Rendicion Pública de Cuentas. Audiencia final 2013 - Audiencia inicial 2014
AUDIENCIA PÚBLICA 2020 - SECHEEP€¦ · para cada uno de ellos, los indicados en la Tabla 3 . Con...
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Determinación nuevos valores del Cuadro Tarifario y del Cargo Tarifario Específico AUDIENCIA PÚBLICA 2020
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Determinación nuevos
valores del Cuadro Tarifario y
del Cargo Tarifario Específico
AUDIENCIA
PÚBLICA
2020
Contenido 1.- ESCALONES DEL PROCESO PRODUCTIVO ....................................................... 1
2.- MERCADO PROYECTADO 2020 ........................................................................... 1
3.- COSTOS TOTALES PROYECTADOS 2020 ........................................................... 4
3.1.- Costos de Abastecimiento .................................................................................. 4
3.2.- Costos de Expansión y Renovación ......................................................................... 10
3.3.- Costos de Remuneraciones ...................................................................................... 26
3.4.- Mantenimiento ............................................................................................................. 28
3.5.- Otros Gastos ................................................................................................................ 29
3.6.- Impuestos ..................................................................................................................... 31
3.7- Total Costos Proyectados 2020 ................................................................................. 31
4.- REQUERIMIENTOS DE INGRESO ....................................................................... 32
4.1.- Ingresos actuales Proyectados ................................................................................. 32
4.2.- Análisis económico ..................................................................................................... 34
4.3.-Adecuación ingreso tarifario ....................................................................................... 34
4.4.- Nuevos valores Cargo Tarifario Específico ............................................................. 35
4.4.1.- Determinación nuevos valores del Cargo Tarifario Específico .................. 36
5.- ASIGNACIÓN DE COSTOS A ETAPAS DEL SERVICIO ..................................... 38
5.1.- Reclasificación de Costos Totales ............................................................................ 38
5.2.- Obtención costos de Distribución por etapa ........................................................... 40
5.2.1.-Asignación Costos Fijos de Distribución .................................................... 41
5.2.2.-Asignación Costos Variables de Distribución ............................................. 42
6.- DETERMINACIÓN COSTOS DE DISTRIBUCIÓN RURAL ................................... 43
6.1.- Definición de las etapas del proceso ........................................................................ 43
6.2.- Potencia instalada para los usuarios ........................................................................ 43
6.3.- Costos totales del servicio por etapa excluido el abastecimiento ....................... 45
6.3.1.- Costos fijos ............................................................................................... 45
6.3.1.1.- Costos Totales Fijos Rurales ................................................................. 50
6.3.2. Costos Totales Variables Rurales .............................................................. 52
6.3.3.- Costos Totales Rurales ............................................................................. 54
6.3.4.- Costos Totales Rurales (ajustado) ............................................................ 56
7.- OBTENCIÓN COSTOS DE DISTRIBUCIÓN URBANOS ...................................... 58
8.- ASIGNACIÓN DE COSTOS AL MERCADO ......................................................... 60
8.1.- Usuarios Urbanos sin medición de potencia ........................................................... 60
8.2.- Usuarios Rurales ......................................................................................................... 64
8.3.- Usuarios Urbanos con medición de potencia ......................................................... 64
9.- ASIGNACIÓN INGRESOS EXTRA TARIFARIOS ................................................. 69
10.- FÓRMULAS TARIFARIAS .................................................................................. 73
10.1.- Usuarios Urbanos sin medición de potencia......................................................... 73
10.1.1.- Tarifa Residencial ................................................................................... 73
10.1.3.- Tarifa Comercial ..................................................................................... 76
10.1.4.- Tarifa Industrial Pequeño ........................................................................ 78
10.1.5.- Tarifa Oficial y Entes sin fin de lucro Nacional y particular ...................... 80
10.1.6.- Tarifa Oficial y Entes sin fin de lucro Provincial y Municipal .................... 82
10.1.7.- Tarifa Servicio Sanitario Particular .......................................................... 84
10.1.8.- Tarifa Servicio Sanitario Provincial .......................................................... 86
10.2.- Usuarios Rurales ....................................................................................................... 88
10.3.- Usuarios Urbanos con medición de potencia ....................................................... 93
10.3.1.- Gran Usuario en Baja Tensión ................................................................ 93
10.3.2.-Gran Usuario en Media Tensión .............................................................. 96
10.3.3.- Usuarios Cooperativas de Electrificación Rural y Distribuidores Provinciales ......................................................................................................... 99
10.4.-Tarifa de Peaje ......................................................................................................... 101
11.- FACTURACIÓN CON NUEVO CUADRO TARIFARIO Y CARGO TARIFARIO ESPECÍFICO ............................................................................................................ 105
11.1.- Facturación por Categoría de Usuario ................................................................. 105
11.2.- Facturación promedio mensual Alumbrado Público .......................................... 105
11.3.- Incremento facturación ........................................................................................... 105
11.4.- Análisis económico con la nueva facturación ..................................................... 106
11.5.- Ajuste financiero ...................................................................................................... 108
12.- IMPORTES FINALES A FACTURAR POR CATEGORÍA DE USUARIOS Y NIVELES DE CONSUMO ......................................................................................... 109
13.- MECANISMO DE MONITOREO DE LOS COSTOS PROPIOS DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................................................ 111
13.1.- Mecanismo de monitoreo de variación de costos .............................................. 111
ANEXO ..................................................................................................................... 112
1
1.- ESCALONES DEL PROCESO PRODUCTIVO
La agrupación de las categorías de usuarios en base a la tensión en que se entrega la
energía y a la capacidad de suministro que requiere, permitió asignar a cada etapa los
tipos de clientes, como se muestra en la Tabla 1.
Tabla 1: Etapas del proceso de Distribución. Fuente: elaboración propia.
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
2.- MERCADO PROYECTADO 2020
En la Tabla 2 se muestra la caracterización del mercado consumidor proyectado para
el año 2020, 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 1, se pueden obtener los valores de las potencias en punta y fuera de
punta del Sistema Provincial del día de máxima demanda, siendo las mismas 522.000
KW (a las 223 h) y 607.000 KW (a las 14:30 h), respectivamente.
2
Tabla 2: caracterización del mercado consumidor proyectado año 2020.
ESCALONES CARACT.
TECNICAS
CATEGORÍA DE
USUARIOS
NUMEROS DE
SUMINIS-TROS
ENERGIA EST. A VENDER EN EL ESCALON
TOTAL
SOPORTADO POR EL
ESCALÓN
DEMANDA DE POTENCIA PARA DET. COSTOS MEDIOS DEL ESCALON DISPONIBLE POR ESCALÓN
PUNTA FUERA DE
PUNTA PUNTA
FUERA DE PUNTA
KWh KWh KW KW KW KW
PRODUCCION 2.514.542.203 522.000 606.615
TRANSPORTE ALTA TENSIÓN 132 KV
522.000 606.615 2.514.542.203
SUBTRANSMI-SIÓN
MEDIA TENSIÓN 33 KV
Electrificación Rural y Distribuidores
36 54.271.699 2.514.542.203 9.958 10.041 500.076 581.138
DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
MEDIA TENSIÓN 13,2 KV>50 KW
Grandes y Med. Consumos en MT
117 163.565.582 2.460.270.504 36.976 32.768 476.072 553.243
BAJA TENSIÓN 220 Y 380 V.>50 KW
Medianos Consumos en BT
460 183.964.741 2.296.704.922 43.606 37.635 467.979 543.838 SUBESTACIO-NES
DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA
BAJA TENSION 220 Y 380 V.
Residencial 365.361 1.633.950.610
2.112.740.181
366.131 411.753
411.738 529.154
Comercial 31.095 289.346.725 73.427 82.576 Industrial 3.223 39.622.894 10.584 11.903 Oficiales y Entes 8.075 64.821.576 16.450 18.499 Serv. Sanitario 299 6.885.401 1.209 1.209 Alum. Publico 2.386 78.112.975 20.029 20.029
TOTAL
411.051 2.514.542.203
3
Figura 1: Demanda máxima de potencia Provincia del Chaco año 2020.
549 531
495 477
453 437 435
400 404
427 435 455
502
559
607 597
584
551
497
462 460
509 522 518
496
100
200
300
400
500
600
700
Po
ten
cia
MW
Hora
Día demanda máxima 2020
4
Las cantidades totales de energía soportada y la potencia disponible en cada escalón
del proceso productivo,se determinaron a partir de los factores de pérdidas adoptados
para cada uno de ellos, los indicados en la Tabla 3. Con respecto a la última Audiencia
Pública, se tomó la decisión de disminuir el porcentaje de pérdida hasta baja tensión,
pasando del 18% al 17%, siendo esto una de las metas fijadas para lograr mayor
eficiencia en los procesos comerciales.
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 residenciales urbanos de los rurales,
y de los generales rurales, se caracterizó específicamente el mercado rural. Lo cual,
se muestra en la Tabla 4 para el año 2020, siendo la pérdida adoptada hasta baja
tensión del 24%.
Tabla 4: caracterización del mercado consumidor Rural proyectado año 2020.
CETEGORÍA DE USUARIO CANT.
USUARIOS ENERGÍA
KWh
Total Residencial Rural 10.311 29.222.937
Total Otros Servicios Rural 906 7.166.035
TOTAL SISTEMA RURAL 11.217 36.388.971
3.- COSTOS TOTALES PROYECTADOS 2020
3.1.- Costos de Abastecimiento
a).- Compra de Energía al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) 2020: para su
determinación se consideran las cantidades de energía por categoría de usuario a
comprar a CAMMESA para el periodo anual 2020 y los precios estacionales fijados por
la Resolución de la 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 las cantidades a vender por categoría de usuario en el 2020,
5
afectadas por los porcentajes de pérdidas reconocidas en las Audiencias Públicas
anteriores (Tabla 3).
Los totales mensuales y el total anual se muestran en la Tabla 5.
Tabla 5: Cantidades de energía a comprar a CAMMESA en 2020. AÑO 2020 ENERGÍA KWh
ENERO 338.455.908 FEBRERO 289.297.654
MARZO 255.518.844 ABRIL 216.301.525 MAYO 202.837.966 JUNIO 194.927.712 JULIO 217.440.532
AGOSTO 207.216.197 SEPTIEMBRE 194.381.188
OCTUBRE 246.802.178 NOVIEMBRE 298.077.722 DICIEMBRE 298.620.844
TOTAL 2.959.878.269 PROMEDIO MES 246.656.522
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 2019.
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
General y T2- Demandas <300 KW 2,122 2,025 1,928
T3 - Demandas =>300 KW 3,042 2,911 2,779
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 2020 por categoría de usuario.
6
Tabla 7: Cantidades de energía a comprar a CAMMESA en 2020 por Cat. Usuario.
CATEGORÍAS PICO RESTO VALLE TOTAL
KWh KWh KWh KWh
Residencial 432.468.108 1.011.058.358 494.750.629 1.938.277.094 Alumbrado Público 32.677.397 12.754.293 55.235.072 100.666.762 General 121.017.405 268.192.288 130.878.577 520.088.270 T2 BT 32.769.751 84.265.075 39.011.609 156.046.435 T2 MT 5.337.312 13.724.516 6.353.943 25.415.771 T3 BT 3.994.986 11.273.608 4.425.515 19.694.108 T3 MT 27.636.837 78.509.837 30.748.894 136.895.568 Cooperativas y Distribuidores 14.056.690 32.728.106 16.009.465 62.794.261 TOTAL 669.958.485 1.512.506.081 777.413.703 2.959.878.269
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 de energía a comprar a CAMMESA en 2020 por Cat. Usuario.
CATEGORÍAS PICO RESTO VALLE TOTAL
ENERGÍA $ $ $ $ Residencial 800.930.935 1.783.506.944 829.202.054 3.413.639.932 Alumbrado Público 69.341.436 25.827.444 106.493.218 201.662.098 General 256.798.933 543.089.384 252.333.897 1.052.222.214 T2 BT 69.537.412 170.636.776 75.214.382 315.388.570 T2 MT 11.325.776 27.792.145 12.250.401 51.368.323 T3 BT 12.152.747 32.817.472 12.298.506 57.268.724 T3 MT 84.071.258 228.542.135 85.451.176 398.064.570 Cooperativas y Distribuidores 29.828.295 66.274.415 30.866.249 126.968.960 TOTAL 1.333.986.793 2.878.486.714 1.404.109.883 5.616.583.390
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
declaradas para el año 2020 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.
7
Tabla 9: Potencia e importes a comprar a CAMMESA según Res. SRRyME N° 14/19 en 2020.
AÑO 2020 POTENCIA MAXIMA
KW TOTAL $
Enero 599.966 47.997.296 Febrero 606.615 48.529.230 Marzo 537.997 43.039.783 Abril 522.130 41.770.439 Mayo 484.004 38.720.310 Junio 405.384 32.430.716 Julio 396.095 31.687.617 Agosto 402.529 32.202.314 Septiembre 450.480 36.038.379 Octubre 504.371 40.349.659 Noviembre 561.622 44.929.769 Diciembre 580.352 46.428.141 Total
484.123.654
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.
8
Tabla 10: Importes a abonar por el transporte AT y DT en 2020 según SRRyME N° 14/19
AÑO 2020 Energía
CAMMESA Transporte
AT Transporte
DT Transporte
Total
MWH $ $ $
Enero 338.455.908 21.661.178 29.384.742 51.045.920 Febrero 289.297.654 18.515.050 25.116.822 43.631.872 Marzo 255.518.844 16.353.206 22.184.146 38.537.352 Abril 216.301.525 13.843.298 18.779.298 32.622.596 Mayo 202.837.966 12.981.630 17.610.392 30.592.022 Junio 194.927.712 12.475.374 16.923.624 29.398.998 Julio 217.440.532 13.916.194 18.878.187 32.794.381 Agosto 207.216.197 13.261.837 17.990.510 31.252.347 Septiembre 194.381.188 12.440.396 16.876.175 29.316.571 Octubre 246.802.178 15.795.339 21.427.365 37.222.704 Noviembre 298.077.722 19.076.974 25.879.108 44.956.082 Diciembre 298.620.844 19.111.734 25.926.262 45.037.996 TOTAL 2.959.878.269 189.432.209 256.976.631 446.408.841
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 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 el año 2020. En la Tabla 11 se muestran las cantidades de energía, importes
y precio medio de compra mensuales, proyectados para el año 2020, obtenidos a
partir de las estimaciones de consumo de Taco Pozo y del cuadro tarifario de
aplicación de EDESE a agosto 2019.
Tabla 11: Cantidades e Importes a comprar a EDESE para Taco Pozo en 2020.
AÑO 2020 Energía KWh Importe $ Precio medio
$/KWh Enero 1.895.996 9.698.589 5,115
Febrero 1.620.617 8.289.940 5,115 Marzo 1.431.391 7.321.995 5,115 Abril 1.211.700 6.198.207 5,115 Mayo 1.136.278 5.812.403 5,115 Junio 1.091.966 5.585.731 5,115 Julio 1.218.080 6.230.845 5,115
Agosto 1.160.804 5.937.863 5,115 Septiembre 1.088.904 5.570.071 5,115
Octubre 1.382.561 7.072.215 5,115 Noviembre 1.669.802 8.541.536 5,115 Diciembre 1.672.844 8.557.100 5,115
Total 16.580.942 84.816.494 5,115
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
9
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 (agosto 2019).
Tabla 12: Cantidades e Importes a abonar a CAMMESA por generación en N. Pompeya 2020.
AÑO 2020 Energía KWh Importe $ Precio medio
$/KWh Enero 2.384.977 8.227.159 3,450 Febrero 2.038.577 7.032.224 3,450 Marzo 1.800.549 6.211.132 3,450 Abril 1.524.199 5.257.840 3,450 Mayo 1.429.326 4.930.569 3,450 Junio 1.373.586 4.738.287 3,450 Julio 1.532.225 5.285.527 3,450 Agosto 1.460.178 5.036.995 3,450 Septiembre 1.369.734 4.725.003 3,450 Octubre 1.739.126 5.999.248 3,450 Noviembre 2.100.447 7.245.650 3,450 Diciembre 2.104.274 7.258.852 3,450 Total 20.857.198 71.948.487 3,450
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 2020. Lo cual, puede verse en la Tabla 13.
Tabla 13: Cantidades e Importes a erogar para la generación en Ccia. Frías 2020.
AÑO 2019 Energía KWh Importe $ Precio medio
$/KWh Enero 105.222 1.720.697 16,353 Febrero 89.939 1.470.779 16,353 Marzo 79.438 1.299.048 16,353 Abril 67.246 1.099.669 16,353 Mayo 63.060 1.031.221 16,353 Junio 60.601 991.005 16,353 Julio 67.600 1.105.460 16,353 Agosto 64.421 1.053.480 16,353 Septiembre 60.431 988.227 16,353 Octubre 76.728 1.254.733 16,353 Noviembre 92.669 1.515.416 16,353 Diciembre 92.838 1.518.177 16,353 Total 920.191 15.047.913 16,353
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
10
de tarifas a usuarios finales (FCT), administrado por el Consejo Federal de la Energía
Eléctrica. Su importe total en 2020 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 2020 se
muestra en la Tabla 14.
Tabla 14: Cargos FNEE y FONINVEMEM a facturar por CAMMESA en 2020. CATEGORÍA DE USUARIO
FNEE $ FONINVEMEM $
RESIDENCIAL 155.062.168 0 AP 8.053.341 362.400 G 41.607.062 1.872.318 T2 BT 12.483.715 561.767 T2 MT 2.033.262 91.497 T3 BT 1.575.529 70.899 T3 MT 10.951.645 492.824 COOP. Y DIST. 5.023.541 226.059 Totales 236.790.262 3.677.764
3.2.- Costos de Expansión y Renovación
Costos de Expansión y Renovación por etapa del servicio: consisten en la Expansión y
Renovación del sistema eléctrico, determinados a partir del Valor a Nuevo de
Reemplazo de las instalaciones y equipamientos en cada una de las etapas del
proceso productivo. Para dicha valoración, se consideraron las cantidades reales
puestas en el servicio, mientras que los precios surgen de la actualización de los
valores al 31/12/19, mediante el empleo de las fórmulas de variación de costos
desarrolladas en la Audiencia Pública del 19/12/18, con motivo de la extensión del
plazo de vigencia del Cargo Tarifario Específico. Por ello, los importes reflejan los
costos de los materiales eléctricos puestos en servicio.
Las variaciones de estos costos se ajustan por una serie de índices de precios
publicados por el INDEC. La variación en los costos de materiales eléctricos, equipos y
obras de infraestructura se representa de la siguiente manera:
∆CMEIt=α* (IPIMtIPIM0 -1)+β* (ICStICS0 -1)+γ* (ICCtICC0 -1)+δ* (TCtTC0 -1)+ε* (IPIMmaetIPIMmae0 -1)
Donde:
11
ΔCMEIt: variación de los costos de materiales eléctricos, equipos y obras de
infraestructura correspondientes al mes diciembre 2019 tomando como base enero
2018.
IPIMt= Índice de Precios Internos al por Mayor elaborado por el INDEC,
correspondiente al mes de diciembre 2019.
IPIM0= Índice de Precios Internos al por Mayor elaborado por el INDEC,
correspondiente al mes enero de 2018.
ICSt = Coeficiente de Variación Salarial elaborado por el INDEC, correspondiente al
mes de diciembre 2019.
ICS0 = Coeficiente de Variación Salarial elaborado por el INDEC, correspondiente al
mes enero de 2018.
ICCt = Índice Costo de la Construcción elaborado por el INDEC, correspondiente al
mes de diciembre 2019.
ICC0= Índice Costo de la Construcción elaborado por el INDEC, correspondiente al
mesenero de 2018.
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 diciembre 2019.
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, correspondiente al mes enero de 2018.
IPIMmaet= Índice de Precios Internos al por Mayor es su apertura de máquinas y
aparatos eléctricos, elaborado por el INDEC, correspondiente al mes de diciembre
2019. 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, correspondiente al mes enero de 2018.
En la Tabla 15 se muestran los parámetros empleados para la fórmula de variación de
costos, para cada uno de los tipos de instalaciones del VNR.
12
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%
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;
por lo cual, se consideró la variación de los mencionados índices para el año 2018 (ya
que los costos estaban referidos a diciembre 2017), más la proyección hasta diciembre
2019. Lo cual, se muestra seguidamente:
IPIM ICS ICC TC IPIMmae
Δ 2018 73,5% 30,3% 44,8% 101,4% 87,3% Δ 2019 59,2% 41,3% 40,7% 56,0% 61,7% Δ 2018 - 2019 176,1% 84,1% 103,7% 214,1% 202,9%
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 diciembre 2019:
Δ ene 18-dic 19
LBT 151% LMT 13,2 KV 135% LMT 33 KV 150% LAT 132 KV 154% SETA MT/BT 176% ET 33/13,2 KV 188% ET 132/33 KV 184%
Seguidamente se muestran los precios unitarios y del VNR, ajustados según la
variación de los índices para el periodo enero 2018 – diciembre 2019:
Líneas:
13
Cant. Precio Anterior
(dic. 2017) Precio act. dic. 2019
VNR diciembre 2019
Km $/Km $/Km $
1 2 3 4 = 1*3
L.B.T.Monof. 1.882,5 131.449,4 273.927 515.672.717
L.B.T.Bifásica 173,9 156.745,9 326.643 56.810.983
L.B.T.Trifásica 4.335,1 475.101,4 990.063 4.291.978.702
L.M.T ( 7,6 KV) 2.923,7 176.286 454.778 1.329.652.316
L.M.T ( 13,2 KV) 3.088,7 539.129 1.390.835 4.295.804.126
L.M.T ( 33 KV) 1.941,8 2.055.825 3.416.006 6.633.078.055
Líneas 132 KV 810,0 4.072.401 7.742.155 6.271.340.331
Subestaciones transformadoras MT/BT:
Subestaciones Cant. Precio Anterior
(dic. 2017) Precio act. dic. 2019
VNR diciembre 2019
KVA $ $ $ 1 2 3 4 = 1*3
3 y 5 2690 40.830,12 112.613 302.873.509 10- 16 – 25 1890 68.500,02 188.929 357.038.940
37,5-40-50-63 289 115.225,91 317.804 91.940.663 75-100-125 402 197.007,54 543.365 218.161.167
150-160 419 210.942,66 581.800 243.832.237 200 271 275.684,21 760.363 205.754.215 250 272 280.018,53 772.317 209.838.640
300-315-350 620 361.585,59 997.287 618.716.870 400 381 317.086,44 874.554 332.855.320 500 355 322.932,88 890.679 316.458.324
630-750 285 324.899,66 896.104 255.299.966
Para las ET 33/13,2 KV se obtuvieron los siguientes VNR actualizados a diciembre
2019:
Zona Charata
VNR Anterior (dic. 2017)
VNR Actual Dic. 2019
$ $
CORZUELA 17.409.173,86 50.158.058,34
LAS BREÑAS 26.582.521,31 76.587.646,56
GENERAL PINEDO 21.761.356,10 62.697.252,47
GANCEDO 13.678.539,71 39.409.623,82
ITÍN 159.334,89 459.064,21
HERMOSO CAMPO 16.383.303,26 47.202.393,81 SUBTOTAL 95.974.229,13 276.514.039,21
Zona Villa Ángela:
14
VNR Anterior (dic. 2017)
VNR Actual Dic. 2019
$ $
SAN BERNARDO 17.382.260,87 50.080.518,57
VILLA BERTHET 10.591.519,02 30.515.522,06
CNEL DU GRATY 17.235.301,46 49.657.109,69
SANTA SYLVINA 12.701.863,18 36.595.693,70
SAMUHU 6.894.192,93 19.863.052,32
CHARADAI 8.994.516,91 25.914.354,56
SUBTOTAL 73.799.654,38 212.626.250,90
Zona Sáenz Peña:
VNR Anterior (dic. 2017)
VNR Actual Dic. 2019
$ $
SP CD Nº2 28.460.596,84 81.998.622,56
SP CD Nº3 29.228.958,62 84.212.371,21
TRES ISLETAS 23.508.691,73 67.731.550,07
J J CASTELLI 24.697.019,42 71.155.274,26
V. R. BERMEJITO 541.885,00 1.561.240,06
MIRAFLORES 7.998.813,12 23.045.604,47
AVIA TERAI 13.702.869,75 39.479.721,76
C. DEL BERMEJO 3.382.647,11 9.745.839,32
LOS FRENTONES 11.907.098,25 34.305.874,22
LA TIGRA 3.592.444,09 10.350.291,26
LA CLOTILDE 6.390.606,14 18.412.154,30
N. POMPEYA 508.017,17 1.463.662,48
F. ESPERANZA 75.985,87 218.925,03
TACO POZO 738.070,88 2.126.476,69
SUBTOTAL 154.733.703,98 445.807.607,69
Zona San Martín:
VNR Anterior (dic. 2017)
VNR Actual Dic. 2019
$ $
COLONIAS UNIDAS 16.469.345,29 47.450.291,91
PAMPA DEL INDIO 10.758.568,55 30.996.813,12
PCIA. ROCA 10.354.029,53 29.831.284,43
PUENTE LIBERTAD 14.798.073,12 42.635.142,88
SUBTOTAL 52.380.016,48 150.913.532,34
Zona Quitilipi:
VNR Anterior
(dic. 2017) VNR Actual
Dic. 2019
$ $
QUITILIPI 20.906.049,98 60.233.006,04
MACHAGAY 24.532.312,91 70.680.733,71
LA ESCONDIDA 7.431.903,99 21.412.266,70
COLONIA ELISA 3.904.017,38 11.247.973,81
CAPITAN SOLARI 270.942,50 780.620,03
LAPACHITO 4.397.917,82 12.670.964,19
SUBTOTAL 61.443.144,58 177.025.564,49
15
Zona Las Palmas:
VNR Anterior
(dic. 2017) VNR Actual
Dic. 2019
$ $
LAS PALMAS 23.244.501,10 66.970.383,05
GRAL.VEDIA 11.120.888,77 32.040.704,07 SUBTOTAL 34.365.389,87 99.011.087,12
Zona Metropolitana:
VNR Anterior (dic. 2017)
VNR Actual Dic. 2019
$ $
CDNº 1 39.317.504,22 113.278.762,47 CDNº 2 42.915.023,26 123.643.675,29 CDNº 3 34.698.851,16 99.971.831,79 CDNº 7 P. TIROL 30.585.463,13 88.120.634,32 CDNº 9 35.725.218,51 102.928.927,50 CDNº 10 26.822.116,19 77.277.950,07 CDNº 11 27.164.238,64 78.263.648,64 CDNº 12 SAMEEP 8.742.094,24 25.187.092,52 CD ARAZA 8.532.069,11 24.581.983,26 CD M. BELEN 19.736.895,15 56.864.521,33 SUBTOTAL 274.239.473,61 790.119.027,18
Para las ET 132/33 KV se obtuvieron los siguientes VNR actualizados a diciembre
2019:
VNR Anterior (dic. 2017)
VNR Actual Dic. 2019
$ $
CT Nº1-SÁENZ PEÑA 198.055.240 561.900.012
TRES ISLETAS 20.555.465 58.317.650
P. DEL INFIERNO 38.517.308 109.276.966
J J CASTELLI 58.905.363 167.119.658 CT Nº5-V. ÁNGELA 68.410.410 194.086.307 SAN BERNARDO 20.260.190 57.479.929 CT Nº6-CHARATA 105.058.553 298.060.289 CAMPO LARGO 50.267.183 142.612.388 CT Nº3-P. PLAZA 47.934.408 135.994.102 LA ESCONDIDA 51.132.332 145.066.892 QUITILIPI 48.658.968 138.049.742 CT Nº7-SAN MARTIN 56.076.810 159.094.808 LA LEONESA 41.298.793 117.168.284 CD Nº8 UCAL 49.056.373 139.177.214 CD Nº5 119.097.636 337.890.395 CD Nº6 135.003.845 361.197.157 ET TERMINAL 49.056.373 139.177.214 CD Nº20 49.056.373 139.177.214 TOTAL 1.108.288.876 3.400.846.221
16
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 del Banco Central de la
República Argentina, en el periodo enero 2018-diciambre 2019:
TIPOS
Cantidad
Precio a Precio act. VNR Actual
Dic. 2019 Dic. 2017 31/12/2019
PU ($) PU ($)
Medidores Monof. Digital. 375.311 459,46 1.443,12 541.618.194
Medidores Trif.Digital 32.742 2.134,73 6.704,95 219.532.446
Med.GrandesPot. Digital 577 24.033,40 75.486,20 43.555.536
Med.Est. Transf. Digital 106 12.370,13 38.853,19 4.118.438
Medidores Trif.AºPº 2386 12.370,13 38.853,19 92.689.136
Medidores Trif.SETAElect. 7.873 12.370,13 38.853,19 305.879.509
Medidores Control Fase 1731 1.717,68 5.395,04 9.338.819
TOTALES 420.725
1.216.732.079
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 al23/12/19, obteniendo el VNR de la siguiente manera:
TIPO PRECIO UNIT. 23/12/19 CANTIDAD VNR $
CATERPILAR 2000 KVA 22.748.054 1 22.748.054
CATERPILAR 813 KVA 11.374.027 2 22.748.054
VOLVO 620 KVA 6.465.236 1 6.465.236
SCANIA 550 KVA 5.986.330 1 5.986.330
PERKINS 480 KVA 5.387.697 1 5.387.697
PERKINS 250 KVA 2.993.165 1 2.993.165
PERKINS 150 KVA 2.095.216 1 2.095.216
MERCEDES BENZ 366-100 KVA 1.915.626 2 3.831.251
MERCEDES BENZ 366-110 KVA 1.915.626 1 1.915.626
MERCEDES BENZ 366-150 KVA 2.095.216 3 6.285.647
PERKINS 65 KVA 1.496.583 3 4.489.748
PERKINS 35 KVA 1.077.539 2 2.155.079
19 87.101.102
Finalmente, resta valuar otros activos no eléctricos, como son los equipos
informáticos, lo cual se detalla a continuación:
Equipos Cantidad Total $ PC. Completa 464 18.726.718,28 Notebook 15 533.482,45
Imp. Escritorios 194 1.581.125,90
Imp. Red 62 923.494,44
Plotter 3 231.857,25 TE. VoIP 190 3.280.253,09 Videoconferencias 6 592.816,82
Data Center 2 24.146.119,56
Sistema de Cámaras 131 18.188.630,51 Videos Porteros 3 276.879,71 Reloj 43 1.727.072,31
17
Router 45 60.072,10 Acces Point 12 53.959,50 Celulares T.Lectura 159 1.228.843,41 Fotocopiadoras 6 219.210,49
Total
71.770.535,83
De esta manera, se obtuvo la valorización de cada etapa del proceso productivo a
través del método del Valor a Nuevo de Reemplazo, lo cual se resume en la Tabla 16
junto con los importes anuales para Renovación y Expansión de cada escalón.
