.749.286 13.167.954 17.863.153 31.031.107

Junio 198.955.190 12.733.132 17.273.290 30.006.422

Julio 205.323.805 13.140.724 17.826.213 30.966.936

Agosto 205.240.884 13.135.417 17.819.014 30.954.430

Septiembre 214.914.990 13.754.559 18.658.919 32.413.479

Octubre 221.203.073 14.156.997 19.204.851 33.361.847

Noviembre 274.784.026 17.586.178 23.856.749 41.442.927

Diciembre 280.839.120 17.973.704 24.382.452 42.356.156

TOTAL 2.918.750.771 186.800.049 253.405.942 440.205.991

d).- Compra de Energía a otras Distribuidoras: además, se deben tener en cuenta

los costos de abastecimiento para aquellas localidades que no están vinculadas al

sistema interconectado Provincial y que, por cuestiones de cercanía, son abastecidas

a través de Distribuidoras con las cuales limitan geográficamente. Estos serán los

costos de abastecimiento por la compra de energía a Santiago del Estero (EDESE)

para Taco Pozo. En la Tabla 11 se muestran las cantidades de energía, importes y

precio medio de compra mensuales, proyectados para el año 2021, obtenidos a partir

de las estimaciones de consumo de Taco Pozo y del cuadro tarifario de aplicación de

EDESE.

Tabla 11: Cantidades e Importes a comprar a EDESE para Taco Pozo en 2021.

AÑO 2021 Energía KWh Precio medio

$/KWh Importe $

Enero 1.984.000 4,156 8.244.512

Febrero 1.664.000 4,156 6.914.752

Marzo 1.857.000 4,156 7.716.764

Abril 1.190.000 4,156 4.945.045

Mayo 1.030.000 4,156 4.280.165

Junio 1.037.000 4,156 4.309.254

Julio 1.044.000 4,156 4.338.342

Agosto 1.056.000 4,156 4.388.208

Septiembre 1.056.000 4,156 4.388.208

Octubre 1.414.000 4,156 5.875.877

Noviembre 1.839.000 4,156 7.641.965

Diciembre 1.885.000 4,156 7.833.118 Total 17.056.000 4,156 70.876.208

e).- Abastecimiento Localidad de Nueva Pompeya: es una transacción con

CAMMESA mediante otro contrato de abastecimiento de energía, la cual es prestada

por la Empresa Aggreko. En la Tabla 12 se muestran las cantidades de energía y los

11

importes mensuales a abonar a CAMMESA en el corriente año, en función de las

proyecciones de consumo en la localidad y el vigente precio medio.

Tabla 12: Cantidades e Importes a abonar a CAMMESA por generación en N. Pompeya 2021.


$/KWh Importe $

Enero 2.396.300 3,545 8.494.866

Febrero 2.265.700 3,545 8.031.890

Marzo 2.390.500 3,545 8.474.305

Abril 1.646.800 3,545 5.837.894

Mayo 1.341.900 3,545 4.757.026

Junio 1.341.100 3,545 4.754.190

Julio 1.305.200 3,545 4.626.925

Agosto 1.350.500 3,545 4.787.513

Septiembre 1.411.600 3,545 5.004.112

Octubre 1.801.500 3,545 6.386.305

Noviembre 2.275.800 3,545 8.067.695

Diciembre 2.248.200 3,545 7.969.853 Total 21.775.100 3,545 77.192.575

f).- Generación Propia: representa los costos de combustible y lubricantes de la

generación en Comandancia Frías, que abastece a las localidades aisladas del

Sistema Argentino de Interconexión. Su costo se determina en base al programa anual

de generación a cargo de SECHEEP, y de anualizar las erogaciones por estos

conceptos para el año 2021. Lo cual, puede verse en la Tabla 13.

Tabla 13: Cantidades e Importes a erogar para la generación en Ccia. Frías 2021.


$/KWh Importe $

Enero 115.100 24,880 2.863.688

Febrero 101.300 24,880 2.520.344

Marzo 117.800 24,880 2.930.864

Abril 82.000 24,880 2.040.160

Mayo 71.400 24,880 1.776.432

Junio 79.300 24,880 1.972.984

Julio 56.400 24,880 1.403.232

Agosto 67.300 24,880 1.674.424

Septiembre 78.700 24,880 1.958.056

Octubre 100.500 24,880 2.500.440

Noviembre 136.700 24,880 3.401.096

Diciembre 124.800 24,880 3.105.024 Total 1.131.300 24,880 28.146.744

g).- Cargos facturados por CAMMESA

FNEE: se trata del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica, es un cargo a las

Distribuidoras de 0,080 $/KWh (Resolución N° 366/18 Secretaría de Gobierno de

Energía de la Nación) sobre toda la energía comercializada en el MEM que debe

aplicarse a la construcción de obras eléctricas (FEDEI) y a la compensación regional

12

de tarifas a usuarios finales (FCT), administrado por el Consejo Federal de la Energía

Eléctrica. Su importe total en 2021 se muestra en la Tabla 14.

FONINVEMEM: fondo para inversiones necesarias que permitan incrementar la Oferta

de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista, es un cargo a las

Distribuidoras de 0,0036 $/KWh sobre la energía comercializada en el MEM a con

excepción de la destinada a usuarios Residenciales. Su importe total en 2021 se

muestra en la Tabla 14.

Tabla 14: Cargos FNEE y FONINVEMEM a facturar por CAMMESA en 2021.

CATEGORÍA DE USUARIO

FNEE $ FONINVEMEM $

RESIDENCIAL 152.754.699 0

AP 7.962.229 358.300

G 41.086.084 1.848.874

T2 BT 12.306.851 553.808

T2 MT 2.008.117 90.365

T3 BT 1.561.618 70.273

T3 MT 10.863.972 488.879

COOP. Y DIST. 4.956.492 223.042 Totales 233.500.062 3.633.541

4.2.- Costos de Expansión y Renovación

Para su determinación, se consideraron las cantidades reales puestas en el servicio,

mientras que los precios surgen de la actualización de los valores al 31/07/20,

mediante el empleo de fórmulas de variación de costos, que contemplan índices

publicados por el INDEC, que fuese expuesta y aprobada en la Audiencia Pública del

19/12/18, con motivo de la extensión del plazo de vigencia del Cargo Tarifario

Específico.La variación en los costos de materiales eléctricos, equipos y obras de

infraestructura, a noviembre 2020, se obtuvo de la siguiente manera:

∆CMEIt=α* (IPIMtIPIM0

-1) +β*(ICStICS0

-1)+γ* (ICCtICC0

-1)+δ* (TCtTC0

-1)+ε* (IPIMmaetIPIMmae0

-1)

Donde:

ΔCMEIt: variación de los costos de materiales eléctricos, equipos y obras de

infraestructura correspondientes al mes noviembre 2020.

IPIMt= Índice de Precios Internos al por Mayor elaborado por el INDEC,

correspondiente al mes de noviembre 2020.

13

IPIM0= Índice de Precios Internos al por Mayor elaborado por el INDEC, del mes

tomado como base.

ICSt = Coeficiente de Variación Salarial elaborado por el INDEC, correspondiente al

mes de noviembre 2020 (estimado).

ICS0 = Coeficiente de Variación Salarial elaborado por el INDEC, del mes tomado

como base.

ICCt = Índice Costo de la Construcción elaborado por el INDEC, correspondiente al

mes de noviembre 2020.

ICC0= Índice Costo de la Construcción elaborado por el INDEC, del mes tomado como

base.

TCt= Promedio diario del tipo de cambio de referencia – Comunicación “A” 3500 del

Banco Central de la República Argentina, expresado en pesos por dólar

estadounidense, correspondiente al mes de noviembre 2020.

TC0= Promedio diario del tipo de cambio de referencia – Comunicación “A” 3500 del

Banco Central de la República Argentina, expresado en pesos por dólar

estadounidense, del mes tomado como base.

IPIMmaet= Índice de Precios Internos al por Mayor es su apertura de máquinas y

aparatos eléctricos, elaborado por el INDEC, correspondiente al mes de noviembre

2020. El cual, contempla los precios de transformadores, interruptores, conductores,

luminarias, etc.

IPIMmae0= Índice de Precios Internos al por Mayor es su apertura de máquinas y

aparatos eléctricos, elaborado por el INDEC, del mes tomado como base.

En la Tabla 15 se muestran los parámetros empleados para la fórmula devariación de

costos, para cada uno de los tipos de instalaciones del sistema eléctrico

Tabla 15: Parámetros fórmula variación de costos.