Tabla 16: VNR de etapas del proceso. Escalones
Proceso Productivo VNR
$
Producción: generadores 87.101.102
Transmisión: líneas de 132 Kv y ET de rebaje. 9.672.186.551
Subtransmisión: Líneas de 33 kv y estaciones 33/13,2 kv. 8.789.213.602
Distribución primaria: líneas de 7,6 kv y 13,2 kv. 5.625.456.443
Subestaciones Transformadoras: subestaciones MT/BT. 3.458.649.359
Distribución Secundaria: red de distribución BT. 4.864.462.401
Comercialización 978.504.668
Total 33.475.574.126
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) y equipos
informáticos.
Los montos correspondientes a Renovación y Expansión surgen de la siguiente
manera:
Renovación: se obtiene de considerar todo el sistema (instalaciones eléctricas,
parque automotor y generación) al Valor a Nuevo de Reemplazo 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. Los valores que se muestran en la Tabla 17, corresponden a
la suma de los obtenidos en cada etapa del sistema eléctrico, así como la Renovación
del parque automotor. Con respecto a esto último, se determinó la renovación anual
del mismo, como se muestra en las Tablas 18.
18
Tabla 17: Costos de Renovación por etapas del proceso. Escalones
Proceso Productivo VNR Vida Útil
Renovación Importe Anual
$ años $
Generación 87.101.102 10 11.432.430 Transmisión 9.672.186.551 45 217.659.799 Subtransmisión 8.789.213.602 45 198.358.501 Dist. Primaria 5.625.456.443 35 174.338.927 Subestaciones 3.458.649.359 25 159.421.065 Dist. Secundaria 4.864.462.401 35 163.485.521 Comercialización 978.504.668 10 109.754.455
Total 33.475.574.126
1.034.450.698
Tabla 18: Renovación anual parque automotor.
Escalones Proceso Productivo
Cantidad VNR Vida Útil Ren. anual actual
Generación 18 27.223.201 10 2.722.320 Transmisión 18 27.223.201 10 2.722.320 Subtransmisión 18 27.223.201 10 2.722.320 Dist. Primaria 91 136.116.003 10 13.611.600 Subestaciones 18 27.223.201 10 2.722.320 Dist. Secundaria 163 245.008.805 10 24.500.881 Comercialización 36 54.446.401 10 5.444.640 Total 363 544.464.011
54.446.401
En el Anexo del Presente Informe, de detalla el precio considerado de cada unidad del
parque automotor de la Empresa.
Por otro lado, 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.
Expansión: para determinar el costo anual de expandir el sistema eléctrico (obras
nuevas) se consideró 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. Las obras de dicho plan, fueron asignadas a cada etapa
del proceso, y sus costos se proyectaron a diciembre 2019, mediante las fórmulas de
variación costos empleadas anteriormente.
Para ello, la variación de los índices es la siguiente:
IPIM ICS ICC TC IPIMmae Δ ene-dic 19 59,2% 41,3% 40,7% 56,0% 61,7%
19
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-diciembre 2019, como sigue:
Δ ene-dic 19
LBT 51,5% LMT 13,2 KV 48,1% LMT 33 KV 51,5% LAT 132 KV 52,9% SETA MT/BT 56,3% ET 33/13,2 KV 59,7% ET 132/33 KV 58,8%
En cuanto a la valorización de los medidores, se consideró la variación del tipo de
cambio de referencia – Comunicación “A” 3500 del Banco Central de la República
Argentina, para el periodo enero-diciembre 2019.
La valorización anual del Plan de Obras, actualizado a diciembre 2019, será la
siguiente:
Obra Plan sin
vehículos Dic. 2018 Dic. 2019
Plan prom. Anual $ Plan prom. Anual $
$ $ $
ET 132/33 KV 3.508.612.476 350.861.248 557.287.099
LAT 132 KV 3.992.642.999 399.264.300 610.519.476
LMT 33 KV 767.964.862 76.796.486 116.376.229
ET 33/13,2 KV 1.697.187.186 169.718.719 271.106.147
LMT 13,2 KV 1.545.854.908 154.585.491 228.893.510
SETA MT/BT 386.017.301 38.601.730 60.346.735
LBT 418.363.828 41.836.383 63.387.599
Medidores 161.629.506 16.162.951 25.208.521
TOTALES 12.478.273.066 1.247.827.307 1.933.125.315
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. Por último, se asigna el 5% del VNR de equipos
informáticos a la etapa de Comercialización, cómo lo requerido para expandir
anualmente el mismo. De esta manera, en la Tabla 19 se muestran los importes del
Costo de Expansión.
20
Tabla 19: Costos de Expansión por etapas del proceso. Escalones
Proceso Productivo VNR Expansión
$ $
Generación 84.499.125 0 Transmisión 7.578.167.965 1.167.806.575 Subtransmisión 6.967.962.370 387.482.376 Dist. Primaria 4.717.306.995 228.893.510 Subestaciones 2.449.035.493 60.346.735 Dist. Secundaria 3.842.535.905 63.387.599 Comercialización 662.114.205 28.797.047
Total 26.301.622.058 1.936.713.842
Recupero de variación de costos de Renovación pasada: se incorpora este concepto,
a los fines de considerar la variación de costos que fueron ocurriendo mensualmente,
posteriores a la entrada en vigencia del actual Valor Agregado de Distribución en abril
2018 (Res. Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos N° 257/18), aprobado en
la Audiencia Pública del 8/2/18, hasta diciembre 2019 inclusive. Esto, se justifica en la
gran variación experimentada durante el año 2018 y 2019 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, con la proyección hasta diciembre 2019, los cuales son los siguientes:
IPIM ICS ICC TC IPIMmae may-18 7,5% 2,1% 2,7% 20,6% 12,1%
jun-18 6,5% 1,4% 2,5% 15,7% 12,8%
jul-18 4,7% 2,6% 1,8% -5,3% -0,3%
ago-18 4,9% 2,9% 3,5% 35,8% 5,5%
sep-18 16,0% 2,8% 7,3% 10,2% 20,4%
oct-18 3,0% 4,1% 2,2% -11,5% -2,6%
nov-18 0,1% 2,4% 2,2% 5,0% 1,1%
dic-18 1,3% 1,9% 3,3% -0,6% 4,0%
ene 19 0,6% 3,2% 1,1% -2,0% -1,9%
feb 19 3,4% 2,7% 1,4% 5,3% 2,6%
mar 19 4,1% 4,3% 2,6% 11,2% 3,5%
abr 19 4,6% 2,5% 2,0% 1,5% 4,5%
may 19 4,9% 3,6% 3,0% 2,0% 5,8%
jun 19 1,7% 2,4% 1,7% -5,4% -1,8%
jul 19 0,1% 5,0% 0,7% 3,3% 0,3%
ago 19 11,2% 2,4% 7,2% 32,4% 26,0%
21
sep 19 4,2% 3,0% 2,4% -2,6% 0,1%
oct 19 3,6% 2,0% 4,2% 3,8% 4,1%
nov 19 5,4% 2,0% 4,5% 0,2% 4,4%
dic 19 (estimado) 4,0% 2,0% 4,0% 0,2% 4,0%
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
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%
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 est. 3,5% 3,0% 3,4% 3,5% 3,6% 3,8% 3,8%
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 mayo 2018-diciembre 2019. En el Anexo, se muestra el VNR
de las instalaciones en cada mes, en función de las cantidades a abril 2018 (Audiencia
Pública del 8/2/18), a partir del cual surge la variación de los VNRs que se detalla a
continuación:
Líneas:
22
Tipos Δ VNR may18- dic19
$
L.B.T. Monofásica 247.051.036
L.B.T. Bifásica 34.151.733
L.B.T. Trifásica 2.627.311.192
L.M.T ( 7,6 Kv) 656.713.241
L.M.T ( 13,2 Kv) 2.001.837.551
L.M.T ( 33 Kv) 2.169.671.910
Líneas 132 kv 3.081.810.309 Total 10.818.546.972
Subestaciones transformadoras MT/BT:
Tipos Δ VNR may18- dic19 KVA $ 3 y 5 142.582.972
10- 16 - 25 168.082.753 37,5-40-50-63 43.282.831
75-100-125 102.703.714 150-160 114.788.800
200 96.862.593 250 98.785.653
300-315-350 291.272.935 400 156.697.687 500 148.978.765
630-750 120.187.388 Total 1.484.226.090
Estaciones Transformadoras 132/33 KV:
Ubicación Δ VNR may18- dic19
$
CT Nº1-SÁENZ PEÑA 296.155.019
TRES ISLETAS 30.736.900 P. DEL INFIERNO 57.595.518 J J CASTELLI 88.082.087 CT Nº5-V. ÁNGELA 102.295.129 SAN BERNARDO 30.295.371 CT Nº6-CHARATA 157.095.655 CAMPO LARGO 75.165.285 CT Nº3-P. PLAZA 71.677.051 LA ESCONDIDA 76.458.955 QUITILIPI 72.760.496 CT Nº7-SAN MARTIN 83.852.509 LA LEONESA 61.754.715 CD Nº8 UCAL 73.354.742 CD Nº5 178.088.510 CD Nº6 190.372.573
TOTAL 1.645.740.514
23
Estaciones Transformadoras 33/13,2 KV:
Zona Charata:
Δ VNR may18- dic19
$
CORZUELA 26.765.803
LAS BREÑAS 40.869.402
GENERAL PINEDO 33.457.083
GANCEDO 21.030.125
ITÍN 244.970
HERMOSO CAMPO 25.188.574
SUBTOTAL 147.555.958
Zona Villa Ángela:
Δ VNR may18- dic19
$
SAN BERNARDO 26.724.426
VILLA BERTHET 16.283.973
CNEL DU GRATY 26.498.482
SANTA SYLVINA 19.528.530
SAMUHU 10.599.504
CHARADAI 13.828.656
SUBTOTAL 113.463.570
Zona Sáenz Peña:
Δ VNR may18- dic19
$
SP CD Nº2 43.756.857
SP CD Nº3 44.938.178
TRES ISLETAS 36.143.531
J J CASTELLI 37.970.530
V. R. BERMEJITO 833.123
MIRAFLORES 12.297.807
AVIA TERAI 21.067.531
C. DEL BERMEJO 5.200.664
LOS FRENTONES 18.306.615
LA TIGRA 5.523.217
LA CLOTILDE 9.825.263
N. POMPEYA 781.053
F. ESPERANZA 116.825
TACO POZO 1.134.750 SUBTOTAL 237.895.945
Zona San Martín:
Δ VNR may18- dic19
$
COLONIAS UNIDAS 25.320.860
PAMPA DEL INDIO 16.540.804
PCIA. ROCA 15.918.844
24
PUENTE LIBERTAD 22.751.356 SUBTOTAL 80.531.863
Zona Quitilipi:
Δ VNR may18- dic19
$
QUITILIPI 32.142.089
MACHAGAY 37.717.301
LA ESCONDIDA 11.426.210
COLONIA ELISA 6.002.247
CAPITAN SOLARI 416.562
LAPACHITO 6.761.596
SUBTOTAL 94.466.006
Zona Las Palmas:
Δ VNR may18- dic19
$
LAS PALMAS 28.252.119
GRAL.VEDIA 13.516.688
SUBTOTAL 41.768.807
Zona Metropolitana:
Δ VNR may18- dic19
$
CDNº 1 60.448.852 CDNº 2 65.979.872 CDNº 3 53.347.886 CDNº 7 P. TIROL 47.023.741 CDNº 9 54.925.878 CDNº 10 41.237.769 CDNº 11 41.763.766 CDNº 12 SAMEEP 13.440.567 CD ARAZA 13.117.663 CD M. BELEN 30.344.567 SUBTOTAL 421.630.563
Equipos de mediciones:
Tipos VNR actual VNR abril 2018 Δ Total
$ $ $
Medidores Monof. Digital. 541.618.194 168.316.871 373.301.324 Medidores Trif.Digital 219.532.446 66.484.659 153.047.787 Med.GrandesPot. Digital 43.555.536 13.747.102 29.808.434 Med.Est. Transf. Digital 4.118.438 1.311.234 2.807.204 Medidores Trif.AºPº 92.689.136 28.315.227 64.373.908 Medidores Trif.SETAElect. 305.879.509 88.533.019 217.346.490 Medidores Control Fase 9.338.819 2.947.540 6.391.279 TOTALES 1.216.732.079 369.655.653 847.076.426
25
Grupos Electrógenos:
Tipos VNR actual VNR abril 2018 Δ Total
$ $ $
CATERPILAR 2000 KVA 22.748.054 7.239.000 15.509.054 CATERPILAR 813 KVA 22.748.054 7.239.000 15.509.054 VOLVO 620 KVA 6.465.236 2.057.400 4.407.836 SCANIA 550 KVA 5.986.330 1.905.000 4.081.330 PERKINS 480 KVA 5.387.697 1.714.500 3.673.197 PERKINS 250 KVA 2.993.165 952.500 2.040.665 PERKINS 150 KVA 2.095.216 666.750 1.428.466 MERCEDES BENZ 366-100 KVA 3.831.251 1.219.200 2.612.051 MERCEDES BENZ 366-110 KVA 1.915.626 609.600 1.306.026 MERCEDES BENZ 366-150 KVA 6.285.647 2.000.250 4.285.397 PERKINS 65 KVA 4.489.748 1.428.750 3.060.998 PERKINS 35 KVA 2.155.079 685.800 1.469.279 Totales 87.101.102 27.717.750 59.383.352
Parque Automotor:
Etapa del proceso Renovación anual
actual Renovación anual
abril 2018 Δ Renovación
anual
$ $ $
GENERACION 2.722.320 1.254.511 1.467.809 TRANSPORTE 2.722.320 1.254.511 1.467.809 SUBTRANSMISION 2.722.320 1.254.511 1.467.809 DIST.PRIMARIA 13.611.600 6.272.556 7.339.044 SUBESTACIONES 2.722.320 1.254.511 1.467.809 DISTR. SECUND. 24.500.881 11.290.601 13.210.280 COMERCIALIZACION 5.444.640 2.509.022 2.935.618 TOTAL 54.446.401 25.090.224 29.356.177
Con dichas variaciones de costos, y siguiendo el procedimiento detallado
anteriormente, se obtuvo el incremento de VNR y Renovación de cada etapa del
proceso, lo que se muestra en la Tabla 20.
Tabla 20: Variación abril 2018-diceimbre 2019 del VNR y Renovación anual
Etapa del proceso Δ VNR abr.18-ago. 19 Vida Útil Δ Renovación anual
$ años $
Generación 59.383.352 10 7.406.144 Transmisión 4.727.550.823 45 106.524.494 Subtransmisión 3.309.791.827 45 75.339.061 Dist. Primaria 2.658.550.792 35 83.297.638 Subestaciones 1.701.572.580 25 91.424.803 Dist. Secundaria 2.908.513.961 35 96.310.678 Comercialización 626.922.732 10 65.627.891
Total 15.992.286.065
525.930.710
.
26
Esta variación de costos de Renovación, se sumará al importe anual de Renovación
obtenido en la Tabla 17, dando lugar al costo total por este concepto.
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.
3.3.- Costos de Remuneraciones
Las remuneraciones totales se proyectaron para el año 2020 en base a la plantilla
actual de personal con que cuenta la empresa, las cuales se muestran en la Tabla 21.
27
Tabla 21: Remuneraciones proyectadas para 2020.
Rubro ene-20 feb-20 mar-20 abr-20 may-20 jun-20 jul-20 ago-20 sep-20 oct-20 nov-20 dic-20 Totales
Cantidad de empleados 1348 1345 1343 1339 1336 1332 1330 1325 1322 1319 1317 1314
REMUNERATIVOS
HABERES 73.723.088 73.723.088 77.409.243 77.409.243 82.827.890 82.827.890 82.827.890 86.969.284 86.969.284 91.317.749 91.317.749 91.317.749 998.640.146
HORAS EXTRAS 8.109.540 6.635.078 6.192.739 6.192.739 5.797.952 5.797.952 5.797.952 6.087.850 7.827.236 8.218.597 8.218.597 9.131.775 84.008.008
RET. VACACIONES 20.642.465 8.109.540 3.096.370 774.092 828.279 828.279 828.279 869.693 869.693 913.177 913.177 7.305.420 45.978.464
PRESENTISMO 737.231 737.231 774.092 774.092 828.279 828.279 828.279 869.693 869.693 913.177 913.177 913.177 9.986.401
SAC 294.892 73.723 77.409 77.409 82.828 41.413.945 414.139 434.846 434.846 456.589 456.589 45.658.874 89.876.091
BAE-BCL 24.328.619 20.642.465 23.996.865 25.545.050 25.676.646 1.242.418 25.676.646 26.960.478 26.960.478 28.308.502 30.134.857 1.826.355 261.299.380
PASANTES 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 26.850 322.200
CAPACITACION 0 0 19.403.182 14.978.144 15.051.476 0 0 0 0
49.432.801
TOTAL 127.862.685 109.947.975 130.976.750 125.777.620 131.120.199 132.965.613 116.400.035 122.218.694 123.958.080 130.154.642 131.980.997 156.180.200 1.539.543.491
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. 5.658.292 3.772.195 7.544.389 5.658.292 7.544.389 3.772.195 9.430.487 5.658.292 5.658.292 3.772.195 5.658.292 7.544.389 71.671.697
GAS- TARIFA LUZ 1.294.080 1.291.200 1.289.280 1.285.440 1.282.560 1.278.720 1.276.800 1.272.000 1.269.120 1.266.240 1.264.320 1.261.440 15.331.200
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
25.655.063
25.655.063
TOTAL 22.513.087 20.790.460 24.736.772 22.771.579 24.729.042 21.289.538 27.020.900 23.106.291 49.171.254 21.520.438 23.800.478 24.640.720 306.090.557
TARJETA RECARGABLE 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 15.914.489 190.973.871
TOTAL HABERES 166.290.261 146.652.924 171.628.011 164.463.689 171.763.730 170.169.640 159.335.424 161.239.475 189.043.823 167.589.569 171.695.964 196.735.409 2.036.607.920
28
3.4.- 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%, Transporte
1,5%, Líneas 33 KV 1,5%, Estaciones 33/13,2 KV 2% y resto de las Etapas 1,5%).Se
resumen por etapa en la Tabla 22.
Tabla 22: VNR etapas del proceso y costos de mantenimiento 2020. Etapas
Proceso Productivo VNR Mantenimiento
$ $
Generación 87.101.102 6.097.077 Transporte y ET (132 KV) 9.672.186.551 145.082.798 Subtrasmisión (Líneas y ET 33 KV) 8.789.213.602 142.618.882 Dist.Primaria (Líneas 13,2 y 7,6 KV) 5.625.456.443 84.381.847 Subestaciones (SETAs MT/BT) 3.458.649.359 69.172.987 Dist. Secundaria (Líneas BT) 4.864.462.401 72.966.936 Comercialización 978.504.668 13.601.012
Total 33.475.574.126 533.921.539
A estos valores de mantenimiento anual, se les debe añadir el recupero por la
variación de los costos de mantenimiento, ocurrida desde la entrada en vigencia del
actual Valor Agregado de Distribución (abril 2018), de igual manera que se hizo con la
Renovación.
Para ello, se aplicaron los porcentajes de mantenimiento de cada etapa de proceso,
sobre el incremento del VNR determinado en la Tabla 20. Dicho resultado, se muestra
seguidamente en la Tabla 23.
Tabla 23: Variación abril 2018-diciembre2019 del VNR y Mantenimiento anual. Etapas
Proceso Productivo Δ VNR abr.18-dic.19 Δ Mantenimiento
$ $
Generación 59.383.352 4.156.835
Transporte y ET (132 KV) 4.727.550.823 70.913.262
Subtrasmisión (Líneas y ET 33 KV) 3.309.791.827 55.373.702
Dist.Primaria (Líneas 13,2 y 7,6 KV) 2.658.550.792 39.878.262
Subestaciones (SETAs MT/BT) 1.701.572.580 35.802.112
Dist. Secundaria (Líneas BT) 2.908.513.961 43.627.709
Comercialización 626.922.732 9.403.841
Total 15.992.286.065 259.155.723
29
3.5.- 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 2020, obtenidos de los costos contables incurridos en
el año 2019, distribuidos por cada etapa. Los mismos, se muestran la Tabla 24.
Tabla 24: Otros Gastos Variables por etapa del proceso proyectados 2020.