IPIM ICS ICC TC IPIMmae

LBT 10,15% 15,83% 30,66% 4,47% 38,88%

LMT 13,2 KV 11,27% 27,89% 33,33% 11,22% 16,29%

SETA MT/BT 10,22% 10,03% 13,14% 5,38% 61,23%

LMT 33 KV 22,65% 19,44% 24,90% 6,72% 26,29%

ET 33/13,2 KV 34,73% 4,70% 0,14% 1,87% 58,57%

ET 132/33 KV 33,99% 5,18% 4,14% 1,48% 55,21%

LAT 132 KV 34,48% 17,96% 18,98% 4,51% 24,07%

14

a).- Expansión: para determinar el costo anual de expandir el sistema eléctrico (obras

nuevas),se tomó como referencia el Plan de Obras para el periodo 1/12/19 al 30/11/29,

expuesto en la Audiencia Pública del 19/12/18, el cual justifica la extensión del plazo

de vigencia del Cargo Tarifario Específico. Se actualizó el listado de obras de dicho

plan siendo el nuevo periodo planificado 2020-2030, las cuales se asignaron a cada

etapa del proceso, y los costos de las obras se proyectaron a noviembre 2020

mediante las mencionadas fórmulas.

La variación de los índices en periodo fue la siguiente:


Δ ene. 2019–nov. 2020 105,8% 80,6% 110,3% 115,0% 125,3%

Aplicando estos porcentajes en la fórmula de variación de costos, junto con los

ponderadores indicados en la Tabla 15, se obtiene los porcentajes de variación de

cada tipo de instalación para el periodo enero 2019 – noviembre 2020, como sigue:

Δ ene19-nov20

LBT 111,2%

LMT 13,2 KV 104,5%

LMT 33 KV 107,7%

LAT 132 KV 107,2%

SETA MT/BT 116,3%

ET 33/13,2 KV 116,2%

ET 132/33 KV 115,6%

En cuanto a la valorización de los medidores, se consideró la variación del tipo de

cambio de referencia – Comunicación “A” 3500 delBanco Central de la República

Argentina, para el periodo considerado.

La valorización anual del Plan de Obras actualizado a noviembre 2020, sin considerar

el rubro vehículos, se muestra seguidamente en la Tabla 16.

Tabla 16: Plan de Obras 2020-2030 sin vehículos act. nov. 2020.

Obra

Noviembre 2020

Plan prom. Anual $

ET 132/33 KV 1.039.244.701

LAT 132 KV 674.403.715

LMT 33 KV 147.890.345

ET 33/13,2 KV 217.231.638

LMT 13,2 KV 387.930.625

SETA MT/BT 81.560.025

LBT 294.868.636

Medidores 34.750.269

TOTALES 2.877.879.956

15

Cada uno de estos importes actualizados, se asignará en la etapa correspondiente del

proceso, para así obtener el importe anual requerido para expandir el sistema eléctrico

en cada una de ellas, y el total.

b).- Renovación: se obtiene de considerar todo el sistema (instalaciones eléctricas,

parque automotor y generación) al Valor a Nuevo de Reemplazo (VNR) afectado por

un coeficiente determinado de acuerdo a la vida útil de cada instalación o

equipamiento. Es decir, lo que hay que reponer anualmente por cumplimiento de la

vida útil de las instalaciones o equipos.

Para determinar el VNR actual, se tomaron como referencia los costos expuestos en la

Audiencia Pública del 8 de febrero de 2018, con motivo de la actualización del Valor

Agregado de Distribución, aplicando sobre los mismos las fórmulas de variación de

costos para cada tipo de instalación. Por lo cual, se consideró la variación de los

índices para el año 2018 (ya que los costos estaban referidos a diciembre 2017), 2019

y hasta el mes de noviembre 2020. Lo cual, se muestra seguidamente:


Δ 2018 73,5% 30,3% 44,8% 101,4% 87,3%

Δ 2019 58,5% 43,9% 47,8% 58,4% 57,4%

Δ enero-nov. 2020 29,8% 25,5% 42,3% 35,7% 43,1%

Δ 2018–jul.2020 257,0% 135,3% 204,5% 333,0% 321,9%

Aplicando ésta variación de los índices, obtenida de los informes publicados por el

INDEC, a los parámetros indicados en la Tabla 15, surge la variación de los costos las

instalaciones en el periodo enero 2018 a noviembre 2020:

Δ ene 18-jul20

LBT 250,3%

LMT 13,2 y 7,6 KV 224,7%

LMT 33 KV 242,4%

LAT 132 KV 244,2%

SETA MT/BT 281,7%

ET 33/13,2 KV 290,7%

ET 132/33 KV 285,5%

Seguidamente se muestran los precios unitarios y el VNR, ajustados según la

variación de los índices para el periodo enero 2018 – noviembre 2020:

Líneas:

16

Cant. Precio Anterior

(dic. 2017) Precio act. nov. 2020

VNR nov. 2020

Km $/Km $/Km $

1 2 3 4 = 1*3

L.B.T. 5.955,5 302.674,1 1.060.267,4 6.314.422.501

L.M.T ( 7,6 KV) 3.194,4 193.577,7 628.546,8 2.007.829.898

L.M.T ( 13,2 KV) 3.154,3 592.013,1 1.922.266,5 6.046.104.822

L.M.T ( 33 KV) 1.945,7 1.367.558,2 4.682.519,3 9.110.777.802

Líneas 132 KV 810,0 3.048.000 10.491.216,0 8.497.884.960

Subestaciones transformadoras MT/BT:

Subestaciones Cant. Precio Anterior

(dic. 2017) Precio act. nov. 2020

VNR nov. 2020

KVA $ $ $

1 2 3 4 = 1*3

3 y 5 2690 40.830,1 155.848,5 419.232.465

10- 16 – 25 1890 68.500,0 261.464,5 494.167.905

37,5-40-50-63 289 115.225,9 439.817,3 127.107.200

75-100-125 402 197.007,5 751.977,6 302.294.995

150-160 419 210.942,7 805.168,3 337.365.518

200 271 275.684,2 1.052.286,6 285.169.669

250 272 280.018,5 1.068.830,6 290.721.923

300-315-350 620 361.585,6 1.380.172,2 855.706.764

400 381 317.086,4 1.210.318,8 461.131.463

500 355 322.932,9 1.232.634,9 437.585.390

630-750 285 324.899,7 1.240.142,2 353.440.527

Para las ET 33/13,2 KV se obtuvieron los siguientes VNR actualizados a noviembre

2020:

Zona Charata:

VNR Anterior (dic. 2017)

VNR Actual nov. 2020

$ $

CORZUELA 17.409.173,9 68.017.642,40

LAS BREÑAS 26.582.521,3 103.857.910,70

GENERAL PINEDO 21.761.356,1 85.021.618,30

GANCEDO 13.678.539,7 53.442.054,60

ITÍN 159.334,9 622.521,50

HERMOSO CAMPO 16.383.303,2 64.009.565,60

SUBTOTAL 95.974.229,1 374.971.313,10

Zona Villa Ángela:

17



$ $

SAN BERNARDO 17.382.260,9 67.912.493,30

VILLA BERTHET 10.591.519,0 41.381.064,70

CNEL DU GRATY 17.235.301,5 67.338.323,00

SANTA SYLVINA 12.701.863,2 49.626.179,50

SAMUHU 6.894.192,9 26.935.611,70

CHARADAI 8.994.516,9 35.141.577,50

SUBTOTAL 73.799.654,4 288.335.249,70

Zona Sáenz Peña:



$ $

SP CD Nº2 28.460.596,8 111.195.551,70

SP CD Nº3 29.228.958,6 114.197.541,30

TRES ISLETAS 23.508.691,7 91.848.458,50

J J CASTELLI 24.697.019,4 96.491.254,80

V. R. BERMEJITO 541.885,0 2.117.144,70

MIRAFLORES 7.998.813,1 31.251.362,80

AVIA TERAI 13.702.869,7 53.537.111,90

C. DEL BERMEJO 3.382.647,1 13.216.002,20

LOS FRENTONES 11.907.098,2 46.521.032,70

LA TIGRA 3.592.444,1 14.035.679,10

LA CLOTILDE 6.390.606,1 24.968.098,00

N. POMPEYA 508.017,2 1.984.823,20

F. ESPERANZA 75.985,9 296.876,90

TACO POZO 738.070,9 2.883.643,00

SUBTOTAL 154.733.703,8 604.544.580,80

Zona San Martín:



$ $

COLONIAS UNIDAS 16.469.345,3 64.345.732,10

PAMPA DEL INDIO 10.758.568,5 42.033.727,10

PCIA. ROCA 10.354.029,5 40.453.193,30

PUENTE LIBERTAD 14.798.073,1 57.816.071,60

SUBTOTAL 52.380.016,4 204.648.724,10

Zona Quitilipi:



$ $

QUITILIPI 20.906.050,00 81.679.937,40

MACHAGAY 24.532.312,90 95.847.746,50

LA ESCONDIDA 7.431.904,00 29.036.448,90

COLONIA ELISA 3.904.017,40 15.252.996,00

CAPITAN SOLARI 270.942,50 1.058.572,30

LAPACHITO 4.397.917,80 17.182.664,80

SUBTOTAL 61.443.144,60 240.058.365,90

18

Zona Las Palmas:



$ $

LAS PALMAS 23.244.501,10 90.816.265,80

GRAL.VEDIA 11.120.888,80 43.449.312,50

SUBTOTAL 34.365.389,90 134.265.578,30

Zona Metropolitana:



$ $

CDNº 1 39.317.504,2 153.613.488,90

CDNº 2 42.915.023,3 167.668.996,00

CDNº 3 34.698.851,2 135.568.411,60

CDNº 7 P. TIROL 30.585.463,1 119.497.404,30

CDNº 9 35.725.218,5 139.578.428,70

CDNº 10 26.822.116,2 104.794.008,00

CDNº 11 27.164.238,6 106.130.680,20

CDNº 12 SAMEEP 8.742.094,2 34.155.362,00

CD ARAZA 8.532.069,1 33.334.794,00

CD M. BELEN 19.736.895,1 77.112.049,20

SUBTOTAL 274.239.473,5 1.071.453.622,90

Para las ET 132/33 KV se obtuvieron los siguientes VNR actualizados a noviembre

2020:



$ $

CT Nº1-SÁENZ PEÑA 198.055.239,7 763.502.949

TRES ISLETAS 20.555.465,2 79.241.318

P. DEL INFIERNO 38.517.307,7 148.484.221

J J CASTELLI 58.905.362,5 227.080.172

CT Nº5-V. ÁNGELA 68.410.409,8 263.722.130

SAN BERNARDO 20.260.190,2 78.103.033

CT Nº6-CHARATA 105.058.552,6 405.000.720

CAMPO LARGO 50.267.182,8 193.779.990

CT Nº3-P. PLAZA 47.934.407,9 184.787.143

LA ESCONDIDA 51.132.332,0 197.115.140

QUITILIPI 48.658.968,0 187.580.322

CT Nº7-SAN MARTIN 56.076.810,1 216.176.103

LA LEONESA 41.298.793,3 159.206.848

CD Nº8 UCAL 49.056.372,8 189.112.317

CD Nº5 119.097.636,1 459.121.387

CD Nº6 127.312.667,6 490.790.334

ET TERMINAL 49.056.372,8 189.112.317

CD Nº20 49.056.372,8 189.112.317

TOTAL 1.100.597.698 4.621.028.761

19

En el caso de los medidores, para determinar el VNR se procedió de ajustar según la

variación del tipo de cambio de la Comunicación “A” 3500 delBanco Central de la

República Argentina, en el periodo enero 2018-noviembre 2020:

TIPOS Cantidad

Precio a Precio act. VNRActual Nov. 2020

Dic. 2017 Nov. 2020

PU ($) PU ($)

Medidores Monof. Digital. 370.792 459,5 1.989,6 765.793.060,8

Medidores Trif.Digital 30.286 2.134,7 9.243,3 293.862.993,6

Med.GrandesPot. Digital 673 24.033,4 104.064,6 71.180.186,4

Med.Est. Transf. Digital 106 12.370,1 53.562,5 5.677.625,0

Medidores Trif.AºPº 2386 12.370,1 53.562,5 127.800.125,0

Medidores Trif.SETAElect. 7.874 12.370,1 53.562,5 421.751.125,0

Medidores Control Fase 2019 1.717,7 7.437,6 15.261.955,2

TOTALES 414.136

1.701.327.071,0

En lo que respecta a los grupos generadores, se valuaron a nuevo, teniendo en cuenta

el tipo de cambio según la Comunicación “A” 3500 del Banco Central de la República

Argentina al 30/11/20, obteniendo el VNR de la siguiente manera:

TIPO PRECIO UNIT. 30/11/20 CANTIDAD VNR $

CATERPILAR 2000 KVA 30.892.746 1 30.892.746

CATERPILAR 813 KVA 15.446.373 2 30.892.746

VOLVO 620 KVA 8.780.044 1 8.780.044

SCANIA 550 KVA 8.129.670 1 8.129.670

PERKINS 480 KVA 7.316.703 1 7.316.703

PERKINS 250 KVA 4.064.835 1 4.064.835

PERKINS 150 KVA 2.845.385 1 2.845.385

MERCEDES BENZ 366-100 KVA 2.601.494 2 5.202.989



PERKINS 65 KVA 2.032.418 3 6.097.253

PERKINS 35 KVA 1.463.341 2 2.926.681

19 118.286.699

Finalmente, resta valuar otros activos no eléctricos, como son los equipos

informáticos, lo cual se detalla a continuación:

20

Equipos Cantidad Total $

PC. Completa 484 $ 33.880.000,0

Notebook 21 $ 1.617.000,0

Imp. Escritorios 204 $ 4.080.000,0

Imp. Red 68 $ 3.060.000,0

Plotter 3 $ 390.000,0

TE. VoIP 210 $ 1.680.000,0

Videoconferencias 6 $ 1.668.000,0

Data Center 2 $ 32.000.000,0

Sistema de Cámaras 131 $ 6.550.000,0

Videos Porteros 3 $ 315.000,0

Reloj 60 $ 2.100.000,0

Router 45 $ 157.500,0

Acces Point 12 $ 1.440.000,0

Celulares T.Lectura 174 $ 5.220.000,0

Fotocopiadoras 9 $ 1.350.000,0

Total

$ 95.507.500,0

De esta manera, se obtuvo la valorización a noviembre 2020 de cada etapa del

proceso productivo a través del método del Valor a Nuevo de Reemplazo, lo cual se

resume en la Tabla 17 junto con los importes anuales para Renovación y Expansión

de cada escalón.

Tabla 17: VNR de etapas del proceso. Escalones

Proceso Productivo VNR

$

Producción: generadores 118.286.699

Transmisión: líneas de 132 Kv y ET de rebaje. 13.118.913.721

Subtransmisión: Líneas de 33 kv y estaciones 33/13,2 kv. 12.034.732.862

Distribución primaria: líneas de 7,6 kv y 13,2 kv. 8.053.934.720

Subestaciones Transformadoras: subestaciones MT/BT. 4.785.674.943

Distribución Secundaria: red de distribución BT. 6.314.422.501

Comercialización 1.367.048.099

Total 45.793.013.544

Como se aprecia, se agregó una etapa más, la Comercialización, donde se asignó el

VNR de medidores (a excepción de los correspondientes a las SETAS que se asignan

en dicha etapa) y equipos informáticos.

Así, los montos finales correspondientes a Renovación y Expansión se muestran en la

Tabla 18.

21

Tabla 18: Costos de Renovación y Expansión por etapas del proceso.

Escalones Proceso Productivo

VNR Vida Útil Renovación

Importe Anual Expansión

Importe Anual

$ años $ $

Generación 118.286.699 10 15.995.212 -

Transmisión 13.118.913.721 45 295.697.958 1.713.648.416

Subtransmisión 12.034.732.862 45 272.046.643 365.121.984

Dist. Primaria 8.053.934.720 35 250.945.130 387.930.625

Subestaciones 4.785.674.943 25 220.898.607 81.560.025

Dist. Secundaria 6.314.422.501 35 196.028.469 294.868.636

Comercialización 1.367.048.099 10 153.869.341 34.989.038

Total 45.793.013.544

1.405.481.359 2.878.118.724

La Expansión surge del Plan de Obras indicado en la Tabla 16, con la adición del 5%

del VNR de equipos informáticos a la etapa de Comercialización, cómo lo requerido

para expandir anualmente el mismo.

Por otro lado, los valores de Renovación surgen de considerar los diferentes

porcentajes de vida útil sobre el VNR de las instalaciones, más la correspondiente

renovación del parque automotor asignado a cada una. Esto último, se detalla en la

Tabla 19. Cabe aclarar, que para los equipos de medición asignados a las etapas de

Subtransmisión y Subestaciones, se considera una vida útil de 10 años, al igual que

los correspondientes a la etapa de Comercialización.

Tabla 19: Renovación anual parque automotor. Escalones

Proceso Productivo Cantidad VNR Vida Útil Ren. anual actual

Generación 18 41.665.418 10 4.166.542

Transmisión 18 41.665.418 10 4.166.542

Subtransmisión 18 41.665.418 10 4.166.542

Dist. Primaria 91 208.327.092 10 20.832.709

Subestaciones 18 41.665.418 10 4.166.542

Dist. Secundaria 163 374.988.765 10 37.498.877

Comercialización 36 83.330.837 10 8.333.084

Total 363 833.308.368

83.330.837

En el Anexo del Presente Informe, de detalla el precio considerado de cada unidad del

parque automotor de la Empresa.

Además, para los equipos informáticos se adoptó que el 95% de su VNR se asigne en

la Renovación, considerando una vida útil de 5 años. Por lo cual, dicho valor

resultante, se suma en la renovación de la etapa de comercialización.

22

4.3.- Mantenimiento

Se estimaron los materiales para mantenimiento en base a todo el sistema eléctrico

puesto a disposición del servicio, considerando un determinado porcentaje del Valor a

Nuevo de Reemplazo para cada etapa del proceso. De esta manera, se calculó el

importe anual de Mantenimiento, al multiplicar el mencionado VNR de cada etapa por

su correspondiente coeficiente en cada una de ellas: Generación 7%; Transmisión

1,5%; Líneas 33 KV 1,5%; Estaciones 33/13,2 KV 2%, Subestaciones 2% y resto de

las Etapas 1,5%.Se resumen por etapa en la Tabla 20.

Tabla 20: VNR etapas del proceso y costos de mantenimiento nov. 2020.

Etapas Proceso Productivo

VNR Mantenimiento

$ $

Generación 118.286.699 8.280.069

Transporte y ET (132 KV) 13.118.913.721 196.783.706

Subtrasmisión (Líneas y ET 33 KV) 12.034.732.862 195.140.768

Dist.Primaria (Líneas 13,2 y 7,6 KV) 8.053.934.720 120.809.021

Subestaciones (SETAs MT/BT) 4.785.674.943 95.713.499

Dist. Secundaria (Líneas BT) 6.314.422.501 101.650.443

Comercialización 1.367.048.099 19.108.475

Total 45.793.013.544 737.485.980

4.4.- Recupero costos de Renovación y Mantenimiento

Se incorpora este concepto, a los fines de considerar la variación de costos que fueron

ocurriendo mensualmente, posteriores a la aprobación del actual Valor Agregado de

Distribución, en la Audiencia Pública del 8/2/18, hasta noviembre 2020 inclusive. Esto,

se justifica en la gran variación experimentada durante el dicho periodo de los

indicadores de la economía, una vez ocurrida la devaluación de la moneda nacional, y

por los elevados valores de inflación. Lo cual, afectó enormemente a la Empresa, en

cuanto al incremento de los costos de materiales y equipos, que se tuvo que hacer

frente con una tarifa que refleja costos sustancialmente menores a los actuales.

Para ello, se tomó las variaciones de los índices de referencia de las publicaciones del

INDEC y del Banco Central, los cuales son los siguientes:


Δ ene-18 4,6% 1,2% 1,0% 4,7% 6,3%

Δ feb-18 4,8% 0,7% 1,8% 2,4% 3,8%

Δ mar-18 1,9% 1,9% 1,5% 0,1% 2,2%

Δ abr-18 1,8% 2,8% 4,9% 2,7% 1,5%

23

Δ may-18 7,5% 2,1% 2,7% 20,6% 12,1%

Δ jun-18 6,5% 1,4% 2,5% 15,7% 12,8%

Δ jul-18 4,7% 2,6% 1,8% -5,3% -0,3%

Δ ago-18 4,9% 2,9% 3,5% 35,8% 5,5%

Δ sep-18 16,0% 2,8% 7,3% 10,2% 20,4%

Δ oct-18 3,0% 4,1% 2,2% -11,5% -2,6%

Δ nov-18 0,1% 2,4% 2,2% 5,0% 1,1%

Δ dic-18 1,3% 1,9% 3,3% -0,6% 4,0%

Δ ene 19 0,6% 3,2% 1,1% -2,0% -1,9%

Δ feb 19 3,4% 2,7% 1,4% 5,3% 2,6%

Δ mar 19 4,1% 4,3% 2,6% 11,2% 3,5%

Δ abr 19 4,6% 2,5% 2,0% 1,5% 4,5%

Δ may 19 4,9% 3,6% 3,0% 2,0% 5,8%

Δ jun 19 1,7% 2,4% 1,7% -5,4% -1,8%

Δ jul 19 0,1% 5,0% 0,7% 3,3% 0,3%

Δ ago 19 11,2% 2,4% 7,2% 32,4% 26,0%

Δ sep 19 4,2% 3,0% 2,4% -2,6% 0,1%

Δ oct 19 3,6% 3,5% 4,2% 3,8% 4,1%

Δ nov 19 5,4% 2,4% 4,5% 0,2% 4,4%

Δ dic 19 3,7% 2,0% 1,7% 0,1% 1,3%

Δ ene 20 1,5% 6,4% 5,2% 0,7% 0,9%

Δ feb 20 1,1% 4,0% 4,5% 3,1% 0,8%

Δ mar 20 1,0% 3,0% 1,4% 3,6% 1,8%

Δ abr 20 -1,3% 0,0% 0,8% 3,7% 1,9%

Δ may 20 0,4% 0,0% -0,6% 2,5% 4,7%

Δ jun 20 3,7% 2,0% 1,4% 2,8% 3,3%

Δ jul 20 3,5% 2,0% 2,2% 2,6% 5,7%

Δ ago 20 4,1% 1,6% 2,5% 2,6% 4,9%

Δ sep 20 3,7% 2,5% 2,9% 2,7% 3,2%

Δ oct 20 4,7% 2,0% 3,7% 2,8% 5,7%

Δ nov 20 4,2% 2,0% 12,4% 3,8% 3,7%

De aplicar estos porcentajes en la fórmula de variación de costos, según los

ponderadores de la Tabla 15, se obtuvo la variación de los costos de cada tipo de

instalación en cada uno de los meses considerados:

LBT

LMT 13,2 KV

LMT 33 KV

LAT 132 KV

SETA MT/BT

ET 33/13,2

KV

ET 132/33 KV

ene-18 3,6% 2,7% 3,5% 3,7% 4,8% 5,4% 5,2%

feb-18 2,7% 2,2% 2,8% 3,1% 3,3% 4,0% 3,9%

mar-18 1,8% 1,6% 1,8% 1,8% 1,9% 2,0% 2,0%

abr-18 2,8% 3,2% 2,7% 2,5% 2,2% 1,7% 1,8%

may-18 7,5% 6,6% 7,3% 7,3% 9,8% 10,2% 9,8%

jun-18 7,3% 5,8% 6,8% 6,8% 9,8% 10,1% 9,7%

jul-18 1,1% 1,2% 1,6% 2,1% 0,5% 1,5% 1,6%

24

ago-18 5,8% 7,4% 6,4% 5,8% 6,5% 5,7% 5,5%

sep-18 12,7% 9,5% 12,0% 12,8% 15,9% 17,8% 17,3%

oct-18 0,1% 0,5% 0,6% 1,0% -1,2% -0,5% -0,3%

nov-18 1,7% 2,2% 1,7% 1,4% 1,5% 0,9% 0,9%

dic-18 3,0% 2,4% 2,5% 2,4% 3,2% 2,9% 2,9%

ene-19 0,1% 0,8% 0,4% 0,4% -0,7% -0,8% -0,7%

feb-19 2,4% 2,6% 2,7% 2,8% 2,7% 2,9% 2,9%

mar-19 3,8% 4,4% 4,1% 4,0% 3,9% 3,9% 3,8%

abr-19 3,3% 2,8% 3,3% 3,6% 3,8% 4,4% 4,3%

may-19 4,3% 3,7% 4,2% 4,4% 4,9% 5,3% 5,2%

jun-19 0,1% 0,5% 0,4% 0,7% -0,8% -0,4% -0,3%

jul-19 1,3% 2,1% 1,5% 1,3% 1,0% 0,5% 0,5%

ago-19 15,3% 12,2% 13,8% 13,4% 20,0% 19,8% 19,1%

sep-19 1,6% 1,8% 2,0% 2,4% 1,0% 1,6% 1,7%

oct-19 3,7% 3,5% 3,6% 3,6% 3,8% 3,8% 3,8%

nov-19 4,0% 3,4% 3,9% 4,1% 4,1% 4,6% 4,6%

dic-19 3,5% 3,0% 3,4% 3,5% 3,6% 3,8% 3,8%

ene-20 3,1% 2,6% 1,9% 1,0% 1,8% 2,5% 3,7%

feb-20 3,9% 3,2% 2,1% 0,8% 0,9% 2,3% 2,9%

mar-20 3,2% 2,6% 1,9% 0,7% 1,3% 2,6% 3,4%

abr-20 2,9% 2,3% 1,7% 0,3% 1,3% 2,8% 3,5%

may-20 2,1% 1,8% 1,9% 1,3% 3,0% 2,9% 4,5%

jun-20 1,4% 1,1% 1,6% 0,7% 2,9% 3,4% 4,7%

jul-20 1,6% 1,3% 1,6% 0,7% 2,7% 3,3% 4,6%

ago-20 3,5% 2,8% 3,3% 3,5% 4,0% 4,4% 4,3%

sep-20 3,0% 2,9% 3,1% 3,2% 3,1% 3,3% 3,3%

oct-20 4,3% 3,6% 4,1% 4,2% 4,8% 5,1% 5,0%

nov-20 6,2% 6,2% 5,7% 5,2% 4,7% 3,8% 4,1%

Con estos porcentajes de variación mensual, se determinó el VNR de cada instalación

en cada mes del periodo considerado, con lo cual se calculó la variación acumulada de

sus costos en el periodo enero 2018-noviembre 2020. En el Anexo, se muestra el VNR

de las instalaciones en cada mes, en función de las cantidades a diciembre 2017

(Audiencia Pública del 8/2/18), a partir del cual surge la variación de los VNRs que se

detalla a continuación:

Líneas:

Tipos Δ VNR ene18- nov20

$

L.B.T. Monofásica 484.240.647

L.B.T. Bifásica 53.714.933

L.B.T. Trifásica 4.132.318.736

L.M.T ( 7,6 Kv) 1.274.599.031

L.M.T ( 13,2 Kv) 3.885.318.649

25

L.M.T ( 33 Kv) 4.203.576.232

Líneas 132 kv 5.940.793.992

Total 19.974.562.221

Subestaciones transformadoras MT/BT:

Tipos Δ VNR ene18-nov20 KVA $

3 y 5 275.707.128

10- 16 - 25 325.015.057

37,5-40-50-63 83.694.320

75-100-125 198.594.162

150-160 221.962.621

200 187.299.414

250 191.017.961

300-315-350 563.223.103

400 303.000.201

500 288.074.422

630-750 232.401.660

Total 2.869.990.048

Estaciones Transformadoras 132/33 KV:

Ubicación Δ VNR ene18-nov20

$

CT Nº1-SÁENZ PEÑA 562.523.061

TRES ISLETAS 58.382.313

P. DEL INFIERNO 109.398.136

J J CASTELLI 167.304.966

CT Nº5-V. ÁNGELA 194.301.515

SAN BERNARDO 57.543.664

CT Nº6-CHARATA 298.390.786

CAMPO LARGO 142.770.520

CT Nº3-P. PLAZA 136.144.895

LA ESCONDIDA 145.227.745

QUITILIPI 138.202.815

CT Nº7-SAN MARTIN 159.271.216

LA LEONESA 117.298.202

CD Nº8 UCAL 139.331.538

CD Nº5 338.265.056

CD Nº6 361.597.662

TOTAL 3.125.954.089

Estaciones Transformadoras 33/13,2 KV:

Zona Charata:

26

Δ VNR ene18-nov20

$

CORZUELA 50.670.647

LAS BREÑAS 77.370.332

GENERAL PINEDO 63.337.985

GANCEDO 39.812.369

ITÍN 463.756

HERMOSO CAMPO 47.684.777

SUBTOTAL 279.339.866

Zona Villa Ángela:

Δ VNR ene18- nov20

$

SAN BERNARDO 50.592.315

VILLA BERTHET 30.827.374

CNEL DU GRATY 50.164.579

SANTA SYLVINA 36.969.682

SAMUHU 20.066.042

CHARADAI 26.179.185


Zona Sáenz Peña:

Δ VNR ene18- nov20

$

SP CD Nº2 82.836.605

SP CD Nº3 85.072.977

TRES ISLETAS 68.423.731

J J CASTELLI 71.882.443

V. R. BERMEJITO 1.577.195

MIRAFLORES 23.281.118

AVIA TERAI 39.883.184

C. DEL BERMEJO 9.845.437

LOS FRENTONES 34.656.462

LA TIGRA 10.456.066

LA CLOTILDE 18.600.317

N. POMPEYA 1.478.620

F. ESPERANZA 221.162

TACO POZO 2.148.208


Zona San Martín:

Δ VNR ene18-nov20

$

COLONIAS UNIDAS 47.935.209

PAMPA DEL INDIO 31.313.584

PCIA. ROCA 30.136.144

PUENTE LIBERTAD 43.070.851


27

Zona Quitilipi:

Δ VNR ene18- nov20

$

QUITILIPI 60.848.555

MACHAGAY 71.403.053

LA ESCONDIDA 21.631.089

COLONIA ELISA 11.362.922

CAPITAN SOLARI 788.598

LAPACHITO 12.800.455


Zona Las Palmas:

Δ VNR ene18- nov20

$

LAS PALMAS 67.654.785

GRAL.VEDIA 32.368.143


Zona Metropolitana:

Δ VNR ene18- nov20

$

CDNº 1 114.436.411

CDNº 2 124.907.248

CDNº 3 100.993.491

CDNº 7 P. TIROL 89.021.180

CDNº 9 103.980.806

CDNº 10 78.067.690

CDNº 11 79.063.462

CDNº 12 SAMEEP 25.444.491

CD ARAZA 24.833.198

CD M. BELEN 57.445.647


Equipos de mediciones:

Tipos Δ VNR ene18- nov20

$

Medidores Monof. Digital. 588.984.318

Medidores Trif.Digital 232.647.040

Med.GrandesPot. Digital 48.104.670

Med.Est. Transf. Digital 4.588.347

Medidores Trif.AºPº 99.082.313

Medidores Trif.SETAElect. 309.799.961

Medidores Control Fase 10.314.207

TOTALES 1.293.520.856

28

Grupos Electrógenos:

Tipos Δ VNR ene18-nov20

$

CATERPILAR 2000 KVA 25.331.136

CATERPILAR 813 KVA 25.331.136

VOLVO 620 KVA 7.199.375

SCANIA 550 KVA 6.666.088

PERKINS 480 KVA 5.999.479



MERCEDES BENZ 366-100 KVA 4.266.297





Totales 96.991.585

Parque Automotor:

Etapa del proceso Δ VNR ene18-nov20 Vida Útil

Δ Renov. Automotores

$ años $

GENERACION 32.142.783 10 3.214.278

TRANSPORTE 32.142.783 10 3.214.278

SUBTRANSMISION 32.142.783 10 3.214.278

DIST.PRIMARIA 160.713.913 10 16.071.391

SUBESTACIONES 32.142.783 10 3.214.278

DISTR. SECUND. 289.285.043 10 28.928.504

COMERCIALIZACION 64.285.565 10 6.428.557

TOTAL 642.855.652 64.285.565

Con dichas variaciones de costos, y siguiendo el procedimiento detallado

anteriormente, se obtuvo el incremento de VNR, así como la variación de los importes

de Renovación y Mantenimiento de cada etapa del proceso, lo que se muestra en la

Tabla 21.

Tabla 21: Variación enero 2018-noviembre 2020 del VNR y Renovación/Mantenimiento anual

Etapa del proceso ΔVNR ene18-nov20 Δ Renovación Δ Mantenimiento

$ $ $

Generación 96.991.585 12.913.437 6.789.411

Transmisión 9.066.748.081 204.697.569 136.001.221

Subtransmisión 6.382.174.159 145.481.940 127.643.483

Dist. Primaria 5.159.917.680 163.497.611 77.398.765

Subestaciones 3.179.790.010 160.179.763 63.595.800

Dist. Secundaria 4.670.274.316 162.364.913 93.405.486

Comercialización 979.132.548 104.341.811 14.686.988

Total 29.535.028.378 953.477.044 519.521.155

.

29

Este procedimiento de considerar la actualización no percibida de los ingresos, como

consecuencia de las variaciones sustanciales de los costos en forma mensual,

también es aplicado por otras Distribuidoras en ámbito nacional; más precisamente,

tanto EDENOR como EDESUR, en su Revisión Tarifaria Integral del 2016, consideran

y aplican estos conceptos, similares a los propuestos por SECHEEP, siendo aquellos

aprobados por el ENRE.

4.5.- Costos de Remuneraciones

Las remuneraciones totales se proyectaron para el año 2021 en base a la plantilla

actual de personal con que cuenta la empresa, las cuales se muestran en la Tabla 22.

30

Tabla 22: Remuneraciones proyectadas para 2021.

Rubro ene-21 feb-21 mar-21 abr-20 may-21 jun-21 jul-21 ago-21 sep-21 oct-21 nov-21 dic-21 Totales

Cantidad de empleados 1348 1345 1343 1328 1328 1327 1325 1324 1318 1317 1316 1315

REMUNERATIVOS

HABERES 76.723.088 76.723.088 82.860.935 82.860.935 82.860.935 82.860.935 82.860.935 82.860.935 87.832.592 87.832.592 93.102.547 93.102.547 1.012.482.067

HORAS EXTRAS 8.439.540 6.905.078 6.628.875 6.628.875 5.800.265 5.800.265 5.800.265 5.800.265 7.904.933 7.904.933 8.379.229 9.310.255 85.302.780

RET. VACACIONES 21.482.465 8.439.540 3.314.437 828.609 828.609 828.609 828.609 828.609 878.326 878.326 931.025 7.448.204 47.515.370

PRESENTISMO 767.231 767.231 828.609 828.609 828.609 828.609 828.609 828.609 878.326 878.326 931.025 931.025 10.124.821

SAC 306.892 76.723 82.861 82.861 82.861 44.744.905 414.305 414.305 439.163 439.163 465.513 51.671.914 99.221.465

BAE-BCL 20.715.234 20.715.234 22.372.453 22.372.453 22.372.453 1.242.914 22.372.453 22.372.453 23.714.800 23.714.800 25.137.688 1.862.051 228.964.983

PASANTES 26.850 11.072 11.072 11.072 11.072 11.072 11.072 11.072 11.072 11.072 11.072 11.072 148.637

CAPACITACION 0 0 21.020.113 16.226.323 16.066.135 0 0 0 0

53.312.571

TOTAL 128.461.300 113.637.965 137.119.355 129.839.737 128.850.940 136.317.310 113.116.248 113.116.248 121.659.211 121.659.211 128.958.099 164.337.067 1.537.072.693

NO REMUNERATIVOS

SUMA FIJA N/R N/B 14.628.640 14.701.783 14.775.292 14.849.168 14.923.414 14.998.031 15.073.021 15.148.386 15.224.128 15.300.249 15.376.750 15.453.634 180.452.496

INDEMNIZ. 11.316.584 15.088.778 5.658.292 7.544.389 7.544.389 3.772.195 9.430.487 11.316.584 5.658.292 3.772.195 5.658.292 7.544.389 94.304.865