Gastos Bancarios
Gastos de Teléfonos
Viáticos del Personal
Gastos de Vehículos
Total Otros Gastos Var.
PRODUCCION
118.989 676.600 795.589
TRANSPORTE
416.461 1.353.200 1.769.661
SUBTRANSMISION
1.011.404 1.353.200 2.364.604
DIST. PRIMARIA
1.903.820 16.915.000 18.818.820
SUBESTAC.
2.573.132 3.383.000 5.956.132
DIST. SECUND.
436.800 4.387.710 37.213.000 42.037.510
COMERCIALIZ. 178.135.064 1.747.200 4.462.078 6.766.000 191.110.342
T O T A L 178.135.064 2.184.000 14.873.593 67.660.000 262.852.657
Fijos: incluyen gastos por ECOM SA, GLM (nuevo sistema informático), ITS (Tablero
de control - Contact Center - SCADA)servicios de terceros, honorarios y demandas
Judiciales, seguros de automotores y líneas, vigilancia, papeles y útiles, limpieza de
edificios, toma de lectura, distribución de facturas, corte y reconexión, alquileres,
fletes, ropa de trabajo y capacitación, franqueo, etc. Todos estos conceptos surgieron
de las proyecciones para el año 2020, obtenidos de los costos contables incurridos en
el año 2019, distribuidos por cada etapa. Los mismos, se muestran la Tabla 25.
30
Tabla 25: Otros Gastos Fijos por etapa del proceso proyectados 2020.
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
1.672.579 206.947
791.730 1.747.035 597.716 26.266 690.009 5.732.283
TRANSPORTE
1.057.378 413.894
500.519 1.747.035 2.092.004 91.932 436.213 6.338.975
SUBTRANSMISION
672.877 413.894
318.512
5.080.582 223.263 277.590 6.986.718
DIST. PRIMARIA
2.210.881 5.173.671
1.046.540
9.563.449 420.260 912.081 19.326.882
SUBESTAC.
346.051 1.034.734
163.806 1.747.035 12.925.598 568.008 142.761 16.927.993
DIST. SECUND.
7.882.271 11.382.077
3.731.141 1.747.035 22.040.760 968.568 3.251.768 51.003.621
COMERCIALIZ. 50.855.985 43.308.202 17.386.652 4.602.000 4.432.647 5.383.014 2.069.468 15.795.000 26.256.000 2.548.096 1.747.035 22.414.333 984.985 2.220.720 200.004.137
T O T A L 50.855.985 43.308.202 17.386.652 4.602.000 4.432.647 19.225.050 20.694.685 15.795.000 26.256.000 9.100.344 8.735.176 74.714.442 3.283.283 7.931.143 306.320.608
31
3.6.- Impuestos
Impuestos internos: $ 8.892.000
Impuesto al cheque: $ 71.081.269
Ganancias y/o G. Mínima presunta: $ 0
Tasas y Servicios Municipales: $ 6.000.000
Impuestos sobre remuneraciones:
CONCEPTOS IMPORTES $
CONTRIBUCIONES SS 193.672.503,71
DETRACCION LEY 27430 -111.848.769,60
CONTRIBUCIONES OS 74.489.424,50
LEY 49 11.173.413,68
FDO COMPENSADOR 6% 89.387.309,41
ART. 48 CONV. 794/06 E 1% 6.464.729,42
CONTRIB. TAREA DIFERENCIAL 7.278.545,83
CONTRIB. ART. 69 2,5 % CONV. 36/75 17.701.044,85
CONTRIB ART. 70 2 % CONV 36/75 14.160.835,88
CONTRIB ART 72 0,5 % CONV 36/75 3.540.208,97
TOTAL CONTRIBUCIONES 306.019.246,65
3.7- Total Costos Proyectados 2020
La suma de todos los conceptos expuestos anteriormente alcanza a $ 14.179.596.245,
que serían los egresos anuales totales proyectados para 2020, los cuales se resumen
en la Tabla 26.
Tabla 26: Costos anuales totales proyectados 2020. CONCEPTOS IMPORTES NETOS $ PORCENTAJES ENERGIA POTENCIA Y TRANSPORTE 6.703.880.866 47,3% EXPANSIÓN Y RENOVACIÓN 3.497.095.250 24,7% REMUNERACIONES 2.036.607.920 14,4% MANTENIMIENTO 793.077.262 5,6% OTROS GASTOS FIJOS Y VARIABLES 569.173.265 4,0% IMPUESTOS Y CARGOS 564.819.191 4,0% GENERACIÓN PROPIA 15.047.913 0,1% TOTAL 14.179.701.667
COSTOS OPERATIVOS 10.682.606.417 75,3%
Los Costos Operativos se obtienen de descontar a la suma total de erogaciones la
correspondiente a la Expansión y Renovación.
32
4.- REQUERIMIENTOS DE INGRESO
4.1.- Ingresos actuales Proyectados
Recursos Tarifarios: representan la facturación por venta de energía, que surge de
considerar las determinadas cantidades proyectadas para el 2020 y el Cuadro Tarifario
vigente a agosto 2019. Con respecto a las cantidades a facturar, son las proyectadas
para el periodo 2020, 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 2020, se muestran en la Tabla 27.
Tabla 27: Facturación neta actual proyectada 2020.
SUMINIS-
TROS POTENCIA
PUNTA POTENCIA F. PUNTA
ENERGÍA PROM.MES
IMPORTE PROM.MES
IMPORTE ANUAL
Cant. KW KW KWh-mes $ $
RESIDENCIALES 250.526
106.639.942 405.102.391 4.861.228.692 RURALES 11.217
3.032.414 14.920.835 179.050.019
COMERCIALES 30.189
23.515.058 92.598.076 1.111.176.912 INDUSTRIALES PEQ. 3.223
3.301.908 13.015.133 156.181.591
OFICIALES 8.075
5.401.798 22.708.191 272.498.294 SERV. SANIT. PEQ. 299
573.783 2.016.010 24.192.123
GRAN USUARIO BT 459 43.606 37.635 15.330.395 52.064.150 624.769.804 GRAN USUARIO MT 113 36.976 32.768 13.630.465 51.897.135 622.765.623 COOP. Y DISTRIB. 36 9.958 10.041 4.522.642 12.538.931 150.467.169 CHACO SUBSIDIA 104.524
40.976.440 491.717.275
PEAJE BT 1 34 74
12.855 154.264 PEAJE MT 4 723 761 400.175 240.436 2.885.237 ALUM. PÚBLICO 2.386
6.509.415 28.573.206 342.878.475
TOTALES 411.051
209.545.184 736.663.790 8.839.965.476
A su vez, la Empresa posee otros ingresos como son:
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
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 2020 es $ 491.879.619.
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
33
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 2020 y de los precios unitarios, considerando las
exclusiones mencionadas, en la Tabla 28 se muestra la determinación del importe total
a facturar en el 2020 por el Cargo Tarifario Específico.
Tabla 28: facturación Cargo Tarifario Específico por categoría usuario 2020.
USUARIOS SIN MEDICIÓN DE POTENCIA FIJO $-mes TOTAL mes TOTAL anual USUARIOS Cantidad 355.195 34 12.076.630 144.919.560 VARIABLE $/KWh TOTAL mes TOTAL anual ENERGIA KWh-mes 148.126.472 0,17 25.181.500 302.178.003
TOTAL 37.258.130 447.097.563
USUARIOS CON MEDICIÓN DE POTENCIA FIJO $/kw TOTAL mes TOTAL anual POTENCIA KW-mes 71.251 12 855.012 10.260.144 VARIABLE $/KWh TOTAL mes TOTAL anual ENERGÍA KWh-mes 26.152.964 0,11 2.876.826 34.521.912
TOTAL 3.731.838 44.782.056
TOTAL mes TOTAL anual
TOTAL 40.989.968 491.879.619
Otros ingresos: los principales conceptos que los integran son los intereses por mora
y cargos por conexión cobrados a los usuarios. En la Tabla 29 detallan todos los
conceptos incluidos y el monto total a facturar en el 2019.
Tabla 29: Otros ingresos a facturar en el 2019.
OTROS INGRESOS IMPORTES $
RECARGO B.FACTOR DE POTENCIA 42.397.682
ALQUILER SOPORTE RES.4478/97 22.252.455
DERECHO DE CONEXION -C- 10.116.686
REHABILITACION AUTOATICA 18.057.977
GASTOS COMISION CHEQUES 1.246.938
INTERESES POR MORA 150.516.644
TOTAL 244.588.382
Fondo Compensador Tarifario (FCT): es el fondo subsidiario para compensaciones
regionales de tarifas a usuarios finales, establecido en la Ley Nacional 24.065, cuya
proyección de facturación para el periodo 2020 es $ 42.315.705.
De esta manera, los ingresos netos totales anuales proyectados para el año 2020 se
resumen a continuación en la Tabla 30.
34
Tabla 30: Ingresos netos totales anuales proyectados para el año 2020. CONCEPTOS IMPORTES NETOS $ PORCENTAJES
RECURSOS TARIFARIOS 8.348.248.201 86,8% CARGO TARIFARIO ESPECÍFICO 491.879.619 5,1%
CHACO SUBSIDIA 491.717.275 5,1%
OTROS INGRESOS 244.588.382 2,5%
FONDO COMP. TARIFARIO 42.315.705 0,4%
TOTAL 9.618.749.183
4.2.- Análisis económico
En la Tabla 31 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 31: Análisis económico para el año 2020.
CONCEPTOS IMPORTE $ PORCENTAJE
A Egresos Totales Proyectados 14.179.701.667
B Costos Operativos 10.682.606.417
C Ingresos Totales Proyectados 9.618.749.183
D DESEQUILIBRIO ECONÓMICO (A-C) 4.560.952.484
E CUBRIMIENTO COSTOS 9.618.749.183 67,8%
F DÉFICIT DE CAJA 1.555.574.509 11,1%
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 $ 4.560.952.484 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 67,7% de los costos totales.
Cubrimiento de Costos %= ((Total de Ingresos) / (Total de Egresos))*100
4.3.-Adecuación ingreso tarifario
Como solamente se pueden modificar los ingresos tarifarios directos (precios netos a
usuarios finales), el incremento necesario para alcanzar el equilibrio económico sería:
35
Incremento Ingreso Tarifario: $ 4.560.952.484 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 que es el
importe anual al que deberían ascender los ingresos por tarifa para que no exista
desequilibrio económico, se obtiene de sumar el incremento tarifario ($4.560.952.484)
y los ingresos tarifarios actuales ($8.348.248.201). Dando un valor total de
$12.909.200.685, únicamente por requerimiento tarifario.
Además, se deben considerar los ingresos extra tarifarios (Cargo Tarifario Esp,
CHACO SUBSIDIA, Otros ingresos y Fondo Compensador Tarif.), que en totalidad
alcanzan $ 1.270.500.982.
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 $ 14.179.701.667.
4.4.- 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. Dicho plan fue elaborado teniendo en cuenta, por un lado, las proyecciones de
crecimiento de la demanda, y por el otro, los precios de mercado actualizados para la
ejecución de las obras y el abastecimiento de materiales allí indicados.
Las obras de dicho plan, fueron asignadas a cada etapa del proceso, y sus costos se
proyectaron a diciembre 2019, mediante las fórmulas de variación costos empleadas
anteriormente.
Para ello, la variación de los índices es la siguiente:
IPIM ICS ICC TC IPIMmae Δ ene-dic 19 59,2% 41,3% 40,7% 56,0% 61,7%
36
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-diciembre 2019, como sigue:
Δ ene-ago 19
LBT 51,5% LMT 13,2 KV 48,1% LMT 33 KV 51,5% LAT 132 KV 52,9% SETA MT/BT 56,3% ET 33/13,2 KV 59,7% ET 132/33 KV 58,8%
La valorización anual del Plan de Obras, actualizado a diciembre 2019, será la
siguiente:
Obra Plan Total $
Dic. 2018 Plan Total $
Dic. 2019 Plan prom. Anual $
ET 132/33 KV 3.532.012.908 5.610.038.844 561.003.884
LAT 132 KV 4.008.243.287 6.129.049.333 612.904.933
LMT 33 KV 791.365.295 1.199.222.950 119.922.295
ET 33/13,2 KV 1.728.387.762 2.760.900.804 276.090.080
LMT 13,2 KV 1.643.356.711 2.433.305.246 243.330.525
SETA MT/BT 409.417.733 640.049.642 64.004.964
LBT 593.867.073 899.786.390 89.978.639
Medidores 161.629.506 252.085.206 25.208.521
TOTAL 12.868.280.277 19.924.438.414 1.992.443.841
A efectos de mantener la misma relación del total de la inversión anual
($1.992.443.841) sustentada con el Cargo Tarifario (38%), la facturación anual del
mismo debería ascender a $ 757.128.660.
De esta manera, para las mismas cantidades de usuarios, energía y potencia
proyectadas para el 2020, la facturación anual del Cargo Específico debería pasar de
$ 491.879.619 a $ 757.128.660, es decir, incrementarse en $ 265.249.040 anuales.
4.4.1.- 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.
37
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 355.195 usuarios
26% $ 196.853.452 46 $/usu-mes
Energía 148.126.472
KWh-mes 65% $ 492.133.629 0,28 $/KWh-mes
Usuarios con medición de potencia
Potencia 71.251
KW-mes 2% $ 15.142.573 18 $/KW-mes
Energía 26.152.964 KWh-mes
7% $ 52.999.006 0,17 $/KWh-mes
Totales 100% $ 757.128.660
4.4.2.- Determinación nueva facturación del Cargo Tarifario Específico
Por lo tanto, a partir del mercado proyectado para el 2020 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 355.195 46 16.404.454 196.853.452
VARIABLE $/KWh TOTAL mes TOTAL anual
ENERGIA KWh-mes 148.126.472 0,28 41.011.136 492.133.629
TOTAL 57.415.590 688.987.080
USUARIOS CON MEDICIÓN DE POTENCIA FIJO $/kw TOTAL mes TOTAL anual POTENCIA KW-mes 71.251 18 1.261.881 15.142.573
VARIABLE $/KWh TOTAL mes TOTAL anual
ENERGÍA KWh-mes 26.152.964 0,17 4.416.584 52.999.006
TOTAL 5.678.465 68.141.579
TOTAL mes TOTAL anual
TOTAL 63.094.055 757.128.660
38
5.- ASIGNACIÓN DE COSTOS A ETAPAS DEL SERVICIO
Una vez consolidados todos los costos y determinados los costos totales, se los
reclasificará según su naturaleza en costos fijos, variables y de comercialización.
Posteriormente, se procederá a distribuirlos en cada etapa del servicio, de acuerdo a
las particularidades de cada uno, y se los asociará a los datos característicos del
mercado consumidor (demanda de energía y potencia en horarios pico y fuera de
ellos), con lo cual se determinarán los costos medios en cada una ($/KWh y $/KW) y
para cada conjunto de cliente.
5.1.- 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 32.
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 Tablas 16, 19 y 18, respectivamente. La
compra de Potencia corresponde al primer escalón del proceso: producción. Los Otros
Gastos Fijos provienen de la Tabla 25. 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 32: Costos Fijos Totales por etapa del proceso 2020.
ETAPAS REMUNERAC. EXPANSIONY RENOVACION
POTENCIA OTROS IMPUESTOS
Y TASAS TOTAL
$ $ $ $ $ $
1 2 3 4 5 6= 1+2+3+4+5 PRODUCCION 16.292.863 18.838.574 484.123.654 5.732.283 1.907.023 526.894.398 TRANSPORTE 57.025.022 1.491.990.868 6.338.975 6.674.581 1.562.029.445 SUBTRANSMISION 138.489.339 661.179.938 6.986.718 16.209.697 822.865.691 DIST. PRIMARIA 260.685.814 486.530.076 19.326.882 30.512.371 797.055.142 SUBESTAC. 352.333.170 311.192.604 16.927.993 41.239.376 721.693.143 DIST. SECUND. 600.799.336 323.183.798 51.003.621 72.721.480 1.047.708.235 COMERCIALIZAC. 610.982.376 204.179.393 200.004.137 75.113.369 1.090.279.275
TOTAL 2.036.607.920 3.497.095.250 484.123.654 306.320.608 244.377.897 6.568.525.329
39
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 33. 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 22 y 23. Los Otros Gastos Variables provienen de la Tabla 24. Por
último, los cargos corresponden a FNEE-FONINVEMEM asignados a producción, y los
impuestos internos/cheques asignados al escalón de Comercialización.
Tabla 32: Costos Variables Totales por etapa del proceso 2020.
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 6.219.757.212 15.047.913 10.253.912 240.468.026 795.589 6.486.322.651
TRANSPORTE
215.996.061
1.769.661 217.765.721
SUBTRANSMISION
197.992.583
2.364.604 200.357.188
DIST. PRIMARIA
124.260.109
18.818.820 143.078.928
SUBESTAC.
104.975.099
5.956.132 110.931.231
DIST. SECUND.
116.594.645
42.037.510 158.632.155
COMERCIALIZAC.
23.004.853 79.973.269 191.110.342 294.088.464
TOTAL 6.219.757.212 15.047.913 793.077.262 320.441.294 262.852.657 7.611.176.338
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 34 se representan los costos totales por etapa del servicio,
que surgen de sumar los costos fijos y variables indicados anteriormente.
40
Tabla 34: Costos Totales por etapa del servicio 2020. ETAPAS FIJOS VARIABLES TOTALES
$ $ $ PRODUCCION 526.894.398 6.486.322.651 7.013.217.049 TRANSPORTE 1.562.029.445 217.765.721 1.779.795.166 SUBTRANSM. 822.865.691 200.357.188 1.023.222.879 DIST.PRIMARIA 797.055.142 143.078.928 940.134.070 SUBESTAC. 721.693.143 110.931.231 832.624.374 DIST. SECUND. 1.047.708.235 158.632.155 1.206.340.390 COMERCIALIZ. 1.090.279.275 294.088.464 1.384.367.739
TOTAL 6.568.525.329 7.611.176.338 14.179.701.667
5.2.- Obtención costos de Distribución por etapa
Una vez reclasificados los costos totales en fijos y variables, y por etapa del proceso,
se determinarán los costos de distribución a partir de esta reclasificación. El motivo de
esto, se debe a que se emplearan formulas tarifarias para transferir los costos
detallados anteriormente a los precios de las distintas tarifas. Donde dichas fórmulas
tarifarias estarán compuestas de lo siguiente:
A. El precio de la energía, potencia, transporte, FNEE y FONINVEMEM en el Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM), fijados por la Secretaría de Energía de la Nación como
consecuencia de las programaciones trimestrales y aplicadas por CAMMESA.
Además, las otras fuentes de abastecimiento: EDESE, generación Nueva Pompeya y
generación Ccia. Frías.
B. Los costos propios de distribución por etapa del proceso productivo y los gastos de
comercialización proyectados para el periodo 2020.
El objetivo de esta división es poder distinguir en el precio final de la tarifa la incidencia
de los costos exógenos a la Distribuidora (precios del MEM) y que la misma no tiene
injerencia en su fijación, de aquellos costos sobre los cuales la Empresa sí tiene
alguna influencia como es el caso de los costos de distribución.
Para ello, en las Tablas de Costos Fijos (32), Variables (33) y Totales (34), no se
tendrán en cuenta los costos derivados del Mercado Eléctrico Mayorista (compra
Energía, Potencia, Transporte, FNEE y FONINVEMEM), y los correspondientes a las
otras fuentes de abastecimiento (EDESE, generación Nueva Pompeya y generación
Ccia. Frías). Así, se obtienen los Costos Fijos (Tabla 35), Variables (Tabla 36) y
Totales (37) de Distribución por etapa del proceso.
41
Tabla 35: Costos Fijos Distribución por etapa del proceso 2020.
ETAPAS REMUNERAC. EXPANSIONY RENOVACION
POTENCIA OTROS IMPUESTOS
Y TASAS TOTAL
$ $ $ $ $ $
1 2 3 4 5 6= 1+2+3+4+5 PRODUCCION 16.292.863 18.838.574 0 5.732.283 1.907.023 42.770.743
TRANSPORTE 57.025.022 1.491.990.868
6.338.975 6.674.581 1.562.029.445
SUBTRANSMISION 138.489.339 661.179.938
6.986.718 16.209.697 822.865.691
DIST. PRIMARIA 260.685.814 486.530.076
19.326.882 30.512.371 797.055.142
SUBESTAC. 352.333.170 311.192.604
16.927.993 41.239.376 721.693.143
DIST. SECUND. 600.799.336 323.183.798
51.003.621 72.721.480 1.047.708.235
COMERCIALIZAC. 610.982.376 204.179.393
200.004.137 75.113.369 1.090.279.275
TOTAL 2.036.607.920 3.497.095.250 0 306.320.608 244.377.897 6.084.401.675
Tabla 36: Costos Variables Distribución por etapa del proceso 2020.
ETAPAS
COMPRA ENERGIA
Y TRANSP.
GENERACION. AISLADA
MATERIALES MANTENIM.
IMPUESTOS
OTROS
TOTAL
$ $ $ $ $ $
1 3 4 5 6 7=1+2+3+4+5+6
PRODUCCION 0 0 10.253.912 0 795.589 11.049.500
TRANSPORTE
215.996.061
1.769.661 217.765.721
SUBTRANSMISION
197.992.583
2.364.604 200.357.188
DIST. PRIMARIA
124.260.109
18.818.820 143.078.928
SUBESTAC.
104.975.099
5.956.132 110.931.231
DIST. SECUND.
116.594.645
42.037.510 158.632.155
COMERCIALIZAC.
23.004.853 79.973.269 191.110.342 294.088.464
TOTAL 0 0 793.077.262 79.973.269 262.852.657 1.135.903.187
Tabla 37: Costos Totales Distribución por etapa del servicio 2020.
ETAPAS FIJOS VARIABLES TOTALES $ $ $ PRODUCCION 42.770.743 11.049.500 53.820.244 TRANSPORTE 1.562.029.445 217.765.721 1.779.795.166 SUBTRANSMISIÓN 822.865.691 200.357.188 1.023.222.879 DIST.PRIMARIA 797.055.142 143.078.928 940.134.070 SUBESTAC. 721.693.143 110.931.231 832.624.374 DIST. SECUND. 1.047.708.235 158.632.155 1.206.340.390 COMERCIALIZ. 1.090.279.275 294.088.464 1.384.367.739
TOTAL 6.084.401.675 1.135.903.187 7.220.304.862
5.2.1.-Asignación Costos Fijos de Distribución
Para su asignación a las distintas categorías de usuarios, se asociarán los costos fijos
de Distribución por cada etapa del proceso a la potencia disponible en cada una. Este
mecanismo se muestra en la Tabla 38.
42
Tabla 38: Obtención costos fijos Distribución por potencia acumulados por etapas.
ETAPAS TOTAL COSTO DISTRIBUCIÓN
FIJO $
POTENCIA DISPONIBLE
POR ESC. KW
COSTO FIJO POR UNIDAD $/KW ANUAL
POR ETAPA
MENSUAL POR ETAPA
ACUMULADO $/KW-mes
1 2=Tabla 2 3= 1/2 4= 3/12 5= 4+5 PRODUCCION 42.770.743 606.615 70,51 5,88 5,88 TRANSPORTE 1.562.029.445 581.138 2687,88 223,99 229,87 SUBTRANSMISIÓN 822.865.691 553.243 1487,35 123,95 353,81 DIST. PRIMARIA 797.055.142 543.838 1465,61 122,13 475,95 SUBESTACIONES 721.693.143 529.154 1363,86 113,66 589,60 DIST. SECUND. 1.047.708.235 503.226 2081,99 173,50 763,10 COMERCIALIZAC. 1.090.279.275 TOTAL 6.084.401.675 606.615 10030,08 835,84
5.2.2.-Asignación Costos Variables de Distribución
En este caso, se asociarán los costos variables de Distribución por cada etapa del
proceso a la energía en cada una de ellas, de manera de obtener los costos variables
acumulados por etapas. Lo cual, se muestra en la Tabla 39.
Tabla 39: Obtención costo variable medio acumulado por etapa.
ETAPAS
TOTALCOSTO DISTRIBUCIÓN
VARIABLE $
ENERGIA KWh
COSTO VARIABLE POR UNIDAD $/KWh
DELA ETAPA ACUMULADO
1 2= Tabla 2 3=1/2 4= 5+4
PRODUCCION 11.049.500 2.514.542.203 0,0044 0,0044
TRANSPORTE 217.765.721 2.514.542.203 0,0866 0,0910
SUBTRANSMISIÓN 200.357.188 2.514.542.203 0,0797 0,1707
DIST. PRIMARIA 143.078.928 2.460.270.504 0,0582 0,2288
SUBESTACIONES 110.931.231 2.296.704.922 0,0483 0,2771
DIST. SECUND. 158.632.155 2.112.740.181 0,0751 0,3522
COMERCIALIZAC. 294.088.464
TOTAL 1.135.903.187 2.514.542.203 0,4517
43
6.- DETERMINACIÓN COSTOS DE DISTRIBUCIÓN RURAL
6.1.- Definición de las etapas del proceso
Se seguirá la misma metodología desarrollada para el sistema urbano, aplicado los
criterios particulares para el sistema de Distribución Rural.
Las etapas en las cuales se divide el Proceso Productivo son comunes tanto para el
sistema Urbano como para el sistema Rural en las primeras 3 etapas: Producción,
Transmisión y Subtransmisión. A partir de esta última etapa, el sistema rural se
compone de una Distribución Primaria (líneas de 13,2 kV y 7,6 kV), dónde el
transformador puede ser exclusivo o compartido entre usuarios, y la Distribución
Secundaria (líneas de baja tensión).Además, también se considerará como una etapa
más a la Comercialización, en la cual se llevan a cabo todas las actividades referidas a
la atención de los clientes y, por lo tanto, se incluirán todos los costos requeridos para
ello.