GAS- TARIFA LUZ 1.294.080 1.291.200 1.289.280 1.274.880 1.274.880 1.273.920 1.272.000 1.271.040 1.265.280 1.264.320 1.263.360 1.550.400 15.584.640

SALARIO 932.075 1.025.283 1.127.811 978.679 978.679 1.240.592 1.240.592 1.027.613 1.364.651 1.181.755 1.501.116 381.257 12.980.102

TURISMO

23.353.313

23.353.313

TOTAL 28.171.378 32.107.044 22.850.674 24.647.116 24.721.362 21.284.738 27.016.100 28.763.623 46.865.664 21.518.518 23.799.518 24.929.680 326.675.415

TARJETA RECARGABLE 16.005.941 15.880.694 15.880.694 22.405.447 22.433.371 22.361.642 22.349.904 22.403.510 27.828.410 27.828.410 27.828.410 27.828.410 271.034.845

TOTAL HABERES 172.638.619 161.625.703 175.850.724 176.892.300 176.005.673 179.963.690 162.482.252 164.283.382 196.353.285 171.006.139 180.586.028 217.095.157 2.134.782.953

31

4.6.- Otros Gastos

Variables: incluyen comisiones y retenciones bancarias, teléfonos, viáticos del

Personal y vehículos. Todos estos conceptos surgen de las proyecciones de

erogaciones a efectuaren el año 2021, obtenidos a partir de los costos contables

incurridos en el año 2020, distribuidos por cada etapa. Los mismos, se muestran la

Tabla 23.

Tabla 23: Otros Gastos Variables por etapa del proceso proyectados 2021.

Gastos Bancarios

Gastos de Teléfonos

Viáticos del Personal

Gastos de Vehículos

Total Otros Gastos Var.

PRODUCCION

52.273 787.519 839.792

TRANSPORTE

182.956 1.575.038 1.757.993

SUBTRANSMISION

444.321 1.575.038 2.019.359

DIST. PRIMARIA

836.369 19.687.972 20.524.341

SUBESTAC.

1.130.405 3.937.594 5.068.000

DIST. SECUND.

386.367 1.927.570 43.313.538 45.627.474

COMERCIALIZ. 216.775.343 1.545.467 1.960.240 7.875.189 228.156.239

T O T A L 216.775.343 1.931.834 6.534.134 78.751.887 303.993.198

Fijos: incluyen gastos por ECOM SA, GLM (nuevo sistema informático), ITS (Tablero

de control - Contact Center - SCADA), toma de lectura, distribución de facturas, corte y

reconexión, servicios de terceros, honorarios y demandas Judiciales, alquileres,

servicio de transporte, seguros de automotores y líneas, vigilancia, papeles y útiles,

limpieza de edificios, ART y seguro de vida, ropa de trabajo y capacitación, franqueo,

etc. Todos estos conceptos surgieron de las proyecciones para el año 2021, obtenidos

a partir de los costos contables incurridos en el año 2020, distribuidos por cada etapa.

Los mismos, se muestran la Tabla 24.

32

Tabla 24: Otros Gastos Fijos por etapa del proceso proyectados 2021.

Ecom-Nuevo

Sist. Informat.

Corte-Dist. Fact.

Toma de lectura

Honorar. Dem. Jud. Siniestros

Alquileres

Serv. Transporte

Seguros

Papeles y Utiles +

Informátia

Generales

Bolsín

Franqueo

Vigilancia

y cámaras

Limp. Conserv.

Edificios

ART

Seguro Vida

Honorarios Serv.

Terceros

Capacitación y Ropa de

Trabajo

Total

G. Fijos

PRODUCCION

1.112.188 39.918

2.658.972 5.450.317 595.274 41.446 595.598 10.493.713

TRANSPORTE

703.107 79.836

1.680.959 5.450.317 2.083.461 145.060 376.527 10.519.268

SUBTRANSMISION

447.432 79.836

1.069.701

5.059.833 352.290 239.608 7.248.700

DIST. PRIMARIA

1.470.133 997.948

3.514.733

9.524.392 663.133 787.284 16.957.624

SUBESTAC.

230.108 199.590

550.132 5.450.317 12.872.811 896.266 123.227 2.032.245

DIST. SECUND.

5.241.344 2.195.486

12.530.787 5.450.317 21.950.747 1.528.315 2.806.841 51.703.837

COMERCIALIZ. 33.685.544 36.330.546 11.554.982 53.369 4.910.080 3.579.454 399.179 13.212.545 19.704.988 8.557.611 5.450.317 22.322.793 1.554.219 1.916.867 163.232.494

T O T A L 33.685.544 36.330.546 11.554.982 53.369 4.910.080 12.783.765 3.991.793 13.212.545 19.704.988 30.562.895 27.251.585 74.409.311 5.180.729 6845954,46 280.478.086

33

4.7.- Impuestos

Impuestos internos: $ 9.630.093

Impuesto al cheque: $ 61.543.138

Ganancias y/o G. Mínima presunta: $ 0

Tasas y Servicios Municipales: $ 8.010.916

Impuestos sobre remuneraciones:

CONCEPTOS IMPORTES $

CONTRIBUCIONES SS 192.869.493

DETRACCION LEY 27430 -124.000.154

CONTRIBUCIONES OS 74.180.574

LEY 49 11.127.086

FDO COMPENSADOR 6% 89.016.689

ART. 48 CONV. 794/06 E 1% 6.455.081

CONTRIB. TAREA DIFERENCIAL 7.278.546

CONTRIB. ART. 69 2,5 % CONV. 36/75 17.674.627

CONTRIB ART. 70 2 % CONV 36/75 14.139.701

CONTRIB ART 72 0,5 % CONV 36/75 3.534.925

TOTAL CONTRIBUCIONES 295.428.224

4.8- Total Costos Proyectados 2021

La suma de todos los conceptos expuestos anteriormente alcanza la suma de

$16.526.540.968, que serían los egresos anuales totales proyectados para 2021, los

cuales se resumen en la Tabla 25.

Tabla 25: Costos anuales totales proyectados 2021.

CONCEPTOS IMPORTES NETOS $ PARTICIPACIÓN

ENERGIA POTENCIA Y TRANSPORTE 6.910.735.579 41,8% EXPANSIÓN Y RENOVACIÓN 4.283.600.083 25,9% REMUNERACIONES 2.134.494.953 12,9% RECUPERO COSTOS RENOV.-MANT. 1.472.998.199 8,9% MANTENIMIENTO 737.485.980 4,5% OTROS GASTOS FIJOS Y VAR. 584.467.058 3,5% IMPUESTOS Y TASAS 374.612.371 2,3% GENERACIÓN PROPIA 28.146.744 0,2%

TOTAL 16.526.540.968

COSTOS OPERATIVOS 10.769.942.686 65,2%

Los Costos Operativos se obtienen de descontar a la suma total de erogaciones la

correspondiente a la Expansión/Renovación y el Recupero de Costos de

Renovación/Mantenimiento.

34

5.- REQUERIMIENTOS DE INGRESO

5.1.- Ingresos actuales Proyectados

Recursos Tarifarios: representan la facturación por venta de energía, que surge de

considerar las determinadas cantidades proyectadas para el 2021 y el Cuadro Tarifario

vigente a la fecha (agosto 2019). Con respecto a las cantidades a facturar, son las

proyectadas para el periodo 2021, como se mostró en la Caracterización del Mercado.

Por otro lado, el Cuadro Tarifario contempla los precios mayoristas que entraron en

vigencia a partir de los consumos de agosto 2019, establecidos por la Resolución

SRRyME Nº14/19, y el Valor Agregado de Distribución de SECHEEP aprobado

mediante la Audiencia Pública del 8/2/2018. El importe neto promedio mensual y el

total anual a facturar por categoría de usuarios para el 2021, se muestran en la Tabla

26.

Tabla 26: Facturación neta actual proyectada 2021.

SUMINIS-

TROS POTENCIA

PUNTA POTENCIA F. PUNTA

ENERGÍA PROM.MES

IMPORTE PROM.MES

IMPORTE ANUAL

Cant. KW KW KWh-mes $ $

RESIDENCIALES 365.052

131.841.164 420.796.954 5.049.563.454

RURALES 11.217

2.991.025 14.763.091 177.157.092

COMERCIALES 28.890

22.810.989 89.752.650 1.077.031.796

INDUSTRIALES PEQ. 3.139

3.473.500 13.645.094 163.741.127

OFICIALES 8.088

5.505.202 23.124.218 277.490.618

SERV. SANIT. PEQ. 304

616.202 2.161.592 25.939.101

GRAN USUARIO BT 552 37.419 46.165 15.135.665 50.783.402 609.400.819

GRAN USUARIO MT 127 30.048 35.487 13.503.955 50.800.331 609.603.970

COOP. Y DISTRIB. 37 10.188 10.492 4.466.336 12.441.411 149.296.931

PEAJE BT 1 24 61 3.580 8.917 107.004

PEAJE MT 4 3.060 3.198 1.459.800 927.085 11.125.019

ALUM. PÚBLICO 2.386

6.444.668 29.227.814 350.733.767

TOTALES 419.797

208.252.086 708.432.558 8.501.190.698

A su vez, la Empresa posee otros ingresos como son:

Chaco Subsidia: mediante la Ley Provincial 2979-F se creó éste régimen de subsidio

al consumo eléctrico, y reglamentado en lo referente a su modalidad de aplicación por

el Decreto Provincial 1702/19. Posteriormente, el Decreto Provincial 119/20, prorrogó

su vigencia para el año 2020 y estableció el nuevo importe que aportaría el Gobierno

Provincial para este subsidio ($ 800.000.000). Los usuarios alcanzados por el subsidio,

son los usuarios Residenciales urbanos, rurales y de asentamientos, así como también

Clubes e Iglesias; constituido por una bonificación en sus facturas igual al 50% de los

cargos variables por energía, y del 70% para estos últimos. Luego, de sumar los

importes facturados como subsidio a cada usuario, surge el importe total anual que

35

aportará el Gobierno Provincial a la Empresa SECHEEP, para compensar los ingresos

de la misma. En el año 2021, debería ascender a $ 724.111.970.

Cargo Tarifario Específico: creado según el Decreto Provincial 2634/09, y extendido

su plazo de vigencia por el Decreto Provincial 366/19, el cual es abonado por todos los

usuarios del servicio de energía eléctrica con excepción de los Asentamientos

comprendidos en el Convenio entre el Ministerio de Desarrollo Social y SECHEEP, a

los usuarios residenciales sin medición con viviendas precaria de paredes de chapa o

cartón, según Resolución MIySP N°1150/18, como así también al Gobierno Provincial,

Municipal y la Empresa SAMEEP. Este fondo tiene el objeto de financiar la compra de

materiales eléctricos, equipos y obras de infraestructura, y cuya proyección de

facturación para el periodo 2021 es $ 504.622.434.

El Cargo Tarifario Específico, según la Resolución del Ministerio de Infraestructura y

Servicios Públicos del Chaco Nº 15/19, está constituido por un monto fijo de $ 34 más

un cargo variable por cada KWh de energía consumida de $ 0,17 para los usuarios sin

medición de potencia y, un cargo fijo de $ 12 por KW de Potencia facturada más un

cargo variable de $ 0,11 por cada KWh de energía consumida para los grandes

usuarios con medición de potencia, todos ellos por mes y más IVA. Por lo tanto, a

partir del mercado proyectado para el 2021 y de los precios unitarios, considerando las

exclusiones mencionadas, en la Tabla 27 se muestra la determinación del importe total

a facturar en el 2021 por el Cargo Tarifario Específico.

Tabla 27: facturación Cargo Tarifario Específico por categoría usuario 2021.

USUARIOS SIN MEDICIÓN DE POTENCIA

FIJO $-mes TOTAL mes TOTAL anual

USUARIOS Cantidad 365.047 34 12.411.598 148.939.176

VARIABLE $/KWh TOTAL mes TOTAL anual

ENERGIA KWh-mes 152.379.103 0,17 25.904.448 310.853.370

TOTAL 38.316.046 459.792.546

USUARIOS CON MEDICIÓN DE POTENCIA

FIJO $/kw TOTAL mes TOTAL anual

POTENCIA KW-mes 76.103 12 913.236 10.958.832


ENERGÍA KWh-mes 25.659.891 0,11 2.822.588 33.871.056

TOTAL 3.735.824 44.829.888

TOTAL mes TOTAL anual

TOTAL 42.051.870 504.622.434

Otros ingresos: los principales conceptos que los integran son los intereses por mora

y el recargo por bajo factor de potencia cobrado a los usuarios. En la Tabla 28 detallan

todos los conceptos incluidos y el monto total a facturar en el 2021.

36

Tabla 28: Otros ingresos a facturar en el 2021.

OTROS INGRESOS IMPORTES $

Recargo bajo factor de potencia 42.902.532

Alquiler soporte res.4478/97 23.395.716

Derecho de Conexión 21.175.392

Rehabilitación automática 13.683.400

Gastos comisión cheques 1.423.456

Intereses por mora 172.641.411

TOTAL 275.221.907

Fondo Compensador Tarifario (FCT): es el fondo subsidiario para compensaciones

regionales de tarifas a usuarios finales, establecido en la Ley Nacional 24.065, siendo

la estimación de las transferencias que recibirá la Provincia del Chaco en el año 2020,

$ 93.496.705,12.

De esta manera, los ingresos netos totales anuales proyectados para el año 2021 se

resumen a continuación en la Tabla 29.

Tabla 29: Ingresos netos totales anuales proyectados para el año 2021.

CONCEPTOS IMPORTES NETOS $ PORCENTAJES

RECURSOS TARIFARIOS 8.501.190.698 84,2%

CHACO SUBSIDIA 724.111.970 7,2%

CARGO TARIFARIO ESPECÍFICO 504.622.434 5,0%

OTROS INGRESOS 275.221.907 2,7%

FONDO COMP. TARIFARIO 93.496.705 0,9%

TOTAL 10.098.643.715

5.2.- Análisis económico

En la Tabla 30 se resume el análisis económico efectuado a partir de la comparación

de los ingresos y egresos anuales detallados anteriormente. De ello, se calculan

parámetros como el Desequilibrio Económico y Cubrimiento de Costos.

Tabla 30: Análisis económico para el año 2021.

CONCEPTOS IMPORTE $ PORCENTAJE

A Egresos Totales Proyectados 16.526.540.968

B Costos Operativos 10.769.942.686

C Ingresos Totales Proyectados 10.098.643.715

D DESEQUILIBRIO ECONÓMICO (A-C) 6.427.897.254

E CUBRIMIENTO COSTOS 10.098.643.715 61,1%

F DÉFICIT DE CAJA 1.175.921.405 6,6%

37

Desequilibrio Económico: representa el incremento que debe producirse en los

ingresos anuales totales para que se igualen a los egresos anuales totales. Es decir,

los ingresos totales deben incrementarse $ 6.427.897.254 para alcanzar el equilibrio

económico.

Cubrimiento de Costos: indica el importe y porcentaje que se cubren de los egresos

anuales totales con los ingresos anuales totales. Es decir, solamente se alcanzan a

cubrir el 61,1% de los costos totales.

Cubrimiento de Costos %= ((Total de Ingresos) / (Total de Egresos))*100

5.3.-Adecuación ingreso tarifario

Solamente se pueden modificar los Ingresos Tarifarios, conformados por los Recursos

Tarifarios directos ($8.501.190.698) y el Cargo Tarifario Específico ($504.622.434),

mediante el proceso de Audiencia Pública. La suma de ambos, actualmente alcanza

un valor de $ 9.005.813.132.

De esta manera, el incremento necesario para alcanzar el equilibrio económico sería:

Incremento Ingreso Tarifario: $ 6.427.897.254 es el importe que se deben

incrementar los ingresos tarifarios anuales para eliminar el desequilibrio económico

con respecto a los costos totales. Por lo tanto, el Nuevo Ingreso Tarifario, para que no

exista desequilibrio económico, se obtiene de sumar el incremento tarifario

($6.427.897.254) a los valores actuales de ingresos tarifarios ($9.005.813.132). Dando

un valor total de $ 15.433.710.386, que en términos porcentuales, sería incrementar

dichos ingresos en 71,37%.

Además, se deben considerar los ingresos extra tarifarios (Chaco Subsidia, Otros

ingresos y Fondo Compensador Tarif.), que en totalidad alcanzan $ 1.092.830.582.

Nuevos Ingresos Totales: es el nivel al que deberían ascender los ingresos totales

anuales de manera que se equilibren con los egresos totales anuales. Surgen de

sumar a los nuevos ingresos tarifarios, los otros ingresos extra tarifarios mencionados,

dando $ 16.526.540.968.

38

5.4.- Nuevos valores Cargo Tarifario Específico

Se estableció que el 38% de las necesidades anuales de inversión deben ser cubiertas

con la facturación del Cargo Tarifario Específico, siendo afrontadas las restantes con

las tarifas de aplicación de SECHEEP.

El Plan de Obras que comprende el periodo desde el 01/12/2019 al 30/11/2029, el cual

sustentó la renovación de la vigencia del Cargo Tarifario Específico, en la Audiencia

Pública llevada a cabo el 19/12/18, ascendía a un monto total de $ 12.868.280.278 y

anual de $ 1.286.828.028, considerando una cotización del dólar estadounidense de

$40,3. Este plan fue revisado y actualizado teniendo en cuenta las proyecciones de

crecimiento de la demanda, mientras que los precios se proyectaron a noviembre

2020, mediante las fórmulas de variación costos aprobadas en dicha Audiencia

Pública.

La variación de los índices en el periodo enero 2019 a noviembre 2020, fue la

siguiente:


Δ ene 19–jul 20 105,8% 80,6% 110,3% 115,0% 125,3%

Aplicando estos porcentajes en las fórmulas de variación de costos, se pudo valorizar

el Plan de Obras a noviembre 2020, dando $ 29.617.313.256 en total, y

$2.961.731.326 como promedio anual.