Todo esto, se muestra seguidamente:
ETAPAS DEL PROCESO PRODUCTIVO RURAL CATEGORÍA DE USUARIOS
COMPRA MAYORISTA: Energía y Potencia.
DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 13,2 KV: Comprende las líneas de 13,2 kv.
DISTRIBUCIÓN PRIMARIA 7,6 KV: Comprende las líneas de 7,6 kv.
DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA: comprende la red en baja tensión Monofásica y Trifásica junto con el Transformador de rebaje.
RESIDENCIAL
GENERAL
COMERCIALIZACIÓN: puestos de medición.
6.2.- Potencia instalada para los usuarios
El Sistema Rural se encuentra compuesto por transformadores de distintas potencias,
dedicados en forma individual o compartida a los usuarios, cuyos valores más
frecuentes son de 3, 5, 10, 16 y 25 KVA, alcanzando la potencia total instalada a
56.176 KVA para el año 2020. El Factor de Potencia usado para el pasaje de KVA a
KW es el establecido por CAMMESA, cuyo valor es cos Φ 0,95.
En la tabla 40 se muestran las cantidades de transformadores por cada valor de
potencia instalada, a su vez que se detalla la energía a vender por cada uno de ellos y
la total anual.
44
Tabla 40: Potencia instalada y energía a vender mercado Rural 2020.
Escalón Proceso Categoría Usuario
Cantidad Potencia Unitaria
Pot. Total
Pot. Total
Energía a Vender
Soportado por el Escalón
Un KVA KVA KW KWh KWh KVA
1 2 3 4 5= 3*4 6=5/0,95 7 8 9
Producción
36.388.971 56.176
Dist. Primaria 13,2 KV
36.388.971 56.176
Dist. Primaria 7,6 KV
36.388.971 56.176
Dist. Secundaria
3 944 3 2.832 2.690 1.834.477
36.388.971
56.176
5 3.014 5 15.070 14.317 9.761.852
10 1.435 10 14.350 13.633 9.295.460
16 614 16 9.824 9.333 6.363.665
25 564 25 14.100 13.395 9.133.518
Total
6.571 213 56.176 53.367 36.388.971
45
6.3.- Costos totales del servicio por etapa excluido el abastecimiento
6.3.1.- Costos fijos
Dentro de los costos totales fijos para el sistema Rural se encuentran Remuneración,
Renovación de Líneas, Renovación de Vehículos, Impuestos (Contribuciones) y Otros.
Personal
Con respecto a los costos fijos de Remuneración se tiene en cuenta la cantidad del
personal afectado al sistema Rural en todas las etapas el proceso. Para determinar la
cantidad de Personal afectado al Sistema Rural, se tomó como base el Sistema Rural
Cooperativo, tanto en líneas como en operarios y, en función de eso, se determinó el
número de agentes que deberían ser afectados al Sistema Rural de SECHEEP.
Total de Personal afectado al sistema Rural: 75
Haberes Remunerativos y no Remunerativos del Personal
Para el cálculo de los Haberes se tiene en cuenta el valor de los haberes por
empleados Totales por año de SECHEEP y se lo multiplica por la cantidad de
empleados afectados al sistema Rural, y, a su vez, se lo distribuye en los porcentajes
de participación en cada una de las Etapas del Proceso, como se muestra en la Tabla
41.
Tabla 41: Haberes Personal sistema rural por etapa 2020.
Etapa del Proceso Asignación
Costos Participación
Líneas 13,2 KV-7,6 KV y SET 77.706.670 68,8%
Líneas Baja Tensión 15.418.698 13,7%
Comercialización 19.806.609 17,5%
TOTAL 112.931.977
Valor a nuevo del sistema eléctrico Rural
Se obtuvo aplicando el método del Valor a Nuevo de Reemplazo (VNR) para valuar los
activos fijos que están involucrados en cada etapa del servicio rural. Para dicha
valoración, se consideraron las cantidades reales puestas en el servicio, mientras que
los precios surgieron actualizar a diciembre 2019 los valores expuestos en la
Audiencia Pública del 8/2/18, los cuales estaban referidos a diciembre 2017. De esta
manera, se obtuvo el importe del VNR, que refleja los costos de materiales eléctricos y
46
no eléctricos puestos en servicio en cada una de las etapas del sistema rural, con la
tecnología y precios vigentes al momento de realizar el cálculo.
Los porcentajes de variación de los índices empleados, según las publicaciones del
INDEC, son los siguientes:
IPIM ICS ICC TC IPIMmae
Δ 2018 – Dic.19 176,1% 84,1% 103,7% 214,1% 202,9%
Luego, de aplicar dichos porcentajes en fórmula de variación de costos empleada
anteriormente, junto con los ponderadores de la Tabla 16, surge el porcentaje de
variación del costo de las instalaciones del sistema eléctrico rural para el periodo 2020:
Δ 2018 – Dic.19
LBT 151%
LMT 13,2 KV 135%
SETA MT/BT 176%
Con respecto al puesto de medición, para su actualización se consideró el índice tipo
de cambio para obtener su nuevo importe unitario.
En la Tabla 42 se detalla la Valuación a Nuevo de Reemplazo de las cantidades físicas
del sistema rural actual, ajustada con los porcentajes de variación de costos obtenidos
para el periodo 2018- diciembre 2019.
Tabla 42: Valor a Nuevo de Reemplazo sistema rural 2020.
Descripción Cantidad Costo Unit. ($) anterior
Costo Unit. ($) Dic. 2019
VNR ($) Dic. 2019
Línea 13,2 Kv. (Km) 1.525,8 94.689 222.455,56 339.414.676
Línea 13,2 Kv. Bifásica (Km) 418,4 75.936 178.398,64 74.644.276
Línea 7,62 Kv. Monofásica(Km) 8.112,2 37.805 88.817,11 720.498.546
L.B.T. Monofásica (Km) 1.641,2 52.383 131.718,64 216.175.084
L.B.T. Trifásica (Km) 354,2 82.843 208.310,26 73.785.180
Puesto Trasf. 3KVA 944,0 4.414 12.172,99 11.491.304
Puesto Trasf. 5KVA 3.014,0 6.067 16.734,59 50.438.046
Puesto Trasf. 10KVA 1.435,0 6.251 17.242,01 24.742.284
Puesto Trasf. 16KVA 614,0 7.582 20.913,22 12.840.715
Puesto Trasf. 25KVA 564,0 11.442 31.558,92 17.799.233
Puesto Medición 11.239 605 1.900,24 21.357.590
TOTAL 1.563.186.935
Total Líneas (Km) 12.051,7 Línea 13,2 Kv. 16,1% Línea 7,62 Kv. 67,3% Baja Tensión Monofásica. 13,6% Baja Tensión Trifásica. 2,9%
47
A partir de aquí, se calculó el importe anual para la Renovación, dividiendo el VNR de
cada etapa por su correspondiente vida útil promedio ponderada, asignada a cada
rubro en que se clasifican los bienes de uso intervinientes en las mismas, surgiendo el
margen de recursos necesarios para renovar las instalaciones por obsolescencia. Para
el Mantenimiento del sistema indicado en el cuadro, se tomó el 1% del Valor a Nuevo
de Reemplazo (VNR). Llegando a un Total de Mantenimiento más Renovación de
$61.819.895, como se detalla en la Tabla 43.
Tabla 43: VNR, Renovación y Mantenimiento sistema rural 2020.
Escalones Proceso Productivo
VNR Vida Útil Renovación
Importe Anual Mantenimiento Total
$ Años $ $ $
Producción
Dist. Primaria 13,2 KV-7,6 KV-SET
1.251.869.081 35 35.767.688 12.518.691 48.286.379
Dist. Secundaria Líneas Baja Tensión
289.960.264 35 8.284.579 2.899.603 11.184.182
Comercialización 21.357.590 10 2.135.759 213.576 2.349.335
TOTAL 1.563.186.935
46.188.026 15.631.869 61.819.895
Con respecto a la Expansión del Sistema Eléctrico Rural no fue considerada, porque
la Subsecretaría de Energía de la Provincia es la que lleva a cabo la misma, con una
Plan de Infraestructura Eléctrica a través del Programa de Servicios Agrícolas
Provinciales (PROSAP).
Valor a nuevo de los vehículos
A efecto de asignar la cantidad de vehículos que serán utilizados para el Sistema
Rural, se tiene como base los vehículos dedicados en el Sistema Cooperativo Rural de
acuerdo a los kilómetros de líneas a atender en el Sistema. De esta manera, la
cantidad de vehículos necesarios es el indicado en la siguiente Tabla, donde también
se indica el Costo Unitario y Costo Total. Para la Renovación se tomó como Vida Útil
10 años.
Vehículos Cantidad Costo Un.
($) Costo Total
($) Vida Útil (años)
Rep. Anual ($)
HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv)
29 1.331.000 38.599.000 10 3.859.900
48
Aportes y Contribuciones del personal
Para el cálculo de los Aportes y Contribuciones del Personal, se tiene en cuenta el
valor de las Contribuciones por empleados Totales de SECHEEP por año, y se lo
multiplica por la cantidad de empleados afectados al sistema Rural y, a su vez, se lo
distribuye en los porcentajes de participación en cada una de las Etapas del Proceso:
Etapa del Proceso Asignación Costos Participación
Líneas 13,2 KV-7,6 KV y SET 12.018.659 68,8%
Líneas Baja Tensión 2.384.764 13,7%
Comercialización 3.063.429 17,5%
TOTAL 17.466.852
Otros gastos fijos
Incluyen gastos por servicios de terceros, honorarios y demandas Judiciales, seguros
de automotores y líneas, vigilancia, papeles y útiles, limpieza de edificios, toma de
lectura, distribución de facturas, corte y reconexión, alquileres, fletes, ropa de trabajo y
capacitación, franqueo, etc. Todos estos conceptos surgieron de las proyecciones
efectuadas para el año 2020, obtenidos de los costos contables incurridos en el año
2019, distribuidos por cada etapa.
Del total de los Gastos Fijos, que corresponden al total de los Usuarios tanto Urbanos
como Rurales, para el sistema Rural se toma un 2,93% del total, que es la incidencia
de los Usuarios Rurales sobre el total. Lo cual, se muestra en la Tabla 44.
49
Tabla 44: Otros costos fijos rurales por etapa del servicio 2020.
Etapas
Honorar. Dem. Jud. Siniestros
Seguros de Aut. y líneas
Papeles y Útiles
Generales Bolsín -
Franqueo
Limp. yConserv. Edificios
Capacitación y Mat. de Seguridad
Total Gastos Fijos
$ $ $ $ $ $ $ $
Líneas 13,2 KV-7,6 KV y SET
470.879
160.188 631.067
Líneas Baja Tensión
93.433
31.785 125.217
Comercialización 510.350
607.450 463.630 770.691 256.403 40.830 2.649.355
TOTAL 510.350 564.312 607.450,32 463.630,05 770.691,40 256.403,30 232.803 3.405.640
50
6.3.1.1.- Costos Totales Fijos Rurales
En la Tabla 45 se han agrupado los Costos que se han considerados como Fijos,
llegando a un Total de los mismos de acuerdo a lo indicado en la columna 8.
Los Costos Totales de cada Etapa se los divide por la potencia respectiva, dando el
valor $/KVA año y luego el valor mensual.
Además de los costos propios del sistema rural, se debe incorporar el costo anterior
acumulado, que es común para el Sistema Rural y el Urbano, en este caso de $/KVA-
mes de 372,43 que corresponden a las etapas de Producción – Transporte –
Subtransmisión. Este costo se debe adicionar a los costos de cada etapa del sistema
rural, como se muestra en la última columna de la Tabla 45.
51
Tabla 45: Costos Fijos Rurales por etapa y acumulados 2020.
ESCALONES REMUNE-RACIÓN
RENOVA-CIÓN LÍNEAS
RENOVA-CIÓN VEHÍCU-
LOS
IMPUESTOS Y CONTRIB.
OTROS TOTAL
POTENCIA SOPORT. POR EL
ESC.
COSTO FIJO POR UNIDAD $/KVA
ANUAL POR EL ESC.
MENSUAL POR EL ESC.
ACUMU-LADO
$ $ $ $ $ $ KVA $/KVA-AÑO $/KVA-MES $/KVA-MES
1 3 4 5 6 7 8=suma 2 a 7 9 10=8/9 11=10/12 12=11+12
Acumulado Producción –Transporte – Subtransmisión
56.176
372,43
Dist. Primaria Líneas 13,2 KV-7,6 KV y SET
77.706.670 35.767.688 3.220.819 12.018.659 631.067 129.344.903 56.176 2302,49 191,87 564,31
Dist. Secundaria Líneas BT
15.418.698 8.284.579 639.081 2.384.764 125.217 26.852.339 56.176 478,00 39,83 604,14
Comercialización 19.806.609 2.135.759
3.063.429 2.649.355 27.655.152
TOTAL 112.931.977 46.188.026 3.859.900 17.466.852 3.405.640 183.852.394,02 56.176,00
52
6.3.2. Costos Totales Variables Rurales
Dentro de los Costos Variables, excluyendo el abastecimiento, se consideran la
Limpieza de Líneas que está en función de los Kilómetros de la Red de Distribución
Primaria y el costo unitario del kilómetro de limpieza. El Mantenimiento Eléctrico, como
se explicó precedentemente, es el 1% del Valor a Nuevo de Reemplazo. Los Otros
Gastos Variables son los que se explican a continuación.
Otros gastos variables
Incluyen comisiones y retenciones bancarias (según la facturación del mercado rural),
teléfonos, para su cálculo se sigue la misma metodología del 2,93% del Total. Con
respecto a los viáticos del Personal, se toma la misma incidencia, distribuido por el
porcentaje de la cantidad de Personal afectado en cada etapa. Los gastos de los
vehículos se calcularon a partir del costo medio de toda la flota de la empresa,
afectado por los 29 vehículos que van a formar parte del Servicio Rural, distribuidos en
cada etapa de acuerdo a los porcentajes de la incidencia de los kilómetros de líneas
en el total.
Todos estos conceptos surgieron de proyectar las erogaciones en el 2020, obtenidos
de los costos contables incurridos en el año 2019, distribuidos por cada etapa.
Tabla 46: Otros costos variables rurales por etapa del servicio 2020.
Etapas Gastos
Bancarios
Gastos de
Teléfonos
Viáticos del
Personal
Gastos de
Vehículos
Total Otros
Gastos Var.
$ $ $ $ $
Líneas 13,2 KV-7,6 KV y SET
54.873 4.510.386 4.565.258
Líneas Baja Tensión
10.888 894.959 905.847
Comercialización 3.183.655 31.226 13.986
3.228.868
TOTAL 3.183.655 31.226 79.747 5.405.344 8.699.973
En la siguiente tabla se han agrupado los Costos que se han considerados como
Variables, llegando a un Total de los mismos de $ 8.699.973. Los Costos Totales de
cada Etapa se los divide por la Energía respectiva, dando el valor $/KWh. Al igual que
en los costos fijo, el costo anterior acumulado es el mismo para el Sistema Rural que
para el Sistema Urbano, en este caso de $/KWh 0,1707 que corresponden a las
etapas de Producción – Transporte – Subtransmisión. Este costo se debe adicionar a
los costos de cada etapa del sistema rural, como se indica en la última columna de la
Tabla 47.
53
Tabla 47: Costos Variables Rurales por etapa y acumulados 2020.
ESCALONES LIMPIEZA LÍNEAS MANTENIM. IMPUESTOS OTROS TOTAL ENERGÍA A VENDER EN
EL ESC.
COSTO VARIABLE $/KWh
DEL ESCAL. $/KWH
ACUMULADO $/KWH
$ $ $ $ $ KWh $/KWh $/KWh
1 3 4 5 6 7=suma 2 a 6 8 9=8/7 10=9+10
Acumulado Producción –Transporte –Subtransmisión
36.388.971
0,1707
Dist. Primaria Líneas 13,2 KV-7,6 KV y SET
2.402.091 12.518.691
4.565.258 19.486.040 36.388.971 0,5355 0,7062
Dist. Secundaria Líneas BT
2.899.603
905.847 3.805.449 36.388.971 0,1046 0,8107
Comercialización
213.576
3.228.868 3.442.444
TOTAL 2.402.091 15.631.869 0 8.699.973 26.733.933 36.388.971
54
6.3.3.- Costos Totales Rurales
Los Costos Totales equivalen a la suma de los Costos Fijos Totales más los Costos
Variables Totales, sin considerar el abastecimiento eléctrico, como se muestra en la
Tabla 48.
55
Tabla 48: Costos Totales Fijos y Variables Rurales por etapa y acumulados 2020.
ESCALONES
MERCADO COSTOS TOTALES COSTO
FIJO MEDIO
MENSUAL
COSTO FIJO MEDIO
ACUM. MENSUAL
COSTO VARIABLE
MEDIO
COSTO VARIABLE
MEDIO ACUM.
COSTO TOTAL MEDIO
COSTO TOTAL MEDIO
ACUM. POTENCIA
INSTALADA ENERGÍA A
VENDER FIJOS VARIABLES TOTALES
(KVA) (KWH) $ $ $ $/KVA $/KVA $/KWH $/KWH $/KWH $/KWH
Acumulado Producción –Transporte – Subtransmisión
372,43
0,1707
Dist. Primaria Líneas 13,2 KV-7,6 KV y SET
129.344.903 19.486.040 148.830.943 191,87 564,31 0,5355 0,7062 4,0900 4,0900
Dist. Secundaria Líneas BT
56.176 36.388.971 26.852.339 3.805.449 30.657.789 39,83 645,17 0,1046 0,8108 0,8425 4,9325
Comercialización
27.655.152 3.442.444 31.097.596 41,02
0,0946 0,9053 0,8546 5,7871
TOTAL 56.176 36.388.971 183.852.394 26.733.933 210.586.328
56
6.3.4.- Costos Totales Rurales (ajustado)
Como los Costos Fijos son preponderantes en los Costos Totales, al trasferir estos a
precios, la parte fija correspondería al Cargo Fijo y la variable a la Energía. De
transferir en forma directa produciría a los usuarios de bajos consumos Precios Medios
Altos, por lo que resulta necesario transferir parte de los Costos Fijos a los Costos
Variables, disminuyendo el efecto para los dichos usuarios.
A efecto de distribuir más homogéneamente los Costos Totales se va a transferir el
50% de los Costos Fijos a los Costos Variables. Luego, con el 50% de los fijos se
determinan los Precios de los Cargos Fijos a los usuarios.
Respecto de los Costos Variables son los determinados anteriormente más el 50% de
los Costos Fijos transferidos.
Así, se determina el nuevo Costo Fijo $/KVA y el nuevo Costo Variable $/KWh. Todo
esto, se muestra en la Tabla 49.
57
Tabla 49: Costos Totales Fijos y Variables Rurales ajustados por etapa y acumulados 2020.
ESCALONES
MERCADO COSTOS TOTALES
FIJOS REDUCIDOS
(50%)
FIJOS RESTANTES
(50%)
VARIABLES AUMENTADOS
(+50% CF) TOTALES
COSTO FIJO MEDIO
REDUC. MENSUAL
COSTO FIJO
MEDIO ACUM.
MENSUAL
COSTO VARIABLE
MEDIO
COSTO VARIABLE
MEDIO ACUM.
POTENCIA INSTALADA
ENERGÍA A
VENDER
(KVA) (KWH) $ $ $ $ $/KVA-mes $/KVA $/KWH $/KWH
Acumulado Producción –Transporte – Subtransmisión
372,43
0,1707
Dist. Primaria Líneas 13,2 KV - 7,6 KV y SET
64.672.452 64.672.452 84.158.492 148.830.943 95,94 468,37 2,3127 2,4834
Dist. Secundaria Líneas BT
56.176 36.388.971 13.426.170 13.426.170 17.231.619 30.657.789 19,92 488,29 0,4735 2,9569
Comercialización
13.827.576 13.827.576 17.270.020 31.097.596 20,51 508,80 0,4746 3,4316
TOTAL 56.176 36.388.971 91.926.197 91.926.197 118.660.131 210.586.328
58
7.- OBTENCIÓN COSTOS DE DISTRIBUCIÓN URBANOS
A partir de los Costos Rurales mostrados en la Tabla 45 y 47, y de los costos de
Distribución detallados en las Tablas 35 y 36, surgen los costos de Distribución
Urbanos, tanto fijos como variables. Esto es así, ya que los mencionados costos de
Distribución corresponden a la totalidad de la Empresa, es decir, los destinados a
atender tanto el mercado urbano como el rural.
Por lo cual, al descontar de los costos de Distribución total Empresa los
correspondientes al sistema rural, según las etapas que posee éste último, se obtienen
los costos específicos del sistema urbano. Mediante los cuales, se calcularan los
parámetros tarifarios que conforman sus tarifas.
Ahora bien, como el sistema rural posee costos específicos desde la etapa de
Distribución Primaria, se puede decir que las etapas de Producción, Transmisión y
Subtransmisión, soportan todos los costos de Distribución, y por lo tanto son comunes
a ambos sistemas.
De esta manera, en las Tablas 50 y 51 se muestran los costos de Distribución Urbanos
Fijos y Variables respectivamente, desagregados por etapas del servicio, que surgen
de restar los correspondientes costos rurales para cada etapa y rubro del costo.
Tabla 50: Costos Fijos de Distribución Urbanos por etapa del proceso 2020.
ETAPAS REMUNERAC. EXPANSION Y RENOVACION
OTROS IMPUESTOS
Y TASAS TOTAL
$ $ $ $ $
1 2 4 5 6= 1+2+3+4+5
PRODUCCION 16.292.863 18.838.574 5.732.283 1.907.023 42.770.743
TRANSPORTE 57.025.022 1.491.990.868 6.338.975 6.674.581 1.562.029.445
SUBTRANSMISION 138.489.339 661.179.938 6.986.718 16.209.697 822.865.691
DIST. PRIMARIA 182.979.144 451.345.421 18.695.815 18.493.712 671.514.091
SUBESTAC. 352.333.170 311.192.604 16.927.993 41.239.376 721.693.143
DIST. SECUND. 585.380.638 314.260.138 50.878.403 70.336.716 1.020.855.895
COMERCIALIZAC. 591.175.767 202.043.634 197.354.782 72.049.940 1.062.624.124
TOTAL 1.923.675.943 3.447.047.324 302.914.968 226.911.045 5.900.549.281
59
Tabla 51: Costos Variables de Distribución Urbanos por etapa del proceso 2020.
ETAPAS
MATERIALES MANTENIM.
IMPUESTOS
OTROS
TOTAL
$ $ $ $
PRODUCCION 10.253.912 0 795.589 11.049.500 TRANSPORTE 215.996.061 1.769.661 217.765.721 SUBTRANSMISION 197.992.583 2.364.604 200.357.188 DIST. PRIMARIA 113.072.766 14.253.562 127.326.328 SUBESTAC. 104.975.099 5.956.132 110.931.231 DIST. SECUND. 113.695.043 41.131.663 154.826.706 COMERCIALIZAC. 22.791.277 79.973.269 187.881.474 290.646.020
TOTAL 777.445.392 79.973.269 254.152.684 1.111.571.345
Hecho esto, se pueden obtener los costos totales de Distribución Urbanos por etapa
del proceso, como se indica en la Tabla 52.
Tabla 52: Costos Totales de Distribución Urbanos por etapa del servicio 2020.
ETAPAS FIJOS VARIABLES TOTALES
$ $ $ PRODUCCION 42.770.743 11.049.500 53.820.244 TRANSPORTE 1.562.029.445 217.765.721 1.779.795.166 SUBTRANSMISIÓN 822.865.691 200.357.188 1.023.222.879 DIST.PRIMARIA 671.514.091 127.326.328 798.840.419 SUBESTAC. 721.693.143 110.931.231 832.624.374 DIST. SECUND. 1.020.855.895 154.826.706 1.175.682.601 COMERCIALIZ. 1.062.624.124 290.646.020 1.353.270.143
TOTAL 5.900.549.281 1.111.571.345 7.012.120.626
60
8.- ASIGNACIÓN DE COSTOS AL MERCADO
8.1.- Usuarios Urbanos sin medición de potencia
Asignación Costos Fijos de Comercialización Urbanos
A partir de los Costos de Distribución Urbanos indicados en la Tabla 52, se apropian
los costos fijos de comercialización para la determinación del Cargo Fijo que formará
parte de su tarifa, tomando en cuenta el costo de la atención que requiere cada tipo de
cliente, en relación al Residencial que se utiliza como modulo. Como la Distribuidora
tiene una combinación de usuarios, lo que se establece es a cuantos usuarios
residenciales equivale esa combinación, es decir, se consideran a todos los usuarios
como si fueran residenciales.
En la Tabla 53 se muestra el proceso de asignación de los costos fijos de
comercialización Urbanos hasta ser transformados en los Cargos Fijos de las tarifas
de estos usuarios. En la columna 3 se indica la ponderación respecto al usuario
Residencial, que dará origen al mercado equivalente que figura en la columna 4.
Luego, los costos fijos totales de comercialización se distribuirán entre las categorías
de usuarios de acuerdo a la distribución porcentual del mercado equivalente,
obteniéndose los montos respectivos para categoría de usuario sin medición de
potencia. Estos valores divididos por el número de usuarios reales de cada categoría,
da el valor correspondiente del Cargo Fijo de su tarifa.
Asignación Costos Variables de Comercialización Urbanos
Por otro lado, los costos variables de comercialización formaran parte del costo final
de la energía de estos usuarios. Para ello, se distribuye el costo total variable de
comercialización en función de la participación porcentual de la energía operada en
cada categoría con respecto al total, obteniendo el monto del costo variable de
comercialización asignado a cada una (columna 10, Tabla 53). Luego, este valor se lo
divide por la energía operada por cada tipo de cliente, surgiendo el costo variable
medio de comercialización (columna 12, Tabla 53), que posteriormente se sumará a
los otros costos medios totales.
61
Tabla 53: Asignación Costos de Comercialización Urbano por Categoría de Usuario.
CATEGORIAS SUMINIS-
TROS PONDE-RADO
TOTAL
DISTRIBU- CION
PORCEN- TUAL
VENTA DE
ENERGIA (KWH)
DISTRIBU-CION
PORCENTUAL
ENERGIA
TOTAL COSTO COMERC.
POR CAT. DE USUARIO
COSTO FIJOS DE
COMERCIAL. POR
CATEGORIA
COSTO VARIAB.DE COMERCIA-LIZACIÓN
POR CATEG.
FIJO USUARIO
MES $/us-mes
VARIABLE POR
ENERGIA VENDIDA
$/kwh
TOTAL POR ENERGÍA VENDIDA
$/kwh
TOTAL POR ENERGÍA VENDIDA
$/kwh
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Tabla 2 - Rurales
(2X3)
Tabla 2 - Rurales
TOT.COMER.x5 /100
TOT.FIJOSx5 /100
TOT.VARx7 /100
(9/2/12) (10/6) (8/2/12) (8/6)
RESIDENCIAL 355.050 1 355.050 79,43 1.604.727.674 64,75 1.074.936.098 844.068.743 188.207.777 198,11 0,1173 252,30 0,6699
COMERCIAL 30.189 2 60.378 13,51 282.180.690 11,39 182.799.676 143.539.224 33.095.086 396,22 0,1173 504,59 0,6478
PEQ. INDUST. 3.223 2 6.446 1,44 39.622.894 1,60 19.515.890 15.324.402 4.647.104 396,22 0,1173 504,59 0,4925
GRAN USU.SET 460 8 3.680 0,82 183.964.741 7,42 11.141.446 8.748.563 21.575.994 1584,88 0,1173 2.018,38 0,0606
GRAN USU.DP 117 15 1.755 0,39 163.565.582 6,60 5.313.380 4.172.209 19.183.513 2971,66 0,1173 3.784,46 0,0325
GRAN USU.ST 36 15 540 0,12 54.271.699 2,19 1.634.886 1.283.757 6.365.165 2971,66 0,1173 3.784,46 0,0301
OFICIALES 8.075 2 16.150 3,61 64.821.576 2,62 48.896.541 38.394.880 7.602.489 396,22 0,1173 504,59 0,7543
ALUM. PUBLICO 2.386 1 2.386 0,53 78.112.975 3,15 7.222.639 5.671.410 9.161.348 198,11 0,1173 252,30 0,0925
SERV. SANITARIO
299 2 598 0,13 6.885.401 0,28 1.809.587 1.420.936 807.543 396,22 0,1173 504,59 0,2628
TOTALES 399.834 1,12 446.983 100,00 2.478.153.232 100,00 1.353.270.143 1.062.624.124 290.646.020 221,47 0,1173 282,05 0,5461
62
Asignación Costos Fijos de Distribución Urbanos
Para estos usuarios se prorratean los costos fijos de Distribución Urbanos asociados a
la potencia, en función de la energía de cada uno.
Para ello, inicialmente se toman los valores de costo fijo de Distribución Urbanos por
potencia acumulado de cada etapa del proceso, los que se muestran en la Tabla 54.
Tabla 54: Obtención costos fijos Distribución Urbano por potencia acumulados por etapas.
ETAPAS TOTAL COSTO
FIJO
POTENCIA DISPONIBLE
POR ESC. KW
COSTO FIJO POR UNIDAD $/KW ANUAL
POR ETAPA MENSUAL
POR ETAPA ACUMULADO
$ KW $/KW $/KW $/KW 1=col.6 Tabla52 2=Tabla 2 3= 1/2 4= 3/12 5= 4+5 PRODUCCION 42.770.743 606.615 70,51 5,88 5,88 TRANSPORTE 1.562.029.445 581.138 2687,88 223,99 229,87 ALIMENTACIÓN 822.865.691 577.498 1424,88 118,74 348,61 DIST. PRIMARIA 671.514.091 567.680 1182,91 98,58 447,18 SUBESTAC. 721.693.143 552.353 1306,58 108,88 556,06 DIST. SECUND. 1.020.855.895 525.288 1943,42 161,95 717,46 COMERCIALIZAC. 1.062.624.124
TOTAL 5.900.549.281 606.615
Con estos valores, multiplicados por la máxima potencia de cada categoría de usuario,
se obtienen los costos por demanda de potencia totales para los mismos, como se
muestra en la columna 3 de la Tabla 55.
Tabla 55: Obtención costos fijos totales por potencia usuario sin medición de potencia.
CATEGORIAS COSTOS
FIJOS POR UNIDAD
MERCADO PROYECTADO POTENCIAF.
PUNTA
COSTOS RESULTANTES POR DEMANDA
POTENCIA $/kw Kw $ 1=col.5 Tabla54 2= Tabla 2 3=(1 x 2 x 12) RESIDENCIAL 717,46 407.085 3.504.787.416 COMERCIAL 717,46 73.210 630.300.232 PEQ. INDUSTRIAL 717,46 10.769 92.719.216 OFICIALES 717,46 16.818 144.790.398 ALUM. PÚBLICO 717,46 20.029 172.439.013 SERV. SANITARIO 717,46 1.209 10.410.911
Luego, estos valores se convertirán en energía al dividirse por la energía operada por
cada categoría de usuario, tal como se muestra en la columna 3 de la Tabla 56. El
resultado de este procedimiento, da origen al costo fijo medio por demanda de
potencia.
63
Tabla 56: Obtención costos fijos medios por potencia usuario sin medición de potencia.
CATEGORIAS COSTOS FIJOS POR DEMANDA DE POTENCIA
TOTAL COSTOS DE POTENCIA
TOTAL ENERGIA
COSTO MEDIO POTENCIA
$ KWh $/KWh
1=col.3 Tabla 55 2= Tabla 2 - Rur. 3=1/2
RESIDENCIAL 3.504.787.416 1.604.727.674 2,1840
COMERCIAL 630.300.232 282.180.690 2,2337
PEQ. INDUST. 92.719.216 39.622.894 2,3400
AUTORIDADES 144.790.398 64.821.576 2,2337
ALUM. PUBLICO 172.439.013 78.112.975 2,2076
SERV. SANITARIO 10.410.911 6.885.401 1,5120
Asignación Costos Variables de Distribución Urbanos
Para los usuarios sin medición de potencia, se asigna directamente el valor del costo
variable medio de Distribución Urbano acumulado hasta la etapa de Distribución
Secundaria, el cual se obtiene en la Tabla 57.
Tabla 57: Obtención costo variable medio acumulado por etapa.
ETAPAS
TOTAL COSTO
VARIABLE ENERGIA
COSTO VARIABLE POR UNIDAD
DELA ETAPA ACUMULADO
$ KWh $/KWh $/KWh 1= Tabla 52 2= Tabla 2 – Rur. 3=1/2 4= 5+4 PRODUCCION 11.049.500 2.478.153.232 0,0045 0,0045 TRANSPORTE 217.765.721 2.478.153.232 0,0879 0,0923 SUBTRANSMISIÓN 200.357.188 2.478.153.232 0,0808 0,1732 DIST. PRIMARIA 127.326.328 2.423.881.533 0,0525 0,2252 SUBESTAC. 110.931.231 2.260.315.951 0,0491 0,2742 DIST. SECUND. 154.826.706 2.076.351.210 0,0746 0,3488 COMERCIALIZAC. 290.646.020
TOTAL 1.111.571.345 2.478.153.232 0,4485
Composición Cargo Variable
Al valor anterior (costo variable de distribución) se debe adicionar el obtenido como
consecuencia del prorrateo del costo fijo medio de Distribución Urbano atribuible a la
potencia, más los costos variables medios de comercialización, como se indica en la
Tabla 58 columna 4.
64
Tabla 58: Obtención del Cargo Variable de los usuarios sin medición de potencia.
CATEGORIAS COSTO MEDIO
POTENCIA
COSTO MEDIO
ENERGIA
COSTO MEDIO VARIABLE
COMERCIALIZ.
COSTO MEDIO TOTAL
ENERGIA
$/KWh $/KWh $/KWh $/KWh
1= col.3 Tabla 54 2= col.4 Tabla 58 3= col.12 Tabla 54 4= 1+2+3
RESIDENCIAL 2,1840 0,3488 0,1173 2,6501 COMERCIAL 2,2337 0,3488 0,1173 2,6998 PEQ. INDUST. 2,3400 0,3488 0,1173 2,8061 AUTORIDADES 2,2337 0,3488 0,1173 2,6998 ALUM. PUBLICO 2,2076 0,3488 0,1173 2,6736 SERV. SANITARIO 1,5120 0,3488 0,1173 1,9781
8.2.- Usuarios Rurales
Para estos usuarios se asignará directamente Costo Fijo de Distribución acumulado
hasta baja tensión, más Costo Fijo de Comercialización, calculado en la Tabla 49, que
pasará a formar el Cargo Fijo en $/KVA-mes para estos clientes.
De igual manera, se asignará directamente Costo Variable de Distribución acumulado
hasta baja tensión, más Costo Variable de Comercialización, calculado en la Tabla 49,
que pasará a formar el Cargo Variable en $/KWh para estos clientes.
8.3.- Usuarios Urbanos con medición de potencia
Estos serán los Grandes Usuarios asignados la etapa de Subtransmisión (GRAN
USU.ST), Distribución Primaria (GRAN USU.DP) y Subestaciones (GRAN USU.SET).
Asignación Costos Fijos de Distribución Urbanos
Para los usuarios con medición de potencia, los costos fijos de Distribución Urbanos
acumulados obtenidos en la columna 5 de la Tabla 59, pasaran a formar parte del
Cargo por Potencia.
Tabla 59: Obtención costos fijos Distribución Urbano por potencia acumulados por etapas.
ETAPAS TOTAL COSTO
FIJO URBANO
POTENCIA SOPRTADA
POR EL ESC.
COSTO FIJO POR UNIDAD $/KW ANUAL
POR ETAPA MENSUAL
POR ETAPA ACUMULADO
$ KW $/KW $/KW $/KW 1=col.6 Tabla52 2=Tabla 2 3= 1/2 4= 3/12 5= 4+5 PRODUCCION 42.770.743 606.615 70,51 5,88 5,88 TRANSPORTE 1.562.029.445 581.138 2687,88 223,99 229,87 SUBTRANSMISIÓN 822.865.691 577.498 1424,88 118,74 348,61 DIST. PRIMARIA 671.514.091 567.680 1182,91 98,58 447,18 SUBESTACIONES 721.693.143 552.353 1306,58 108,88 556,06 DIST. SECUND. 1.020.855.895 525.288 1943,42 161,95 717,46 COMERCIALIZAC. 1.062.624.124
TOTAL 5.900.549.281 606.615 9727,00 810,58
65
Por otro lado, los clientes con medición de potencia tienen estructurado el cuadro
tarifario con dos cargos por potencia, en punta y fuera de punta. Lo cual, requiere
repartir los costos fijos de Distribución Urbanos acumulados en ambos cargos,
mediante un coeficiente. Para ello, se emplearán las expresiones siguientes:
Ppc x Prpc + Pfpc x Prfpc = Costo Fijo de la Categoría (1)
Pfps / Pps equivalente a Prfp / Prp (2)
Donde:
Pfps= Potencia fuera de punta del sistema;
Pps= Potencia de punta del sistema
Pfpc= Potencia fuera de punta de la categoría;
Ppc= Potencia de punta de la categoría;
Prfps= Precio Potencia fuera de punta del sistema;
Prps= Precio Potencia de punta del sistema;
Prfpc= Precio Potencia fuera de punta de la categoría;
Prpc= Precio Potencia de punta de la categoría.
La primera de ellas, establece que el producto de las potencias promedio mensuales
de cada categoría de usuario en cada rango horario (punta y fuera de punta) por el
correspondiente precio de la potencia, será igual al costo fijo de Distribución Urbano
acumulado de la categoría.
Mediante la segunda, se considerará que la relación de precios de la potencia cómo
equivalente a la relación de las potencias del sistema provincial.
A partir de la expresión (2) y de las potencias máximas obtenidas en la caracterización
del mercado, se podrá reemplazar en la expresión (1) los componentes de la potencia
fuera de punta:
Prfpc= (Pfps / Pps) * Prpc = (606.615 KW/522.000 KW) * Prp →Prfpc= 1,162 * Prpc
Luego, según el nivel de tensión y la categoría de usuario:
Baja tensión en subestaciones transformadoras
66
Pfpc / Ppc= 37.635 KW / 43.606 KW= 0,863→Pfpc= 0,863 * Ppc
Media tensión en distribución primaria
Pfpc / Ppc= 32.768 KW / 36.976 KW= 0,886→Pfpc= 0,886 * Ppc
Media tensión en subtransmisión
Pfpc / Ppc= 10.041 KW / 9.958 KW= 1,008→Pfpc= 1,008 * Ppc
Reemplazando en la expresión (1) y dejando la misma en función de la potencia en
punta queda:
Baja tensión en subestaciones transformadoras
Ppc * Prpc + 0,863 * Ppc * 1,162 * Prpc = Costo Distribución Urbano Fijo de la
Categoría
Media tensión en distribución primaria
Ppc * Prpc + 0,886 * Ppc * 1,162 * Prpc = Costo Distribución Urbano Fijo de la
Categoría
Media tensión en subtransmisión
Ppc * Prpc + 1,008* Ppc * 1,162 * Prpc = Costo Distribución Urbano Fijo de la
Categoría
Luego, como las incógnitas de las fórmulas anteriores son los precios unitarios, se
dejarán las cantidades de potencia en términos unitarios (1 KW)para poder despejar el
precio. De esta manera, se obtendrá la expresión matemática que permitirá calcular el
coeficiente de prorrateo para nivel de tensión y categoría de usuarios:
Baja tensión en subestaciones transformadoras
Prpc= Costo Distribución Urbano Fijo de la Categoría / (1 + 1,162 * 0,863)
Media tensión en distribución primaria
Prpc= Costo Distribución Urbano Fijo de la Categoría / (1 + 1,162 * 0,886)
Media tensión en distribución subtransmisión
Prpc= Costo Distribución Urbano Fijo de la Categoría / (1 + 1,162 * 1,008)
67
Por lo tanto, en términos generales el coeficiente quedará:
Precio Punta de la Categoría (Prpc)= Costo Fijo D.U. de la Categoría /
[1+(Pfps/Pps)*(Pfpc/Ppc)]
Finalmente, teniendo el valor del Precio por Potencia en Punta se despeja en la
expresión (2) el Precio Fuera de Punta:
Precio Fuera Punta de la Categoría (Prfpc)= Prpc * (Pfps/Pps)
Reemplazando para cada categoría de usuarios, se obtiene lo siguiente:
Baja tensión en subestaciones transformadoras
Prpc=277,3364$/KW
Prfp= 322,2649 $/KW
Media tensión en distribución primaria
Prpc= 220,011 $/KW
Prfp= 255,6532 $/KW
Media tensión en distribución subtransmisión
Prpc= 160,5739 $/KW
Prfp= 186,5869 $/KW
Asignación Costos Variables de Distribución Urbano
Para los usuarios con medición de potencia, los costos variables medios acumulados
por etapa se asignarán directamente y pasaran a formar parte del Cargos por Energía,
los cuales se muestran en la Tabla 60.
68
Tabla 60: Obtención costo variable medio acumulado por etapa.
ETAPAS
TOTAL COSTO
VARIABLE ENERGIA
COSTO VARIABLE POR UNIDAD
DELA ETAPA ACUMULADO
$ KWh $/KWh $/KWh 1= Tabla 52 2= Tabla 2 – Rur. 3=1/2 4= 5+4
PRODUCCION 11.049.500 2.478.153.232 0,0045 0,0045
TRANSPORTE 217.765.721 2.478.153.232 0,0879 0,0923
SUBTRANSMISIÓN 200.357.188 2.478.153.232 0,0808 0,1732
DIST. PRIMARIA 125.994.979 2.423.881.533 0,0520 0,2252
SUBESTAC. 110.931.231 2.260.315.951 0,0491 0,2742
DIST. SECUND. 154.826.706 2.076.351.210 0,0746 0,3488
COMERCIALIZAC. 290.646.020
TOTAL 1.111.571.345 2.478.153.232 0,4485
Asignación Costos Totales de Comercialización Urbanos
Los costos totales de comercialización urbanos que se obtuvieron en la columna 13 de
la Tabla 53
, pasarán directamente a formar parte del Cargo Fijo Comercial de estos usuarios.
Composición Cargo Variable
Los costos variables medios de distribución urbanos acumulados por etapa (columna 4
Tabla 58), darán como resultado el Costo Variable total de Distribución Urbano para
esta categoría de usuario, como se muestra en la Tabla 61.
Tabla 61: Obtención Cargo por Energía de usuarios con medición de potencia.
CATEGORIAS
COSTO VARIABLE
COSTO MEDIO TOTAL
ENERGIA
($/KWH) ($/KWH)
1 2=col.4 Tabla 57 3= 2 GRAN USU.SET 0,2742 0,2742 GRAN USU.DP 0,2252 0,2252 GRAN USU.ST 0,1732 0,1732
69
9.- ASIGNACIÓN INGRESOS EXTRA TARIFARIOS
Como la Empresa posee otras fuentes de ingreso además de los provenientes de los
tarifarios, que son empleados para cubrir parte de los diferentes costos del servicio, es
que los mismos deberán ser tenidos en cuenta a la hora de determinar los valores
finales de las tarifas.
Esto es así, ya que la totalidad de los costos de Distribución son transferidos a los
parámetros tarifarios, tal como se desarrolló en los apartados anteriores. Por lo cual,
en las fórmulas que se utilizarán para determinar los valores tarifarios, se deberá
incorporar una componente que tenga en cuenta el aporte de otros ingresos que
cubren parte dichos costos de Distribución.
El efecto de estos componentes derivados de los otros ingresos, actuaran restando a
los demás términos que conforman las fórmulas tarifarias. De manera que los costos
de Distribución transferidos a las tarifas, sean aquellos que no alcanzan a ser
cubiertos por los mencionados ingresos extra-tarifarios.
Como se mencionó anteriormente, para el caso específico de la Provincia del Chaco,
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
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
necesidad de facturación para el periodo 2020es $ 757.128.660. El cual, sólo se
transferirá a las fórmulas tarifarias de aquellas categorías de usuarios que contribuyen
al mismo, es decir los oficiales Provinciales, Municipales y la Empresa S.A.M.E.E.P. no
poseerán este componente de ingreso extra-tarifario en sus fórmulas.
Los nuevos valores requeridos del Cargo Tarifario Específico, serían un monto fijo de $
46 más un cargo variable por cada KWh de energía consumida de $ 0,28 para los
usuarios sin medición de potencia y, un cargo fijo de $ 18 por KW de Potencia
facturada más un cargo variable de $ 0,17 por cada KWh de energía consumida para
los grandes usuarios con medición de potencia, todos ellos por mes y más IVA.
70
Por lo tanto, a partir del mercado proyectado para el 2020 y de los nuevos precios
unitarios requeridos, considerando las exclusiones mencionadas, en la Tabla 62 se
muestra la determinación del nuevo importe total a facturar en el 2020 por el Cargo
Tarifario Específico.
Tabla 62: facturación requerida Cargo Tarifario Específico por categoría usuario 2020.
USUARIOS SIN MEDICIÓN DE POTENCIA FIJO $-mes TOTAL mes TOTAL anual USUARIOS Cantidad 355.195 46 16.404.454 196.853.452
VARIABLE $/KWh TOTAL mes TOTAL anual
ENERGIA KWh-mes 148.126.472 0,28 41.011.136 492.133.629
TOTAL 57.415.590 688.987.080
USUARIOS CON MEDICIÓN DE POTENCIA FIJO $/kw TOTAL mes TOTAL anual POTENCIA KW-mes 71.251 18 1.261.881 15.142.573
VARIABLE $/KWh TOTAL mes TOTAL anual
ENERGÍA KWh-mes 25.860.076 0,17 4.416.584 52.999.006
TOTAL 5.678.465 68.141.579
TOTAL mes TOTAL anual
TOTAL 63.094.055 757.128.660
CHACO SUBSIDIA: estos ingresos están descontados directamente en la facturación
de los usuarios alcanzados por el subsidio, como son los usuarios Residenciales
comunes y de asentamientos. Para el año 2020 se espera un aporte del Gobierno
Provincial de $ 800.000.000 en carácter de subsidio a la energía eléctrica, a ser
distribuido entre dichos usuarios.
Otros ingresos: los principales conceptos que los integran son los intereses por mora,
recargo por bajo factor de potencia y alquiler de soportes cobrados a los usuarios. En
la Tabla 63 detallan todos los conceptos incluidos y el monto total a facturar en el
2020. El cual, será transferido a las fórmulas de todos los usuarios sin medición de
potencia.
Tabla 63: Otros ingresos a facturar en el 2020.
OTROS INGRESOS IMPORTES $
RECARGO B.FACTOR DE POTENCIA 42.397.682
ALQUILER SOPORTE RES.4478/97 22.252.455
DERECHO DE CONEXION -C- 10.116.686
REHABILITACION AUTOMATICA 18.057.977
GASTOS COMISION CHEQUES 1.246.938
INTERESES POR MORA 150.516.644
TOTAL 244.588.382
71
Fondo Compensador Tarifario (FCT): es el fondo subsidiario para compensaciones
regionales de tarifas a usuarios finales, establecido en la Ley Nacional 24.065, cuya
proyección de facturación para el periodo 2020 es $ 42.315.705.
En las Tablas 64 a 67 se muestran el mecanismo adoptado para determinar la
componente de los ingresos extra-tarifarios por categoría de usuario sin medición de
potencia y rurales, que se incorporarán a las fórmulas tarifarias. Como se aprecia, se
distribuyen estos ingresos en función de la energía proyectada anual de las categorías
a las cuales se les transferirá. En el caso de Cargo Tarif. Esp., sólo se transferirá a los
que contribuyen con el mismo. En la columna 4 de la Tabal 67, se obtienen los valores
de la componente de ingresos extra-tarifarios que se incorporará en la formulas
tarifarias de cada una de estas categorías de usuarios.
Tabla 64: componente Cargo Tarif. Específico para usuarios sin medición de potencia.
CATEGORÍAS ENERGÍA PART.
ENERG. IMPORTE $ $/KWh
1 2=1/Tot.1 3=Tot.3*2 4=3/1
RESIDENCIAL 1.604.727.674 80,82% 556.851.452 0,3470 RURAL RESIDENCIAL Y OTROS 36.388.971 1,83% 12.627.221 0,3470 COMERCIAL 282.180.690 14,21% 97.918.625 0,3470 PEQ. INDUSTRIAL 39.622.894 2,00% 13.749.414 0,3470 AUTORIDADES NAC. Y PART. 21.858.673 1,10% 7.585.109 0,3470 AUTORIDADES PROV. Y MUN. 0 0,00% 0 0,0000 SERV. SANITARIO PART. 735.601 0,04% 255.259 0,3470 SERV. SANITARIO PROV. 0 0,00% 0 0,0000 TOTALES 1.985.514.503 100% 688.987.080
Tabla 65: componente Otros Ingresos para usuarios sin medición de potencia.
CATEGORÍAS ENERGÍA PART.
ENERG. IMPORTE $ $/KWh
1 2=1/Tot.1 3=Tot.3*2 4=3/1
RESIDENCIAL 1.604.727.674 78,87% 192.908.924 0,1202 RURAL RESIDENCIAL Y OTROS 36.388.971 1,79% 4.374.423 0,1202 COMERCIAL 282.180.690 13,87% 33.921.752 0,1202 PEQ. INDUSTRIAL 39.622.894 1,95% 4.763.182 0,1202 AUTORIDADES NAC. Y PART. 21.858.673 1,07% 2.627.694 0,1202 AUTORIDADES PROV. Y MUN. 42.962.903 2,11% 5.164.694 0,1202 SERV. SANITARIO PART. 735.601 0,04% 88.429 0,1202 SERV. SANITARIO PROV. 6.149.800 0,30% 739.285 0,1202 TOTALES 2.034.627.206 244.588.382
72
Tabla 66: componente Fondo Comp. Tarifario para usuarios sin medición de potencia.
CATEGORÍAS ENERGÍA PART.
ENERG. IMPORTE $ $/KWh
1 2=1/Tot.1 3=Tot.3*2 4=3/1
RESIDENCIAL 1.604.727.674 91,6% 38.748.791 0,0241 RURAL RESIDENCIAL Y OTROS 36.388.971 2,1% 878.672 0,0241 COMERCIAL
0,0% 0 0,0000
PEQ. INDUSTRIAL 39.622.894 2,3% 956.760 0,0241 AUTORIDADES NAC. Y PART. 21.858.673 1,2% 527.814 0,0241 AUTORIDADES PROV. Y MUN. 42.962.903 2,5% 1.037.410 0,0241 SERV. SANITARIO PART. 735.601 0,0% 17.762 0,0241 SERV. SANITARIO PROV. 6.149.800 0,4% 148.497 0,0241 TOTALES 1.752.446.516 100,0% 42.315.705
Tabla 67: componente total ingresos ext-tarifarios para usuarios sin medición de potencia.