A efectos de mantener la misma relación del total de la inversión anual

($2.877.879.956) sustentada con el Cargo Tarifario (38%), la facturación anual del

mismo debería ascender a $ 1.125.457.904.

De esta manera, para las mismas cantidades de usuarios, energía y potencia

proyectadas para el 2021, la facturación anual del Cargo Específico debería pasar de

$ 504.622.434 a $ 1.125.457.904, es decir, incrementarse en $ 620.835.469 anuales.

5.4.1.- Determinación nuevos valores del Cargo Tarifario Específico

Manteniendo la participación actual de ingresos en el Cargo Tarifario Específico, del

importe para cada categoría de usuario, como se muestra seguidamente, se obtendrán

los nuevos valores unitarios del mismo.

39

Categoría de Usuario Cargos Facturados Participación en el Total

Usuarios sin medición de potencia:

Residenciales, peq. Comercios e Industrias, Oficiales Nacionales, etc.

Cargo Fijo 26%

Cargo Variable 65%

Usuarios con medición de potencia:

Grandes usuarios particulares y Nacionales en BT y MT.

Cargo por Potencia 2%

Cargo Variable 7%

A partir de lo anterior, los nuevos importes unitarios para cada categoría de usuario se

obtienen seguidamente:

Categoría Usuario

Cargo Cantidades Participación Nuevo Importe

Total Nuevo Valor

Unitario

1 2 3 4 5= Total 5 * 4 6= 5 / 3 / 12

Usuarios sin medición de potencia

Cargo Fijo 365.047 usuarios

26% $ 292.619.055 67 $/usu-mes

Energía 152.379.103

KWh-mes 65% $ 731.547.637 0,40 $/KWh-mes

Usuarios con medición de potencia

Potencia 76.103

KW-mes 2% $ 22.509.158 25 $/KW-mes

Energía 25.659.891 KWh-mes

7% $ 78.782.053 0,26 $/KWh-mes

Totales 100% $ 1.125.457.904

5.4.2.- Determinación nueva facturación del Cargo Tarifario Específico

Por lo tanto, a partir del mercado proyectado para el 2021 y de los nuevos precios

unitarios, considerando las exclusiones mencionadas, en la siguiente Tabla se muestra

la determinación de los nuevos importes a facturar por el Cargo Tarifario Específico.

USUARIOS SIN MEDICIÓN DE POTENCIA

FIJO $-mes TOTAL mes TOTAL anual

USUARIOS Cantidad 365.047 67 24.384.921 292.619.055


ENERGIA KWh-mes 152.379.103 0,40 60.962.303 731.547.637

TOTAL 85.347.224 1.024.166.692

USUARIOS CON MEDICIÓN DE POTENCIA

FIJO $/kw TOTAL mes TOTAL anual

POTENCIA KW-mes 76.103 25 1.875.763 22.509.158


ENERGÍA KWh-mes 25.839.636 0,26 6.565.171 78.782.053

TOTAL 8.440.934 101.291.211

TOTAL mes TOTAL anual

TOTAL 93.788.159 1.125.457.904

40

6.- ASIGNACIÓN DE COSTOS A ETAPAS DEL SERVICIO

Una vez consolidados todos los costos y determinados los costos totales, se los

reclasificará según su naturaleza en costos fijos, variables y de comercialización.

Posteriormente, se procederá a distribuirlos en cada etapa del servicio, de acuerdo a

las particularidades de cada uno, y se los asociará a los datos característicos del

mercado consumidor (demanda de energía y potencia en horarios pico y fuera de

ellos), con lo cual se determinarán los costos medios en cada una ($/KWh y $/KW) y

para cada conjunto de cliente.

6.1.- Reclasificación de Costos Totales

Costos Fijos

Los Costos Fijos incluyen los gastos anuales en Personal, Renovación y Expansión

del sistema eléctrico, Potencia del Mercado Eléctrico Mayorista, Impuestos, Tasas y

Otros, como se aprecia en la Tabla 31.

El monto del total de Remuneraciones determinados para el periodo, se distribuye de

acuerdo a la proporción de empleados en las diferentes etapas del servicio:

Producción y/o Generación 0,8%, Transporte 2,8%, Alimentación 6,8%, Distribución

Primaria 12,8%, Subestaciones 17,3%, Distribución Secundaria 29,5% y

Comercialización 30%. La distribución de los importes de Renovación y Expansión

anual del sistema eléctrico surge de las Tabla 18, a su vez la distribución del recupero

de Renovación se muestra en la Tabla 21. La compra de Potencia corresponde al

primer escalón del proceso: producción. Los Otros Gastos Fijos provienen de la Tabla

24. Finalmente, los Impuestos y Tasas, donde las Contribuciones totales se

distribuyeron con los mismos coeficientes que las remuneraciones, mientras que las

Tasas y Servicios se distribuyeron entre los escalones de Distribución Secundaria y

Comercialización.

Tabla 31: Costos Fijos Totales por etapa del proceso 2021.

ETAPAS REMUNERAC. EXPANSIONY RENOVACION

POTENCIA OTROS IMPUESTOS

Y TASAS TOTAL

$ $ $ $ $ $

1 2 3 4 5 6= 1+2+3+4+5

PRODUCCION 17.075.960 28.908.648 545.360.000 10.493.679 2.363.426 604.201.713

TRANSPORTE 59.765.859 2.214.043.943

10.519.149 8.271.990 2.292.600.941

SUBTRANSMISION 145.145.657 782.650.567

7.248.413 20.089.119 955.133.756

DIST. PRIMARIA 273.215.354 802.373.366

16.957.083 37.814.813 1.130.360.616

SUBESTAC. 369.267.627 462.638.395

20.321.719 51.109.083 903.336.824

DIST. SECUND. 629.676.011 653.262.019

51.702.590 90.355.693 1.424.996.312

COMERCIALIZAC. 640.348.486 293.200.190

163.231.226 93.435.017 1.190.214.919

TOTAL 2.134.494.953 5.237.077.128 545.360.000 280.473.859 303.439.140 8.500.845.080

41

Costos Variables

Dentro este rubro se incluye Compra de Energía al MEM y a las otras fuentes de

abastecimiento (EDESE y generación Nueva Pompeya) pago del Transporte AT y DT,

Generación Aislada, Materiales para el mantenimiento eléctrico, Impuestos y Otros

gastos, como se muestra en la Tabla 32. Al escalón de producción irán asignados los

importes de compra de energía, transporte, generación aislada, FNEE y

FONINVEMEM. Los importes para Materiales de Mantenimiento del sistema eléctrico

surgen de la Tabla 20 y 21. Los Otros Gastos Variables provienen de la Tabla 23. Por

último, los impuestos internos/cheques asignados al escalón de Comercialización.

Tabla 32: Costos Variables Totales por etapa del proceso 2021.

ETAPAS

COMPRA ENERGIA Y

TRANSPORTE

GENERACION AISLADA

MATERIALES MANTENIM.

IMPUESTOS Y CARGOS

MEM

OTROS

TOTAL

$ $ $ $ $ $

1 3 4 5 6 7=1+2+3+4+5+6

PRODUCCION 6.365.375.579 28.146.744 15.069.480

839.792 6.409.431.595

TRANSPORTE

332.784.927

1.757.993 334.542.921

SUBTRANSMISION

322.784.251

2.019.359 324.803.610

DIST. PRIMARIA

198.207.786

20.524.341 218.732.127

SUBESTAC.

159.309.299

5.068.000 164.377.299

DIST. SECUND.

195.055.929

45.627.474 240.683.404

COMERCIALIZAC.

33.795.463 71.173.231 228.156.239 333.124.933

TOTAL 6.365.375.579 28.146.744 1.257.007.136 71.173.231 303.993.198 8.025.695.888

Costos de Comercialización

Los Costos de Comercialización se encuentran incorporados como una etapa más del

servicio dentro de los Cuadros de Costos Fijos y Variables, según a que concepto

correspondan.

Costos Totales

Finalmente, en la Tabla 33 se representan los costos totales por etapa del servicio,

que surgen de sumar los costos fijos y variables indicados anteriormente.

42

Tabla 33: Costos Totales por etapa del servicio 2021. ETAPAS FIJOS VARIABLES TOTALES

$ $ $

PRODUCCION 604.201.713 6.409.431.595 7.013.633.308

TRANSPORTE 2.292.600.941 334.542.921 2.627.143.862

SUBTRANSM. 955.133.756 324.803.610 1.279.937.366

DIST.PRIMARIA 1.130.360.616 218.732.127 1.349.092.743

SUBESTAC. 903.336.824 164.377.299 1.067.714.123

DIST. SECUND. 1.424.996.312 240.683.404 1.665.679.716

COMERCIALIZ. 1.190.214.919 333.124.933 1.523.339.852

TOTAL 8.500.845.080 8.025.695.888 16.526.540.968

6.2.- Obtención costos de Distribución por eta

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AUDIENCIA PÚBLICA 2021 - Datachaco.com · Con respecto a la última Audiencia Pública, se tomó la decisión de disminuir el porcentaje de pérdida de energía hasta baja tensión,