CATEGORÍAS CTE OTROS FCT TOTAL
$/KWh $/KWh $/KWh $/KWh
1=col.4 Tabla 65 2=col.6 Tabla 66 2=col.6 Tabla 67 4= 1+2+3
RESIDENCIAL 0,3470 0,1202 0,0241 0,4914
RURAL RESIDENCIAL Y OTROS 0,3470 0,1202 0,0241 0,4914
COMERCIAL 0,3470 0,1202 0,0000 0,4672
PEQ. INDUSTRIAL 0,3470 0,1202 0,0241 0,4914
AUTORIDADES NAC. Y PART. 0,3470 0,1202 0,0241 0,4914
AUTORIDADES PROV. Y MUN. 0,0000 0,1202 0,0241 0,1444
SERV. SANITARIO PART. 0,3470 0,1202 0,0241 0,4914
SERV. SANITARIO PROV. 0,0000 0,1202 0,0241 0,1444
Finalmente, a los usuarios con medición de potencia se les transferirá directamente los
valores unitarios del Cargo Tarifario Específico en sus fórmulas tarifarias, actuando de
igual manera que en los casos anteriores, es decir, restado a los demás componentes
de las mismas.
73
10.- FÓRMULAS TARIFARIAS
Como se detalló anteriormente, los procedimientos que se utilizarán para el cálculo de
los Cuadros Tarifarios surgen de lo siguiente:
A. El precio de la energía, potencia y transporte en el Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), fijados por la Secretaría de Energía de la Nación, los costos de abastecimiento
en otras fuentes como EDESE, y los costos de Generación en Nueva Pompeya y
Comandancia Frías.
B. Los costos propios de distribución y los gastos de comercialización proyectados
para el periodo 2020.
El objetivo de esta división es poder distinguir en el precio final de la tarifa la incidencia
de los costos exógenos a la Distribuidora (precios del MEM y otros abastecimientos) y
que la misma no tiene injerencia en su fijación, como es el caso del punto A, de
aquellos costos sobre los cuales la Empresa sí tiene alguna influencia como es el caso
del punto B.
A partir de estas consideraciones, se plantearon las fórmulas para el cálculo de los
parámetros tarifarios de cada categoría de usuario.
10.1.- Usuarios Urbanos sin medición de potencia
10.1.1.- Tarifa Residencial y Electrodependiente
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 68.
74
Tabla 68: datos fórmula tarifaria usuario Residencial. CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,85200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,76400
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,67600
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res.SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res.SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res.SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res.SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CFCOM Costo Fijo de Comercialización Categoría Residencial (Tabla 53) $/MES-USU 198,1106
CD_RES Costo Distribución Variable Categoría Residencial (Tabla 58) $/KWh 2,6501
EXT Ingreso extra tarifario medio asignado Cat. Residencial (Tabla 67) $/KWh 0,4914
POT_RES Potencia típica usuario Residencial KW 1,02
KEP_RES Participación del consumo en Pico respecto del Total Cat. Residencial 0,252
KER_RES Participación del consumo en Resto respecto del Total Cat. Residencial 0,514
KEV_RES Participación del consumo en Valle respecto del Total Cat. Residencial 0,234
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1,17
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión 1,1970
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 1
FC_RES Factor de Carga Categoría Residencial 0,45
KAJUSTE_CVn (n: 1, 2, 3 y 4)
Factor de Ajuste CV1 0,41
Factor de Ajuste CV2 0,61
Factor de Ajuste CV3 1,22
Factor de Ajuste CV4 1,53
75
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD RES. ELEC.
CFR Cargo Fijo Total CFCOM_RES $/MES-
USU 198,1106 198,1106
CVEM Cargo Variable por Compra Energía MEM [(PE_PICO*KEP_RES+PE_RESTO*KER_RES+PE_VALLE*KEV_RES)+FNEE]*FPE_BT $/KWh 2,1593 0,0000
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0331 0,0331
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0281 0,0281
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia [PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0059 0,0059
CVPOT Cargo Variable por Potencia MEM (PPOT*POT_RES*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_RES*FC_RES*730) $/KWh 0,2915 0,0000
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,1765 0,0000
CVDIST Cargo Variable por VAD Categoría Residencial CD_RES $/KWh 2,6501 2,6501
CVEXT Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario Cat. Residencial
IETV_RES $/KWh 0,4914 0,4914
CVR1 Cargo Variable Total 1ros. 50 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVGD + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV1 - CVEXT
$/KWh 3,1883 0,5610
CVR2 Cargo Variable Total stes. 100 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVGD + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV2 - CVEXT
$/KWh 3,6690 1,0417
CVR3 Cargo Variable Total stes. 150 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVGD + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV3 - CVEXT
$/KWh 5,1350 2,5077
CVR4 Cargo Variable Total exc 300 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVGD + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV4 - CVEXT
$/KWh 5,8800 3,2527
76
10.1.3.- Tarifa Comercial
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la Tabla 69.
Tabla 69: datos fórmula tarifaria usuario Comercial.
CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CFCOM Costo Fijo de Comercialización Categoría Comercial (Tabla 53) $/MES-USU
396,2212
CD_COM Costo Distribución Variable Categoría Comercial (Tabla 58) $/KWh 2,6998
EXT Ingreso extra tarifario medio asignado Cat. Comercial (Tabla 67) $/KWh 0,4672
POT_COM Potencia típica usuario Comercial KW 2,99
KEP_COM Participación del consumo en Pico respecto del Total Cat. Comercial 0,255
KER_COM Participación del consumo en Resto respecto del Total Cat. Comercial 0,514
KEV_COM Participación del consumo en Valle respecto del Total Cat. Comercial 0,231
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1,17
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión 1,1970
SIM_BT_SIST
Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,850
FC_COM Factor de Carga Categoría Comercial 0,44
KAJUSTE_CVn (n: 1 y 2)
Factor de Ajuste CV1 0,94
Factor de Ajuste CV2 1,02
77
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CFC Cargo Fijo Total Comercial CFCOM_COM $/MES-
USU 396,2212
CVEM Cargo Variable por Compra Energía MEM [(PE_PICO*KEP_RES+PE_RESTO*KER_RES+PE_VALLE*KEV_RES)+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BT $/KWh 2,4698
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0331
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0281
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0059
CVPOT Cargo Variable por Potencia MEM (PPOT*POT_COM*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_COM*FC_COM*730) $/KWh 0,2788
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,1765
CVDIST Cargo Variable por VAD Categoría Comercial
CD_COM $/KWh 2,6998
CVEXT Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario Cat. Comercial
IETV_COM $/KWh 0,4672
CVC1 Cargo Variable Total 1ros. 250 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV1 - CVEXT $/KWh 5,0732
CVC2 Cargo Variable Total Exc. 250 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV2 - CVEXT $/KWh 5,2786
78
10.1.4.- Tarifa Industrial Pequeño
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 70.
Tabla 70: datos fórmula tarifaria usuario Industrial Pequeño.
CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CFIND Costo Fijo de Comercialización Categoría Industrial Peq. (Tabla 53) $/MES-USU 396,2212
CD_IND Costo Distribución Variable Categoría Industrial Peq. (Tabla 58) $/KWh 2,8061
EXT Ingreso extra-tarifario medio asignado Cat. Industrial Peq. (Tabla 67) $/KWh 0,4914
POT_IND Potencia típica usuario Industrial Peq. KW 5,93
KEP_IND Participación del consumo en Pico respecto del Total Cat. Industrial Peq. 0,255
KER_IND Participación del consumo en Resto respecto del Total Cat. Industrial Peq. 0,514
KEV_IND Participación del consumo en Valle respecto del Total Cat. Industrial Peq. 0,231
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1,17
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión 1,1970
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,900
FC_IND Factor de Carga Categoría Industrial Peq. 0,42
KAJUSTE_CVn (n: 1, 2 y 3)
Factor de Ajuste CV1 0,97
Factor de Ajuste CV2 0,97
Factor de Ajuste CV3 1,07
79
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CFI Cargo Fijo Total Industrial CFCOM_IND $/MES-USU 396,2212
CVEM Cargo Variable por Compra Energía MEM [(PE_PICO*KEP_IND+PE_RESTO*KER_IND+PE_VALLE*KEV_IND)+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BT $/KWh 2,4698
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0331
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0281
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia [PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0059
CVPOT Cargo Variable por Potencia MEM (PPOT*POT_IND*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_IND*FC_IND*730) $/KWh 0,3107
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,1765
CVDIST Cargo Variable por VAD Categoría Industrial Peq. CD_IND $/KWh 2,8061
CVEXT Cargo Variable Ingreso Extra-Tarifario Cat. Industrial Peq.
IEXT_IND $/KWh 0,4914
CVI1 Cargo Variable Total 1ros. 1000 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV1 - CVEXT $/KWh 5,2530
CVI2 Cargo Variable Total stes. 1000 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV2 - CVEXT $/KWh 5,2530
CVI3 Cargo Variable Total Exc. 2000 KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST*KAJUSTE_CV2 - CVEXT $/KWh 5,5339
80
10.1.5.- Tarifa Oficial y Entes sin fin de lucro Nacional y particular
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 71.
Tabla 71: datos fórmula tarifaria usuario Oficial y Entes sin fin de lucro Nacional y particular.
CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CFOF Costo Fijo de Comercialización Categoría Oficiales (Tabla 53) $/MES-USU 396,2212
CD_OF Costo Distribución Variable Categoría Oficiales (Tabla 58) $/KWh 2,6998
EXT Ingreso extra-tarifario medio asignado Cat. Oficiales (Tabla 67) $/KWh 0,4914
POT_OF Potencia típica usuario Oficiales KW 3,59
KEP_OF Participación del consumo en Pico respecto del Total Cat. Oficiales 0,255
KER_OF Participación del consumo en Resto respecto del Total Cat. Oficiales 0,514
KEV_OF Participación del consumo en Valle respecto del Total Cat. Oficiales 0,231
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1,17
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión 1,1970
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,800
FC_OF Factor de Carga Categoría Oficiales 0,44
81
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CFO Cargo Fijo Total Oficiales CFCOM_OF $/MES-USU 396,2212
CVEM Cargo Variable por Compra Energía MEM [(PE_PICO*KEP_OF+PE_RESTO*KER_OF+PE_VALLE*KEV_OF)+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BT $/KWh 2,4698
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0331
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0281
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0059
CVPOT Cargo Variable por Potencia MEM (PPOT*POT_OF*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_OF*FC_OF*730) $/KWh 0,2998
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,1765
CVDIST Cargo Variable por VAD Categoría Oficiales
CD_OF $/KWh 2,6998
CVEXT Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario Cat. Oficiales
IEXT_OF $/KWh 0,4914
CVO Cargo Variable Total KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST - CVEXT $/KWh 5,2216
82
10.1.6.- Tarifa Oficial y Entes sin fin de lucro Provincial y Municipal
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 72.
Tabla 72: datos fórmula tarifaria usuario Oficial y Entes sin fin de lucro Provincial y Municipal.
CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CFOF Costo Fijo de Comercialización Categoría Oficiales (Tabla 53) $/MES-USU 396,2212
CD_OF Costo Distribución Variable Categoría Oficiales (Tabla 58) $/KWh 2,6998
EXT Ingreso extra-tarifario medio asignado Cat. Oficiales (Tabla 67) $/KWh 0,1444
POT_OF Potencia típica usuario Oficiales KW 3,59
KEP_OF Participación del consumo en Pico respecto del Total Cat. Oficiales 0,255
KER_OF Participación del consumo en Resto respecto del Total Cat. Oficiales 0,514
KEV_OF Participación del consumo en Valle respecto del Total Cat. Oficiales 0,231
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1,17
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión 1,1970
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,800
FC_OF Factor de Carga Categoría Oficiales 0,44
83
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CFO Cargo Fijo Total Oficiales CFCOM_OF $/MES-USU 396,2212
CVEM Cargo Variable por Compra Energía MEM [(PE_PICO*KEP_OF+PE_RESTO*KER_OF+PE_VALLE*KEV_OF)+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BT $/KWh 2,4698
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0331
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0281
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0059
CVPOT Cargo Variable por Potencia MEM (PPOT*POT_OF*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_OF*FC_OF*730) $/KWh 0,2998
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,1765
CVDIST Cargo Variable por VAD Categoría Oficiales CD_OF $/KWh 2,6998
CVEXT Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario Cat. Oficiales
IEXT_OF $/KWh 0,1444
CVO Cargo Variable Total KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST - CVEXT $/KWh 5,5686
84
10.1.7.- Tarifa Servicio Sanitario Particular
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 73.
Tabla 73: datos fórmula tarifaria usuario Servicio Sanitario particular.
CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CFIND Costo Fijo de Comercialización Categoría Serv. Sanitario Peq. (Tabla 53) $/MES-USU 396,2212
CD_SS Costo Distribución Variable Categoría Serv. Sanitario Peq. (Tabla 58) $/KWh 1,9781
EXT Ingreso extra-tarifario medio asignado Cat. Serv. Sanitario Peq. (Tabla 67) $/KWh 0,4914
POT_SS Potencia típica usuario Serv. Sanitario Peq. KW 4,78
KEP_SS Participación del consumo en Pico respecto del Total Cat. Serv. Sanitario Peq. 0,255
KER_SS Participación del consumo en Resto respecto del Total Cat. Serv. Sanitario Peq. 0,514
KEV_SS Participación del consumo en Valle respecto del Total Cat. Serv. Sanitario Peq. 0,231
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1,17
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión 1,1970
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,900
FC_SS Factor de Carga Categoría Serv. Sanitario Peq. 0,65
85
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CFSS Cargo Fijo Total Servicio Sanitario CFCOM_SS $/MES-USU 396,2212
CVEM Cargo Variable por Compra Energía MEM [(PE_PICO*KEP_SS+PE_RESTO*KER_SS+PE_VALLE*KEV_SS)+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BT $/KWh 2,4698
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0331
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0281
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0059
CVPOT Cargo Variable por Potencia MEM (PPOT*POT_SS*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_SS*FC_OF*730) $/KWh 0,1816
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,1765
CVDIST Cargo Variable por VAD Categoría Servicio Sanitario
CD_SS $/KWh 1,9781
CVEXT Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario Cat. Serv. Sanitario
IEXT_SS $/KWh 0,4914
CVSS Cargo Variable Total KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST - CVEXT $/KWh 4,3817
86
10.1.8.- Tarifa Servicio Sanitario Provincial
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 74.
Tabla 74: datos fórmula tarifaria usuario Servicio Sanitario Provincial.
CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CFIND Costo Fijo de Comercialización Categoría Serv. Sanitario Peq. (Tabla 53) $/MES-USU 396,2212
CD_SS Costo Distribución Variable Categoría Serv. Sanitario Peq. (Tabla 58) $/KWh 1,9781
EXT Ingreso extra-tarifario medio asignado Cat. Serv. Sanitario Peq. (Tabla 67) $/KWh 0,1444
POT_SS Potencia típica usuario Serv. Sanitario Peq. KW 4,78
KEP_SS Participación del consumo en Pico respecto del Total Cat. Serv. Sanitario Peq. 0,255
KER_SS Participación del consumo en Resto respecto del Total Cat. Serv. Sanitario Peq. 0,514
KEV_SS Participación del consumo en Valle respecto del Total Cat. Serv. Sanitario Peq. 0,231
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión 1,17
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión 1,1970
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,900
FC_SS Factor de Carga Categoría Serv. Sanitario Peq. 0,65
87
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CFSS Cargo Fijo Total Servicio Sanitario CFCOM_SS $/MES-USU 396,2212
CVEM Cargo Variable por Compra Energía MEM
[(PE_PICO*KEP_RES+PE_RESTO*KER_RES+PE_VALLE*KEV_RES)+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BT $/KWh 2,4698
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0331
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0281
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0059
CVPOT Cargo Variable por Potencia MEM (PPOT*POT_SS*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_SS*FC_OF*730) $/KWh 0,1816
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT
(PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,1765
CVDIST Cargo Variable por VAD Categoría Servicio Sanitario
CD_SS $/KWh 1,9781
CVEXT Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario Cat. Serv. Sanitario
IEXT_SS $/KWh 0,1444
CVSS Cargo Variable Total KWh-mes CVEM + CVEFM + CVEGP + CVPOT + CVTR + CVDIST - CVEXT $/KWh 4,7287
88
10.2.- Usuarios Rurales
Residencial Rural
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 75.
Tabla 75: datos fórmula tarifaria usuarios Residencial Rural. CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
CFMEDIO Costo Fijo Medio de Distribución (Tabla 49) $/KVA-USU 508,80
CVD_MEDIO_ACUM Costo Variable Medio de Distribución Acumulado (Tabla 49) $/KWh 3,4316
IEXT Ingreso extra tarifario medio (Tabla 67) $/KWh 0,4914
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,85200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,76400
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,67600
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
KEP Participación del consumo en Pico
0,2454
KER Participación del consumo en Resto
0,5299
KEV Participación del consumo en Valle
0,2247
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión
1,24
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión
1,257
FC Factor de Carga usuarios Rural
0,57
POT_RES Potencia típica usuario Residencial KW 1,02
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 1
89
CARGO FÓRMULAS UNIDAD RES.
CF Cargo Fijo Total CFMEDIO $/KVA-MES 508,7996
CVE Cargo Variable por energía MEM (PE_PICO*KEP+PE_RESTO*KER+PE_VALLE*KEV+FNEE)*FPE_BT $/KWh 2,2888
CVP Cargo Variable por potencia MEM
(PPOT*POT_RES*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_RES*FC_RES*730) $/KWh 0,2416
Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0351
Cargo Variable por Energía Generacion Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0298
Cargo Variable por Energía Generacion Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0062
CVT Cargo Variable por Transporte (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,187
VAD Cargo Variable por VAD CVD_MEDIO_ACUM $/KWh 3,4316
Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario IEXT $/KWh 0,4914
CV Cargo Variable Total CVE + CVP + CVT + VAD - IEXT $/KWh 5,7287
90
General Rural
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 76.
Tabla 76: datos fórmula tarifaria usuarios General Rural. CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
CFMEDIO Costo Fijo Medio de Distribución (Tabla 49) $/KVA-USU 508,7996
CVD_MEDIO_ACUM Costo Variable Medio de Distribución Acumulado (Tabla 49) $/KWh 3,4316
IEXT Ingreso extra tarifario medio (Tabla 67) $/KWh 0,4914
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
KEP Participación del consumo en Pico
0,2454
KER Participación del consumo en Resto
0,5299
KEV Participación del consumo en Valle
0,2247
FPE_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión
1,24
FPP_BT Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión
1,257
FC Factor de Carga usuarios Rural
0,57
POT_GEN Potencia típica usuario General KW 1,02
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 1
91
CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CF Cargo Fijo Total CFMEDIO $/KVA-MES 508,7996
CVE Cargo Variable por energía MEM (PE_PICO*KEP+PE_RESTO*KER+PE_VALLE*KEV+FNEE+FONINVEMEM)*FPE_BT $/KWh 2,6172
CVP Cargo Variable por potencia MEM
(PPOT*POT_GEN*SIM_BT_SIST*FPP_BT)/(POT_GEN*FC_RES*730) $/KWh 0,2416
Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0351
Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0298
Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BT $/KWh 0,0062
CVT Cargo Variable por Transporte (PEAT+PDT)*FPE_BT $/KWh 0,187
VAD Cargo Variable por VAD CVD_MEDIO_ACUM $/KWh 3,4316
Cargo Variable Ingreso Extra Tarifario IEXT $/KWh 0,4914
CV Cargo Variable Total CVE + CVP + CVT + VAD - IEXT $/KWh 6,0571
92
Resumen Cuadro Tarifario usuarios Rurales
Para aquellos usuarios que compartan el Transformador, el Valor Total del Cargo Fijo
se dividirá por la cantidad de Usuarios que comparten.
Residencial RURAL
Cargo Fijo Unitario Potencia Cargo Fijo Total
$/KVA-MES KVA $/MES
508,7996
3 1.526,399
5 2.543,998
10 5.087,996
16 8.140,794
25 12.719,990
Cargo Variable 5,7287 $/KWh
Residencial Rural Electrodependiente
Cargo Fijo Unitario Potencia Cargo Fijo Total
$/KVA-MES KVA $/MES
508,7996
3 1.526,399
5 2.543,998
10 5.087,996
16 8.140,794
25 12.719,990
Cargo Variable 3,0113 $/KWh
General RURAL
Cargo Fijo Unitario Potencia Cargo Fijo Total
$/KVA-MES KVA $/MES
508,7996
3 1.526,399
5 2.543,998
10 5.087,996
16 8.140,794
25 12.719,990
Cargo Variable 6,0571 $/KWh
93
10.3.- Usuarios Urbanos con medición de potencia
10.3.1.- Gran Usuario en Baja Tensión
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 77.
Tabla 77: Datos fórmula tarifaria Gran Usuario en Baja Tensión. CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico < 300 KW Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto < 300 KW SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle < 300 KW SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico > =300 KWRes. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 3,04200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto > =300 KWRes. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,91100
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle > =300 KWRes. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,77900
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CF_GUSET Costo Fijo de Comercialización Categoría GU SET (Tabla 53) $/MES 2.018,38
CDPP_GUSET Costo Distribución Fijo Potencia Punta Categoría GU SET $/KW 277,3364
CDPFP_GUSET Costo Distribución Fijo Potencia Fuera Punta Categoría GU SET $/KW 322,2649
CDE_GUSET Costo Distribución Variable Categoría GU SET $/KWh 0,3348
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia $/KW 18,0000
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía $/KWh 0,1700
FPP_BTSET Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Baja Tensión SET 1,141
FPE_BTSET Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Baja Tensión SET 1,131
SIM_BT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,85
94
Gran Usuario Baja Tensión Nacional y Particular
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD < 300 KW => 300 KW
CFGUSET Cargo Fijo Total GUSET CFCOM_GUSET $/MES-USU 2.018,38 2.018,38
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST*FPP_BTSET $/KW 77,588 77,588
CDPP_GUSET Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta Cat. GU SET
CDPP_GUSET $/KW 277,3364 277,3364
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTE_P $/KW 18,0000 18,0000
CPP Cargo por Potencia en Punta PMEM + CDPP_GUSET - CTE_P $/KW 336,9244 336,9244
CPFP Cargo por Potencia Fuera de Punta CDPFP_GUSET $/KW 322,2649 322,2649
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico [PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BTSET $/KWh 2,4945 3,5351
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto
[PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BTSET $/KWh 2,3848 3,3869
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle [PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BTSET $/KWh 2,2751 3,2376
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0320 0,0320
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0271 0,0271
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0057 0,0057
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BTST $/KWh 0,1706 0,1706
CDE_GUSET Cargo de Distribución Variable por Energía Cat. GU SET
CDE_GUSET $/KWh 0,3348 0,3348
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTE_E $/KWh 0,1700 0,1700
CVP Cargo Variable Total Pico CVEM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUSET - CTE_E $/KWh 2,8947 3,9353
CVR Cargo Variable Total Resto CVEM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUSET - CTE_E $/KWh 2,7850 3,7871
CVV Cargo Variable Total Valle CVEM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUSET - CTE_E $/KWh 2,6753 3,6378
95
Gran Usuario Baja Tensión Provincial, Municipal y SAMEEP
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD < 300 KW => 300 KW
CFGUSET Cargo Fijo Total GUSET CFCOM_GUSET $/MES-USU 2.018,38 2.018,38
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST*FPP_BTSET $/KW 77,588 77,588
CDPP_GUSET Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta Cat. GU SET
CDPP_GUSET $/KW 277,3364 277,3364
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTE_P $/KW 0,0000 0,0000
CPP Cargo por Potencia en Punta PMEM + CDPP_GUSET - CTE_P $/KW 354,9244 354,9244
CPFP Cargo por Potencia Fuera de Punta CDPFP_GUSET $/KW 322,2649 322,2649
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico [PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BTSET $/KWh 2,4945 3,5351
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto
[PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BTSET $/KWh 2,3848 3,3869
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle [PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_BTSET $/KWh 2,2751 3,2376
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0320 0,0320
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0271 0,0271
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0057 0,0057
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BTST $/KWh 0,1706 0,1706
CDE_GUSET Cargo de Distribución Variable por Energía Cat. GU SET
CDE_GUSET $/KWh 0,3348 0,3348
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTE_E $/KWh 0,0000 0,0000
CVP Cargo Variable Total Pico CVEM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUSET - CTE_E $/KWh 3,0647 4,1053
CVR Cargo Variable Total Resto CVEM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUSET - CTE_E $/KWh 2,9550 3,9571
CVV Cargo Variable Total Valle CVEM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUSET - CTE_E $/KWh 2,8453 3,8078
96
10.3.2.-Gran Usuario en Media Tensión
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 78.
Tabla 78: datos fórmula tarifaria Gran Usuario en Media Tensión. CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico < 300 KW Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto < 300 KW SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle < 300 KW SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico > =300 KWRes. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 3,04200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto > =300 KWRes. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,91100
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle > =300 KWRes. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,77900
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CF_GUDP Costo Fijo de Comercialización Categoría GU DP (Tabla 53) $/MES 3.784,46
CDPP_GUDP Costo Distribución Fijo Potencia Punta Categoría GU DP $/KW 220,0114
CDPFP_GUDP Costo Distribución Fijo Potencia Fuera Punta Categoría GU DP $/KW 255,6532
CDE_GUDP Costo Distribución Variable Categoría GU DP $/KWh 0,2576
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia $/KW 18,0000
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía $/KWh 0,1700
FPP_MTDP Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Media Tensión DP 1,111
FPE_MTDP Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Media Tensión DP 1,101
SIM_MT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,875
97
Gran Usuario Media Tensión Nacional y Particular
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD < 300 KW
=> 300 KW
CFGUDP Cargo Fijo Total GU DP CFCOM_GUDP $/MES-USU 3.784,46 3.784,46
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIM_DP_SIST*FPP_MTDP $/KW 77,77 77,77
CDPP_GUDP Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta Cat. GU DP
CDPP_GUDP $/KW 220,011 220,0114
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTE_P $/KW 18,0000 18,0000
CPP Cargo por Potencia en Punta PMEM + CDPP_GUDP - CTE_P $/KW 279,7814 279,7814
CPFP Cargo por Potencia Fuera de Punta CDPFP_GUDP $/KW 255,6532 255,6532
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico [PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_MTDP $/KWh 2,4284 3,4413
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto [PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_ MTDP $/KWh 2,3216 3,2971
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle [PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_ MTDP $/KWh 2,2148 3,1517
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTDP $/KWh 0,0311 0,0311
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTDP $/KWh 0,0264 0,0264
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia [PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTDP $/KWh 0,0055 0,0055
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_ MTDP $/KWh 0,1661 0,1661
CDE_GUDP Cargo de Distribución Variable por Energía Cat. GU DP
CDE_GUDP $/KWh 0,2576 0,2576
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTE_E $/KWh 0,1700 0,1700
CVP Cargo Variable Total Pico CVEM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,7451 3,7580
CVR Cargo Variable Total Resto CVEM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,6383 3,6138
CVV Cargo Variable Total Valle CVEM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,5315 3,4684
98
Gran Usuario Media Tensión Provincial, Municipal y SAMEEP
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD < 300 KW
=> 300 KW
CFGUDP Cargo Fijo Total GU DP CFCOM_GUDP $/MES-USU 3.784,46 3.784,46
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST*FPP_MTDP $/KW 77,77 77,77
CDPP_GUDP Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta Cat. GU DP
CDPP_GUDP $/KW 220,0114 220,0114
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTE_P $/KW 0,0000 0,0000
CPP Cargo por Potencia en Punta PMEM + CDPP_GUDP - CTE_P $/KW 297,7814 297,7814
CPFP Cargo por Potencia Fuera de Punta CDPFP_GUDP $/KW 255,6532 255,6532
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico [PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_MTDP $/KWh 2,4284 3,4413
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto [PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_ MTDP $/KWh 2,3216 3,2971
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle [PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_ MTDP $/KWh 2,2148 3,1517
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTDP $/KWh 0,0311 0,0311
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTDP $/KWh 0,0264 0,0264
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia [PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTDP $/KWh 0,0055 0,0055
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_ MTDP $/KWh 0,1661 0,1661
CDE_GUDP Cargo de Distribución Variable por Energía Cat. GU DP
CDE_GUDP $/KWh 0,2576 0,2576
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTE_E $/KWh 0,0000 0,0000
CVP Cargo Variable Total Pico CVEM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,9151 3,9280
CVR Cargo Variable Total Resto CVEM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,8083 3,7838
CVV Cargo Variable Total Valle CVEM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,7015 3,6384
99
10.3.3.- Usuarios Cooperativas de Electrificación Rural y Distribuidores
Provinciales
Los datos empleados en las fórmulas de estos usuarios serán los mostrados en la
Tabla 79.
Tabla 79: Datos fórmula tarifaria Cooperativas de Electrificación Rural y Distribuidores Provinciales.
CÓDIGO DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
PE_PICO Precio de la Energía del MEM en el Pico < 300 KW Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,12200
PE_RESTO Precio de la Energía del MEM en el Resto < 300 KW SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 2,02500
PE_VALLE Precio de la Energía del MEM en el Valle < 300 KW SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 1,92800
CVEFM Precio medio de compra Energía Fuera del MEM (EDESE) $/KWh 5,11530
CVEGD Precio medio de compra Energía por Generación Distribuida $/KWh 3,44958
CVEGP Precio medio de compra Energía por Generación Propia $/KWh 16,35304
FNEE Fondo Nacional de la Energía Eléctrica Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08000
FONINVEMEM $/KWh 0,00360
PPOT Precio de la Potencia del MEM Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KW 80,00000
$PEAT Precio Transporte en Alta Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,06400
$PDT Precio Transporte en Distribución Troncal Res. SRRyME Nº 14/19 – AGO. 19 $/KWh 0,08682
CF_GUST Costo Fijo de Comercialización Categoría GU ST (Tabla 53) $/MES 3.784,46
CDPP_GUST Costo Distribución Fijo Potencia Punta Categoría GU ST $/KW 160,5739
CDPFP_GUST Costo Distribución Fijo Potencia Fuera Punta Categoría GU ST $/KW 186,5869
CDE_GUDP Costo Distribución Variable Categoría GU DP $/KWh 0,2033
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia $/KW 18,0000
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía $/KWh 0,1700
FPP_MTST Factor de ampliación por Pérdidas de Potencia en Media Tensión ST 1,092
FPE_MTST Factor de ampliación por Pérdidas de Energía en Media Tensión ST 1,085
SIM_MT_SIST Factor de simultaneidad entre la demanda de la categoría y el sistema 0,875
100
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD VALOR
CFGUST Cargo Fijo Total GU ST CFCOM_GUST $/MES-USU 3.784,46
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST*FPP_MTST $/KW 76,44
CDPP_GUST Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta Cat. GU ST
CDPP_GUST $/KW 160,5739
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTE_P $/KW 18,0000
CPP Cargo por Potencia en Punta PMEM + CDPP_GUST - CTE_P $/KW 219,0139
CPFP Cargo por Potencia Fuera de Punta CDPFP_GUST $/KW 186,5869
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico [PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_MTST $/KWh 2,3931
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto
[PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_ MTST $/KWh 2,2878
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle [PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM]*FPE_ MTST $/KWh 2,1826
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM
[PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTST $/KWh 0,0307
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida
[PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTST $/KWh 0,0260
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia
[PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_ MTST $/KWh 0,0054
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_ MTST $/KWh 0,1636
CDE_GUST Cargo de Distribución Variable por Energía Cat. GU ST
CDE_GUST $/KWh 0,2033
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTE_E $/KWh 0,1700
CVP Cargo Variable Total Pico CVEM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,6521
CVR Cargo Variable Total Resto CVEM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,5468
CVV Cargo Variable Total Valle CVEM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDE_GUDP - CTE_E $/KWh 2,4416
101
10.4.-Tarifa de Peaje
La tarifa de peaje será igual o menor que la tarifa para los usuarios finales consignada
en los cuadros tarifarios de aplicación de la Distribuidora, para servicios de igual nivel
de tensión y modalidad de consumo, deducidos los precios de referencia de la
energía, potencia y transporte en el nodo de compra a CAMMESA, de otros cargos
facturados por la misma (FNEE y FONINVEMEM), y también los precios de las otras
fuentes de abastecimiento descriptas al principio.
Se tendrán en cuenta los costos propios de distribución de SECHEEP,
correspondiente a la categoría de Gran Usuario, y el recupero de los costos de
pérdidas de energía y potencia del MEM, desde el punto de entrega de CAMMESA
hasta la medición al usuario, sin considerar los valores del Transporte, FNEE y
FONINVEMEM; para lo cual, se aplicarán los mismos factores de pérdida que para los
usuarios propios de la Distribuidora. De esta manera, el usuario de Peaje contribuirá
de igual manera que el usuario propio, en lo que hace al costo de distribución, con la
diferencia de no considerar los costos de abastecimiento.
Por otro lado, esta Tarifa de Peaje de SECHEEP, deberá contar con aprobación de la
Secretaría de Energía de la Nación, según lo estipulado por ésta, requisito mediante el
cual recién podrá ser aplicada la misma.
Las fórmulas tarifarias para estos usuarios serán las siguientes:
102
Fórmula Tarifa de Peaje
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD
CF Cargo Fijo Total CFCOM $/MES-USU
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIMn_SIST $/KW
P_PMEM Cargo por Pérdida Potencia del MEM PPOT * SIMn_SIST * (1 – FPPi) $/KW
CDPPn Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta de la categoría n CDPPn $/KW
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTEP $/KW
CPPn Cargo por Potencia en Punta de la categoría n PMEM + P_PMEM + CDPPn - CTE_P $/KW
CPFPn Cargo por Potencia Fuera de Punta de la categoría n CDPFPn $/KW
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico [PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM] $/KWh
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto [PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM] $/KWh
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle [PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM] $/KWh
P_EM_P Cargo Variable por Pérdida energía MEM Pico PE_PICO * (1 – FPEi) $/KWh
P_EM_R CVER Cargo Variable por Pérdida energía MEM Resto PE_RESTO * (1 – FPEi) $/KWh
P_EM_V CVEV Cargo Variable por Pérdida energía MEM Valle PE_VALLE * (1 – FPEi) $/KWh
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM [PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPEi $/KWh
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida [PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPEi $/KWh
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia [PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPEi $/KWh
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT) * FPEi $/KWh
CDEn Cargo de Distribución Variable por Energía de la categoría n CDEn $/KWh
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTEV $/KWh
CVPn Cargo Variable Total Pico de la categoría n CVEM_P + P_EM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E $/KWh
CVRn Cargo Variable Total Resto de la categoría n CVEM_R + P_EM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E $/KWh
CVVn Cargo Variable Total Valle de la categoría n CVEM_V + P_EM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E $/KWh
103
Baja Tensión: datos fórmula tarifaria Gran Usuario en Baja Tensión, Tabla 77.
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD < 300 KW => 300 KW
CF Cargo Fijo Total CFCOM $/MES-USU
2.018,38 2.018,38
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST $/KW 0,000 0,000
P_PMEM Cargo por Pérdida Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST * (FPP_BTSET - 1) $/KW 11,2800 11,2800
CDPP_GUSET Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta Cat. GU SET
CDPP_GUSET $/KW 277,3364 277,3364
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTE_P $/KW 0,0000 0,0000
CPP Cargo por Potencia en Punta P_PMEM + CDPP_GUSET - CTE_P $/KW 288,6164 288,6164
CPFP Cargo por Potencia Fuera de Punta CDPFP_GUSET $/KW 322,2649 322,2649
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM $/KWh 0,0000 0,0000
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM $/KWh 0,0000 0,0000
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM $/KWh 0,0000 0,0000
P_EM_P Cargo Variable por Pérdida energía MEM Pico PE_PICO * (FPE_BTSET - 1) $/KWh 0,2780 0,3985
P_EM_R Cargo Variable por Pérdida energía MEM Resto PE_RESTO * (FPE_BTSET - 1) $/KWh 0,2653 0,3813
P_EM_V Cargo Variable por Pérdida energía MEM Valle PE_VALLE * (FPE_BTSET - 1) $/KWh 0,2526 0,3640
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM [PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0000 0,0000
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida [PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0000 0,0000
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia [PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0000 0,0000
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BTST $/KWh 0,0000 0,0000
CDE_GUSET Cargo de Distribución Variable por Energía Cat. GU SET CDE_GUSET $/KWh 0,3348 0,3348
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTE_E $/KWh 0,0000 0,0000
CVP Cargo Variable Total Pico CVEM_P + P_EM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E
$/KWh 0,6128 0,7333
CVR Cargo Variable Total Resto CVEM_R + P_EM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E
$/KWh 0,6001 0,7161
CVV Cargo Variable Total Valle CVEM_V + P_EM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E
$/KWh 0,5874 0,6988
104
Media Tensión: datos fórmula tarifaria Gran Usuario en Media Tensión, Tabla 78.
ID CARGO FÓRMULAS UNIDAD < 300 KW => 300 KW
CF Cargo Fijo Total CFCOM $/MES-USU
3.784,46 3.784,46
PMEM Cargo por Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST $/KW 0,000 0,000
P_PMEM Cargo por Pérdida Potencia del MEM PPOT*SIM_SET_SIST * (FPP_BTSET - 1) $/KW 8,8800 8,8800
CDPP_GUSET Cargo de Distribución Fijo por Potencia Punta Cat. GU SET
CDPP_GUSET $/KW 220,0114 220,0114
CTE_P Cargo Tarifario Específico por Potencia CTE_P $/KW 0,0000 0,0000
CPP Cargo por Potencia en Punta P_PMEM + CDPP_GUSET - CTE_P $/KW 228,8914 228,8914
CPFP Cargo por Potencia Fuera de Punta CDPFP_GUSET $/KW 255,6532 255,6532
CVEM_P Cargo Variable por energía MEM Pico PE_PICO+FNEE+FONINVEMEM $/KWh 0,0000 0,0000
CVEM_R CVER Cargo Variable por energía MEM Resto PE_RESTO+FNEE+FONINVEMEM $/KWh 0,0000 0,0000
CVEM_V CVEV Cargo Variable por energía MEM Valle PE_VALLE+FNEE+FONINVEMEM $/KWh 0,0000 0,0000
P_EM_P Cargo Variable por Pérdida energía MEM Pico PE_PICO * (FPE_BTSET - 1) $/KWh 0,2143 0,3072
P_EM_R Cargo Variable por Pérdida energía MEM Resto PE_RESTO * (FPE_BTSET - 1) $/KWh 0,2045 0,2940
P_EM_V Cargo Variable por Pérdida energía MEM Valle PE_VALLE * (FPE_BTSET - 1) $/KWh 0,1947 0,2807
CVEFM Cargo Variable por Compra Energía Fuera del MEM [PEFM*EFM/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0000 0,0000
CVEGD Cargo Variable por Energía Generación Distribuida [PEGD*EGD/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0000 0,0000
CVEGP Cargo Variable por Energía Generación Propia [PEGP*EGP/(∑EM+EFM+EGD+EGP)]*FPE_BTSET $/KWh 0,0000 0,0000
CVTR Cargo Variable por Transporte AT y DT (PEAT+PDT)*FPE_BTST $/KWh 0,0000 0,0000
CDE_GUSET Cargo de Distribución Variable por Energía Cat. GU SET CDE_GUSET $/KWh 0,2576 0,2576
CTE_E Cargo Tarifario Específico por Energía CTE_E $/KWh 0,0000 0,0000
CVP Cargo Variable Total Pico CVEM_P + P_EM_P + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E
$/KWh 0,4719 0,5648
CVR Cargo Variable Total Resto CVEM_R + P_EM_R + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E
$/KWh 0,4621 0,5516
CVV Cargo Variable Total Valle CVEM_V + P_EM_V + CVEFM + CVEGD + CVEGP + CVTR + CDEn - CTE_E
$/KWh 0,4523 0,5383
105
11.- FACTURACIÓN CON NUEVO CUADRO TARIFARIO Y CARGO TARIFARIO
ESPECÍFICO
Al aplicar las tarifas determinadas en el apartado anterior, sobre el mercado
consumidor proyectado para el año 2020, se obtiene la facturación neta promedio
mensual y anual por categoría de usuario, lo cual se muestra en la Tabla 80.
11.1.- Facturación por Categoría de Usuario
Tabla 80: Facturación neta actual proyectada 2020.
SUMINIS-
TROS POTENCIA
PUNTA POTENCIA F. PUNTA
ENERGÍA PROM. MES
IMPORTE PROM.MES
IMPORTE ANUAL
Cant. KW KW KWh $ $
RESIDENCIALES 250.526
106.639.942 614.361.380 7.372.336.564
RURALES 11.217
3.032.414 27.580.010 330.960.114
COMERCIALES 30.189
23.515.058 134.505.707 1.614.068.487
INDUSTRIALES PEQ. 3.223
3.301.908 18.897.420 226.769.041
OFICIALES 8.075
5.401.798 32.636.143 391.633.721
SERV. SANIT. PEQ. 299
573.783 2.809.567 33.714.805
GRAN USUARIOBT 459 43.606 37.635 15.330.395 72.191.356 866.296.270
GRAN USUARIOMT 113 36.976 32.768 13.630.465 66.100.014 793.200.171
COOP. Y DISTRIB. 36 9.958 10.041 4.522.642 15.561.535 186.738.419
CHACO SUBSIDIA 104.524
27.087.364 66.666.667 800.000.000
PEAJE BT 1
40.299 483.592
PEAJE MT 4
567.517 6.810.209
ALUM. PÚBLICO 2.386
6.509.415 42.713.175 512.558.099
TOTALES 411.051
209.545.184 1.094.630.791 13.135.569.492
11.2.- Facturación promedio mensual Alumbrado Público
El cual resulta del 10,74% (8,88% neto de IVA) del facturado neto de cada categoría
de usuarios a excepción de los pequeños, medianos y grandes establecimientos
industriales, y aquellos que produzcan y distribuyan agua potable, así como
establecimientos del Estado Provincial que presten los servicios de salud, educación y
seguridad, y la electrificación rural, Ley 7993. Para la determinación del importe
facturado se consideró la Ley 7812, que transfiere el 40% del mismo a los Municipios,
para solventar los costos del mantenimiento del alumbrado público.
11.3.- Incremento facturación
Seguidamente, se muestran los importes de facturación promedio mensual neta con la
tarifa vigente a agosto 2019 (Importe Actual), y la obtenida con la tarifa surgida de este
estudio (Importe Nuevo), así como también los valores obtenidos con el actual y nuevo
106
Cargo Tarifario Específico. Además, se individualiza la facturación por el alumbrado
público y CHACO SUBSIDIA para cada caso:
CANTIDAD KWh
Importe Neto ACTUAL
Importe Neto NUEVO
$ $
TOTAL CATEGORÍAS MES 203.035.769 667.114.144 985.601.286
TOTAL A.PÚBLCO MES 6.509.415 28.573.206 42.728.745
CHACO SUBSIDIA 40.976.440 66.666.667
CARGO TARIFARIO ESP.
40.989.968 63.094.055
TOTAL MES 209.545.184 777.653.758 1.158.090.752
Con estos importes promedio mensuales se calcula la facturación anual, tanto para la
tarifa vigente como para la propuesta, dando como resultado el incremento en la
facturación que se obtiene, así como el porcentaje del mismo:
IMPORTE ACTUAL
IMPORTE NUEVO
$ $ TOTAL ANUAL NETO CATEGORÍAS
8.005.369.727 11.827.215.429
TOTAL ANUAL NETO DE ALUM.PÚBL.
342.878.475 512.744.936
TOTAL ANUAL NETO CHACO SUBSIDIA 491.717.275 800.000.000
TOTAL ANUAL NETO CARGO TARIF. ESPECÍFICO 491.879.619 757.128.660
TOTAL ANUAL NETO 9.331.845.095 13.897.089.025
INCREMENTO ANUAL NETO 4.299.994.890
PORCENTAJE INCREMENTO MEDIO 48,64%
INCREMENTO MENSUAL NETO 358.332.907
De esta manera, surge que se incrementaran los ingresos un 48,64% en promedio,
dando como resultado $ 4.299.994.890 más de facturación para el siguiente periodo
anual, de aplicarse las tarifas que surgen de este estudio.
11.4.- Análisis económico con la nueva facturación
A partir de la facturación obtenida con la tarifa propuesta surge el siguiente cuadro de
ingresos proyectados para el 2020, de cual tiene que tender al equilibrio entre egresos
e ingresos.
107
CONCEPTOS IMPORTES NETOS $ PORCENTAJES
RECURSOS TARIFARIOS 12.339.960.366 87,0%
CHACO SUBSIDIA 800.000.000 5,6%
CARGO TARIFARIO ESPECÍFICO 757.128.660 5,3%
OTROS INGRESOS 244.588.382 1,7%
FONDO COMP. TARIFARIO 42.315.705 0,3%
TOTAL 14.183.993.113
Si se los compara con los costos totales proyectados para el 2020:
CONCEPTOS IMPORTES NETOS $ PORCENTAJES
ENERGIA POT.Y TRANS. 6.703.880.866 47,3%
EXPANSIÓN Y RENOVACIÓN 3.497.095.250 24,7%
REMUNERACIONES 2.036.607.920 14,4%
MANTENIMIENTO 793.077.262 5,6%
IMPUESTOS Y CARGOS 569.173.265 4,0%
OTROS GASTOS FIJOS Y VAR. 564.819.191 4,0%
GENERACIÓN PROPIA 15.047.913 0,1%
TOTAL 14.179.701.667
COSTOS OPERATIVOS 10.682.606.417 75,3%
Se podrá realizar el análisis económico con los nuevos ingresos proyectados:
CONCEPTOS IMPORTE PORCENTAJE
A Egresos Totales Proyectados 14.179.701.667
B Costos Operativos 10.682.606.417
C Ingresos Totales Proyectados 14.183.993.113
D DESEQUILIBRIO ECONÓMICO (A-C) - 4.291.446 - 0,035%
E CUBRIMIENTO DE COSTOS 14.183.993.113 100,03%
De esta manera, se puede apreciar que la tarifa propuesta, junto con el nuevo valor del
Cargo Tarifario Específico, genera un excedente en los ingresos por un valor de
$4.291.446, es decir, del 0,035%. El cual, se debe eliminar a fin de que los ingresos
no sean superiores a los egresos proyectados. Para ello, se procederá a un ajuste
financiero de manera eliminar el excedente $4.291.446, a efectos de buscar el
equilibrio.
108
11.5.-Ajuste financiero
Dicho excedente de ingresos se elimina aplicando un coeficiente a fin de que no se
produzca un saldo a favor de la Distribuidora, sino que la diferencia entre ingresos y
egresos, sea a favor del usuario.
Así, los nuevos ingresos serán los siguientes:
CONCEPTOS IMPORTES NETOS $ PORCENTAJES
RECURSOS TARIFARIOS 12.335.569.492 87,0%
CHACO SUBSIDIA 800.000.000 5,6%
CARGO TARIFARIO ESPECÍFICO 757.128.660 5,3%
OTROS INGRESOS 244.588.382 1,7%
FONDO COMP. TARIFARIO 42.315.705 0,3%
TOTAL 14.179.602.240
Los cuales, comparados con egresos, posibilitan el equilibrio económico como se
muestra más abajo:
CONCEPTOS IMPORTE $ PORCENTAJE
A Egresos Totales Proyectados 14.179.701.667
B Costos Operativos 10.682.606.417
C Ingresos Totales Proyectados 14.179.602.240
D DESEQUILIBRIO ECONÓMICO AJUSTADO (A-C) 99.427 0,001%
E CUBRIMIENTO DE COSTOS 14.179.602.240 99,999%
Es decir, los ingresos totales pasarían de $ 9.618.749.183 (situación actual) a
$14.179.602.240 (situación proyectada), por lo tanto el desequilibrio se reduciría a
$99.427, con lo cual se observa que se cubrirán el 99,999% de todos los costos. Esto
se logra con el incremento promedio del 48,87% de los ingresos de todas las
categorías.
En el Anexo, se muestra el Cuadro Tarifario ajustado, con el cual se obtuvieron los
ingresos detallados precedentemente.
109
12.- IMPORTES FINALES A FACTURAR POR CATEGORÍA DE USUARIOS Y
NIVELES DE CONSUMO
Se muestran los importes finales que serían facturados a los distintos tipos de clientes
y niveles de consumo. Los importes con la tarifa surgida de este estudio, y de la
vigente a agosto 2019, se muestran a continuación.
Usuarios Residenciales: importes con Cargo Específico e impuestos
AGOSTO
2019
PROP. AUDIENCIA
2020
Impacto Audiencia 2020 sobre Tarifa Ago. 2019
CONSUMO MENSUAL kwh-mes $ $ $ %
150 761,59 1.060,50 298,91 39,2% 350 1.720,84 2.529,77 808,92 47,0% 550 2.729,64 4.146,16 1.416,52 51,9% 750 3.738,44 5.762,55 2.024,11 54,1%
1000 4.999,43 7.783,03 2.783,60 55,7% 1500 7.521,42 11.824,01 4.302,59 57,2%
Usuarios Comerciales: importes con Cargo Específico e impuestos (Alumbrado
Público e IVA 27%)
AGOSTO
2019
PROP. AUDIENCIA
2020
Impacto Audiencia 2020 sobre Tarifa Ago. 2019
CONSUMO MENSUAL kwh-mes $ $ $ %
500 2.945,14 4.339,39 1.394,25 47,3% 1.500 8.289,92 11.955,15 3.665,23 44,2% 3.000 16.307,10 23.378,80 7.071,69 43,4% 6.000 32.341,46 46.226,09 13.884,63 42,9%
Usuarios Industriales pequeños: importes con Cargo Específico e impuestos
(con IVA 27%)
AGOSTO
2019
PROP. AUDIENCIA
2020
Impacto Audiencia 2020 sobre Tarifa Ago. 2019
CONSUMO MENSUAL kwh-mes $ $ $ %
500 2.755,12 4.047,00 1.291,87 46,9% 1.500 7.710,41 11.033,65 3.323,24 43,1% 3.000 15.267,80 21.869,99 6.602,19 43,2%
10.000 50.826,02 73.271,08 22.445,06 44,2%
110
Grandes Usuarios en Baja Tensión: importes finales
Como ejemplo, se consideró un usuario industrial con una potencia máxima de 250
KW, un factor de uso de 0,4 y el consumo de energía total de 73.000 KWh-mes, este
último dividido en pico, resto y valle. Los resultados son los siguientes:
Agosto 2019
Propuesta Audiencia Pública 2019 DIFERENCIA
Fact. Uso 0,4 Fact. Uso 0,4
Potencia Punta (KW) 250 Potencia Punta (KW) 250
Potencia F.Punta (KW) 213 Potencia F.Punta (KW) 213
Energía Pico (KWh) 17.650 Energía Pico (KWh) 17.650
Energía resto (KWh) 38.619 Energía resto (KWh) 38.619
Energía Valle (KWh) 16.731 Energía Valle (KWh) 16.731
Energía Total 73.000 Energía Total 73.000
FACTURACIÓN $ FACTURACIÓN $
Cargo Fijo Com. 2.017,07
Potencia Punta 36.644,00 Potencia Punta 84.186,03
Potencia F.Punta 18.675,14 Potencia F.Punta 68.597,80
Energía Pico 48.138,61 Energía Pico 50.020,10
Energía resto 101.092,96 Energía resto 105.205,88
Energía Valle 41.961,35 Energía Valle 43.743,20
SUBTOTAL 246.512,05 SUBTOTAL 353.770,07 43,51%
CARGO TARIF. 8.042,00 CARGO TARIF. 12.428,00
TOTAL NETO 254.554,05 TOTAL NETO 366.198,07 43,86%
LEY PCIAL. 3052-10,74% 0 LEY PCIAL. 3052-10,74% 0 IVA 27% 68.729,59 IVA 27% 98.873,48
IVA PERCEP. 3% 7.636,62 IVA PERCEP. 3% 10.985,94
TOTAL IMPUESTOS 76.366,22 TOTAL IMPUESTOS 109.859,42
TOTAL 330.920,27 TOTAL 476.057,49 43,86%
Con respecto al impuesto Provincial Ley 3052 (Alumbrado Público), no se consideró
para el ejemplo, por ser un usuario industrial, ya que están exentos del mismo.
111
13.- MECANISMO DE MONITOREO DE LOS COSTOS PROPIOS DE
DISTRIBUCIÓN
A los efectos de hacer un seguimiento de la variación de los costos de la economía,
que inciden en forma directa en los Costos Propios de Distribución, se empleara una
metodología de contenido similar a la aplicada por otras Empresas Distribuidoras en el
país. Dicha metodología, utiliza como testigo una fórmula en la que intervienen los
índices de precios mayoristas a nivel general y al consumidor, con una determinada
ponderación para cada uno, y que involucra dos instancias:
La primera está destinada a ponderar la variación de precios de la economía que
se puede producir semestralmente. Si de la aplicación de la mencionada fórmula,
surgiera que la variación es igual o superior al 5% (CINCO POR CIENTO), se
habilitará una segunda instancia.
En la segunda etapa, se autorizará a la Empresa a solicitar el llamado a una
Audiencia Pública, con el objeto de llevar a cabo una Revisión Tarifaria que
permita la actualización tarifaria.
13.1.- Mecanismo de monitoreo de variación de costos
Con una periodicidad semestral, se aplicará el Mecanismo de Monitoreo de Variación
de Costos. Para ello, se adopta a tal efecto la siguiente fórmula:
𝐶𝑀𝑁 = (𝐼𝑃𝐼𝑀𝑛 ∗ 0,67𝐼𝑃𝐼𝑀𝑜 + 𝐼𝑃𝐶𝑛 ∗ 0,33𝐼𝑃𝐶𝑜 )
Donde:
CMn: cláusula monitoreo correspondiente al período n (período de 6 (seis) meses).
IPIMn: índice de Precios Internos al por Mayor nivel general (IPIM) publicado por el
INDEC correspondiente al mes "m-2", siendo "m" el primer mes del período n (período
de 6 (seis) meses).
IPIMo: índice de Precios Internos al por Mayor nivel general (IPIM) publicado por el
INDEC, correspondiente al mes "k-2", siendo 'k' el mes de febrero 2020.
IPCn: índice de precios al consumidor nivel general (IPC) publicado por el INDEC,
correspondiente al mes "m-2", siendo "m" el primer mes del período n (período de 6
(seis) meses).
IPCo: índice de precios al consumidor nivel general (IPC) publicado por el INDEC,
correspondiente al mes "k-2", siendo "k" el mes de febrero 2020.
112
ANEXO
113
Variación VNR líneas BT
Km. P.U. ($) P.U. ($) P.U. ($) P.U. ($)
abr-18 abr-18 dic-18 jun-19 dic-19
L.B.T.Monof. 1.865,10 108.938 158.858 182.350 241.398
L.B.T.Bifasica 173,5 129.902 189.428 217.442 326.742
L.B.T.Trifasica 4.403,60 393.737 574.164 659.073 990.365
Km. VNR ($) VNR ($) VNR ($) VNR ($) Δ VNR abr.18-dic.19
L.B.T.Monof. 1.865,10 203.180.264 296.285.890 340.101.469 450.231.300 247.051.036
L.B.T.Bifasica 173,5 22.537.997 32.865.842 37.726.134 56.689.730 34.151.733
L.B.T.Trifasica 4.403,60 1.733.860.253 2.528.386.958 2.902.291.825 4.361.171.445 2.627.311.192
Total Líneas BT 6.442,20 1.959.578.514 2.857.538.690 3.280.119.428 4.868.092.475 2.908.513.961
Variación VNR líneas MT y AT
Km. P.U. ($) P.U. ($)
P.U. ($) P.U. ($)
abr-18 abr-18 dic-18 jun-19 dic-19
L.M.T ( 7,6 Kv) 3.089,30 193.578 273.202 316.018 406.155
L.M.T ( 13,2 Kv) 3.079,20 592.013 835.525 966.466 1.242.129
L.M.T ( 33 Kv) 1.310,00 1.367.558 1.989.226 2.308.039 3.023.796
Líneas 132 kv 812,9 3.048.000 4.461.354 5.214.402 6.839.131
Km. VNR ($) VNR ($) VNR ($) VNR ($) Δ VNR abr.18-dic.19
L.M.T ( 7,6 Kv) 3.089,30 598.020.515 844.003.196 976.273.796 1.254.733.757 656.713.241
L.M.T ( 13,2 Kv) 3.079,20 1.822.926.430 2.572.747.411 2.975.943.567 3.824.763.981 2.001.837.551
L.M.T ( 33 Kv) 1.310,00 1.791.500.980 2.605.885.952 3.023.531.270 3.961.172.890 2.169.671.910
Líneas 132 kv 812,9 2.477.719.200 3.626.635.057 4.238.787.506 5.559.529.509 3.081.810.309
114
Variación VNR SETA MT/BT
Cant. P.U. ( $ ) P.U. ( $ ) P.U. ( $ ) P.U. ( $ )
KVA abr-18 abr-18 dic-18 jun-19 dic-19
3 y5 2445 40.830 63.244 72.416 99.146
10- 16 - 25 1718 68.500 106.104 121.491 166.336
37,5-40-50-63 263 115.226 178.480 204.364 279.800
75-100-125 365 197.008 305.157 349.412 478.388
150-160 381 210.943 326.742 374.127 512.226
200 246 275.684 427.023 488.952 669.434
250 247 280.019 433.737 496.640 679.961
300-315-350 564 361.586 560.081 641.307 878.027
400 346 317.086 491.152 562.382 769.969
500 323 322.933 500.209 572.752 784.168
630-750 259 324.900 503.256 576.241 788.944
Cant. VNR ($) VNR ($) VNR ($) VNR ($) Δ VNR abr.18-dic.19
3 y 5 kva 2445 99.829.350 154.631.325 177.056.778 242.412.322 142.582.972
10- 16 - 25 1718 117.683.000 182.285.853 208.721.912 285.765.753 168.082.753
37,5-40-50-63 263 30.304.438 46.940.258 53.747.782 73.587.269 43.282.831
75-100-125 365 71.907.920 111.382.244 127.535.486 174.611.634 102.703.714
150-160 381 80.369.283 124.488.527 142.542.512 195.158.083 114.788.800
200 246 67.818.264 105.047.544 120.282.095 164.680.857 96.862.593
250 247 69.164.693 107.133.104 122.670.114 167.950.346 98.785.653
300-315-350 564 203.934.504 315.885.685 361.697.099 495.207.439 291.272.935
400 346 109.711.756 169.938.743 194.584.158 266.409.443 156.697.687
500 323 104.307.359 161.567.567 184.998.950 253.286.124 148.978.765
630-750 259 84.149.100 130.343.299 149.246.374 204.336.488 120.187.388
Δ VNR
1.039.179.667 1.609.644.149 1.843.083.261 2.523.405.757 1.484.226.090
115
Variación VNR ET 33 KV/13,2 KV
UBICACIÓN VNR ($) VNR ($) VNR ($) VNR ($) Δ VNR abr.18-dic.19
abr-18 dic-18 jun-19 dic-19
CORZUELA 17.409.174 27.580.737 32.018.921 44.174.977 26.765.803
LAS BREÑAS 26.582.521 42.113.746 48.890.525 67.451.924 40.869.402
GENERAL PINEDO 21.761.356 34.475.745 40.023.447 55.218.439 33.457.083
GANCEDO 13.678.540 21.670.425 25.157.546 34.708.665 21.030.125
ITÍN 159.335 252.429 293.048 404.305 244.970
HERMOSO CAMPO 16.383.303 25.955.486 30.132.142 41.571.878 25.188.574
SAN BERNARDO 17.382.261 27.538.100 31.969.423 44.106.687 26.724.426
VILLA BERTHET 10.591.519 16.779.768 19.479.903 26.875.492 16.283.973
CNEL DU GRATY 17.235.301 27.305.277 31.699.135 43.733.784 26.498.482
SANTA SYLVINA 12.701.863 20.123.111 23.361.244 32.230.393 19.528.530
SAMUHU 6.894.193 10.922.225 12.679.787 17.493.697 10.599.504
CHARADAI 8.994.517 14.249.694 16.542.699 22.823.172 13.828.656
SP CD Nº2 28.460.597 45.089.114 52.344.678 72.217.454 43.756.857
SP CD Nº3 29.228.959 46.306.403 53.757.848 74.167.137 44.938.178
TRES ISLETAS 23.508.692 37.243.987 43.237.143 59.652.223 36.143.531
J J CASTELLI 24.697.019 39.126.612 45.422.713 62.667.550 37.970.530
V. R. BERMEJITO 541.885 858.489 996.634 1.375.008 833.123
MIRAFLORES 7.998.813 12.672.236 14.711.403 20.296.620 12.297.807
AVIA TERAI 13.702.870 21.708.971 25.202.293 34.770.401 21.067.531
C. DEL BERMEJO 3.382.647 5.359.008 6.221.358 8.583.311 5.200.664
LOS FRENTONES 11.907.098 18.863.994 21.899.514 30.213.714 18.306.615
LA TIGRA 3.592.444 5.691.382 6.607.217 9.115.661 5.523.217
LA CLOTILDE 6.390.606 10.124.411 11.753.591 16.215.869 9.825.263
N. POMPEYA 508.017 804.834 934.344 1.289.070 781.053
F. ESPERANZA 75.986 120.382 139.753 192.811 116.825
116
TACO POZO 738.071 1.169.300 1.357.459 1.872.821 1.134.750
COLONIAS UNIDAS 16.469.345 26.091.800 30.290.390 41.790.205 25.320.860
PAMPA DEL INDIO 10.758.569 17.044.419 19.787.140 27.299.372 16.540.804
PCIA. ROCA 10.354.030 16.403.522 19.043.112 26.272.873 15.918.844
PUENTE LIBERTAD 14.798.073 23.444.063 27.216.589 37.549.429 22.751.356
QUITILIPI 20.906.050 33.120.714 38.450.369 53.048.139 32.142.089
MACHAGAY 24.532.313 38.865.673 45.119.786 62.249.614 37.717.301
LA ESCONDIDA 7.431.904 11.774.102 13.668.744 18.858.114 11.426.210
COLONIA ELISA 3.904.017 6.184.996 7.180.262 9.906.264 6.002.247
CAPITAN SOLARI 270.943 429.245 498.317 687.504 416.562
LAPACHITO 4.397.918 6.967.465 8.088.643 11.159.514 6.761.596
CDNº 1 39.317.504 62.289.328 72.312.683 99.766.357 60.448.852
CDNº 2 42.915.023 67.988.750 78.929.233 108.894.895 65.979.872
CDNº 3 34.698.851 54.972.159 63.818.064 88.046.737 53.347.886
CDNº 7 P. TIROL 30.585.463 48.455.465 56.252.729 77.609.204 47.023.741
CDNº 9 35.725.219 56.598.197 65.705.757 90.651.097 54.925.878
CDNº 10 26.822.116 42.493.328 49.331.188 68.059.885 41.237.769
CDNº 11 27.164.239 43.035.340 49.960.419 68.928.005 41.763.766
CDNº 12 SAMEEP 8.742.094 13.849.790 16.078.444 22.182.662 13.440.567
CD ARAZA 8.532.069 13.517.055 15.692.166 21.649.732 13.117.663
CD M. BELEN 19.736.895 31.268.463 36.300.062 50.081.463 30.344.567
LAS PALMAS 23.244.501 36.825.439 42.751.244 58.981.851 28.252.119
GRAL.VEDIA 11.120.889 17.618.430 20.453.519 28.218.743 13.516.688
117
Variación VNR ET 132 KV/33 KV
UBICACIÓN VNR ($) VNR ($) VNR ($) VNR ($) Δ VNR abr.18-dic.19
abr-18 dic-18 jun-19 dic-19
CT Nº1-SÁENZ PEÑA 198.055.240 310.357.930 360.149.864 494.210.259 296.155.019
TRES ISLETAS 20.555.465 32.210.971 37.378.703 51.292.365 30.736.900
P. DEL INFIERNO 38.517.308 60.357.666 70.041.082 96.112.826 57.595.518
J J CASTELLI 58.905.363 92.306.301 107.115.361 146.987.450 88.082.087
CT Nº5-V. ÁNGELA 68.410.410 107.200.967 124.399.636 170.705.539 102.295.129
SAN BERNARDO 20.260.190 31.748.267 36.841.765 50.555.561 30.295.371
CT Nº6-CHARATA 105.058.553 164.629.601 191.041.770 262.154.208 157.095.655
CAMPO LARGO 50.267.183 78.770.038 91.407.423 125.432.468 75.165.285
CT Nº3-P. PLAZA 47.934.408 75.114.517 87.165.432 119.611.459 71.677.051
LA ESCONDIDA 51.132.332 80.125.750 92.980.637 127.591.287 76.458.955
QUITILIPI 48.658.968 76.249.922 88.482.994 121.419.464 72.760.496
CT Nº7-SAN MARTIN 56.076.810 87.873.881 101.971.831 139.929.319 83.852.509
LA LEONESA 41.298.793 64.716.328 75.099.021 103.053.508 61.754.715
CD Nº8 UCAL 49.056.373 76.872.666 89.205.648 122.411.115 73.354.742
CD Nº5 119.097.636 186.629.224 216.570.879 297.186.146 178.088.510
CD Nº6 127.312.668 199.502.402 231.509.351 317.685.241 190.372.573
118
VNR Parque Automotor
TIPO MARCA MODELO MODELO REEMPLAZO VNR
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X2 348 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x2 C/Doble Trendline LL16'' Confort & Function (L17) 1.094.500
PICK-UP VW AMAROK 2.0 L TDI 140 CV 4X4 158 AMAROK 2.0 TDI (140cv) 4x4 C/Simple Trendline Hard Work (L17) 1.138.500
PICK-UP CHEVROLET C20 HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP CHEVROLET C20 HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP FORD F100 HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP FORD F100 HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP FORD F100 HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP FORD F100 HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP FORD F100 HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP FORD F100 4.9I HILUX 4x2 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.111.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 C/D DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
119
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX 2.4 TDI 6MT HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA
HILUX 4X2 CD DX 2.5 TDI PACK ELECTR. HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2 CD DX3.0 D HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
120
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X2CD DLX HILUX 4x2 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.294.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S DX PACK 2.5 TDI-I3 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S DX PACK 2.5 TDI-I3 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S DX PACK 2.5 TDI-I3 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 C/S SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2,5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA
HILUX 4X4 CABINA DOBLE SR C/AB 3.0 TDI HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
121
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA DOBLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CABINA SIMPLE DX 2.5 TD HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
122
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX PACK ELECTR. 2.5 TDI HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX3.0 D HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX3.0 D HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX3.0 D HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX3.0 D HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX3.0 D HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX3.0 D HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD DX3.0 D HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CD SR 3,0 TDI-C3 HILUX 4x4 CD SR 2.8 TDI 6MT (177cv) (L16) 1.735.400
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS DX 2.4 TDI 6MT HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS DX 2.4 TDI 6MT HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS DX 2.4 TDI 6MT HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS DX 2.4 TDI 6MT HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 CS SR5 HILUX 4x4 CS DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.331.000
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4CD DLX HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4CD DLX HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP FORD RANGER CS 4X4 XL 2,2 LD RANGER 2.2 TDCi C/Simple 4x4 XL 6MT (125cv) 1.384.000
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
123
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X2 XL PLUS 2.3L NAFTA RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x2 XL 6MT (125cv) 1.299.100
PICK-UP FORD RANGER DC 4X4 XL 2,2 L D RANGER 2.2 TDCi C/Doble 4x4 XL 6MT (125cv) 1.540.000
PICK-UP CHEVROLET S10 2.8 TD 4X2 LTZ S10 2.8 CTDI C/Doble 4x2 LTZ (200cv) 1.805.200
PICK-UP CHEVROLET S10 2.8 TD 4X2 LTZ S10 2.8 CTDI C/Doble 4x2 LTZ (200cv) 1.805.200
PICK-UP CHEVROLET S10 2.8 TD 4X2 LTZ S10 2.8 CTDI C/Doble 4x2 LTZ (200cv) 1.805.200
PICK-UP CHEVROLET S10 2.8 TD 4X2 LTZ S10 2.8 CTDI C/Doble 4x2 LTZ (200cv) 1.805.200
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP VW SAVEIRO 1.6 SAVEIRO V1.6 MSI Cabina Simple Trendline (101cv) 676.500
PICK-UP FIAT STRADA ADVENTURE 1,6 16V CD STRADA Adventure C/Doble 3Ptas. 1.6 Pack Top / Serie 770.000
PICK-UP FIAT STRADA ADVENTURE 1,6 16V CD STRADA Adventure C/Doble 3Ptas. 1.6 Pack Top / Serie 770.000
PICK-UP FIAT STRADA WORKING 1,4 8V STRADA Working C/Simple 1.4 AA Seguridad 533.500
PICK-UP FIAT STRADA WORKING 1,4 8V STRADA Working C/Simple 1.4 AA Seguridad 533.500
PICK-UP FIAT STRADA WORKING 1,4 8V STRADA Working C/Simple 1.4 AA Seguridad 533.500
PICK-UP FIAT STRADA WORKING 1,4 8V STRADA Working C/Simple 1.4 AA Seguridad 533.500
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
124
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
PICK-UP TOYOTA HILUX 4X4 DC DX 2,4 TDI 6MT HILUX 4x4 CD DX 2.4 TDI 6MT (150cv) (L16) 1.532.800
AUTO TOYOTA CAMRY V6 COROLLA XLI 1.8 MT (140cv) 858.500
AUTO CHEVROLET CLASSIC 4 PTAS LT 1,4N ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO CHEVROLET CLASSIC 4 PTAS LT 1,4N ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO CHEVROLET CLASSIC 4 PTAS LT 1,4N ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO CHEVROLET CLASSIC 4 PTAS LT 1,4N ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO CHEVROLET CLASSIC 4 PTAS LT 1,4N ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO VW GOL TREN 5P PACK 2 GOL TREND 1.6 MSI 5Ptas. Trendline (101cv) 600.000
ACOPLADO SOLA BRUSA 3 EJES SOLA Y BRUSA 3 EJES 923.282
AUTO CHEVROLET
CLASSIC 4 PTAS LT SPIRIT 1.4 N ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO TOYOTA ETIOS X 1.5 M/T ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO TOYOTA ETIOS XS 1.5 6MT ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
ACOPLADO CORMETAL ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO ETIOS X 1,5 6MT 5P ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO TOYOTA ETIOS X 1,5 6MT 5P ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO TOYOTA ETIOS X 1,5 6MT 5P ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO TOYOTA ETIOS X 1,5 6MT 5P ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO TOYOTA ETIOS X 1,5 6MT 5P ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
AUTO ETIOS X 1,5 6MT 5P ETIOS 1.5 X 6MT (105cv) (L18) 5Ptas. 555.500
ACOPLADO METALMAK 3 EJES SOLA Y BRUSA 3 EJES 923.282
ACOPLADO RURAL
2 EJES ACOPLADO RURAL 2 EJES 120.293
SEMIRREMOLQUE SIN DATOS 2 EJES ACOPLADO RURAL 2 EJES 120.293
ACOPLADO TRAILER BUSSER
1 EJE ACOPLADO TRAILER 1 EJE 52.363
TRAILER 2 EJE ACOPLADO RURAL 2 EJES 120.293
TRAILER 2 EJE ACOPLADO RURAL 2 EJES 120.293
125
ACOPLADO MAURO 2 EJES ACOPLADO RURAL 2 EJES 120.293
DESMONTABLE METALICO PARA COMBUSTIBLE
1.500 LTS. PSJ
ACOPLADO TANQUE 1500 LTS 92.979
CAMION DODGE D-600 FORD 1723/37 4X2 EU5 3.268.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-6000 FORD 1519/35 EU5 3.013.900
CAMION FORD F-7000 FORD 1519/35 EU5 3.013.900
CAMION FORD F-7000 FORD 1519/35 EU5 3.013.900
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F14000 FORD 1723/37 4X2 EU5 3.268.100
CAMION FORD F14000 FORD 1723/37 4X2 EU5 3.268.100
CAMION FORD F14000 FORD 1723/37 4X2 EU5 3.268.100
CAMION FORD F14000 FORD 1723/37 4X2 EU5 3.268.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F-4000 FORD 4X2 - F22A 1.964.100
CAMION FORD F14000 FORD 1723/37 4X2 EU5 3.268.100
CAMION M. BENZ L608D MERCEDEZ BENZ Accelo 815-37 Frontal EU5 2.735.753
CAMION M. BENZ L608D MERCEDEZ BENZ Accelo 815-37 Frontal EU5 2.735.753
CAMION M. BENZ L911 MERCEDEZ BENZ Accelo 1016-37 Frontal EU5 3.184.728
CAMION M. BENZ L1114 MERCEDEZ BENZ Atego 1419-36 EU5 3.681.593
CAMION M. BENZ L1114/48 MERCEDEZ BENZ Atego 1419-36 EU5 3.681.593
CAMION M. BENZ L1114/48 MERCEDEZ BENZ Atego 1419-36 EU5 3.681.593
CAMION M. BENZ L-710 MERCEDEZ BENZ Accelo 815-37 Frontal EU5 2.735.753
CAMION M. BENZ L-710 MERCEDEZ BENZ Accelo 815-37 Frontal EU5 2.735.753
CAMION SCANIA T113H4X2DSC320 SCANIA P310 LA 4x2 6.800.471
CAMION SCANIA T113H4X2DSC320 SCANIA P310 LA 4x2 6.800.471
126
CAMION SCANIA T113E6X4DSC320 SCANIA P310 LA 4x2 6.800.471
CAMION VW 13180 VW 11.180/44 3.076.974
CAMION VW 13180 VW 11.180/44 3.076.974
CAMION VW 9-150E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9-150E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9-150E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9-150E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9-150E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9-150E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9-150E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW
9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW
9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW
9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
127
CAMION VW 9150 E VW 6.160 DELIVERY 2.592.081
CAMION VW VW 17.230/43 ROBUST 4.016.827
CAMION VW 17-230 VW 17.230/43 ROBUST 4.016.827
FURGON FIAT FIORINO 1,4 8V FIORINO 1.4 8V Fire Evo Confort (87cv) 557.800
FURGON M. BENZ SPRINTER 312/F3000/2 SPRINTER 411 CDI Street Furgón 3250 TN V1 2.286.778
FURGON M. BENZ SPRINTER 312/F3000/2 SPRINTER 411 CDI Street Furgón 3250 TN V1 2.286.778
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT MASTER PH3 DCI 120 FURGON I1H1 MASTER 2.3 Furgón L1H1 ABCP ABS (130cv) 1.220.000
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
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FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
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FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
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FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
128
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO CONFORT 1,6 CD AA DA SVT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO PH3 CONFORT 1.6 1P KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO PH3 CONFORT 1.6 1P KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO PH3 CONFORT 1.6 1P KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO PH3 CONFORT 1.6 1P KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO PH3 CONFORT KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT KANGOO KANGOO II EXPRESS 1.6 SCe Profesional (114cv) 667.900
FURGON RENAULT MASTER MASTER 2.3 Furgón L1H1 ABCP ABS (130cv) 1.220.000
FURGON RENAULT MASTER MASTER 2.3 Furgón L1H1 ABCP ABS (130cv) 1.220.000
AUTOELEVADOR FD25 CHERY
AUTOELEVADOR FD25 1.023.832
MINICARGADOR 318D JOHN DEERE
MINICARGADOR 318D 1.911.154
MINICARGADOR 318D JOHN DEERE
MINICARGADOR 318D 1.911.154
TRACTOR MASEY FERGUSON MF 1465 MF 63CV - MF 2625 4X2 7.50-16/16.9-28 C/3P 2.190.997
TRACTOR ZANELLO 540C PAUNY 540C EVO R18.4 x34 Dual 3.402.235
TRACTOR NEW HOLLAND TD85 TD85F Argentino 3.484.044
TRACTOR NEW HOLLAND TT40302WD NH Tractor TT 45 2WD Straddle 1.700.118
TRACTOR NEW HOLLAND TT4030/4 NH Tractor TT 45 4WD Straddle 2.041.339
TRACTOR NEW HOLLAND TL95E 4X2 L. H. 3 PTOS NH TL95 E/4C Plataformado 3.448.126
TRACTOR NEW HOLLAND TL95E 4X2 L. H. 3 PTOS NH TL95 E/4C Plataformado 3.448.126
TRACTOR NEW HOLLAND TL75E 4X4 L. H. 3 PTOS NH TL75 E/4 4WD EXITUS 3.094.933
TRACTOR NEW HOLLAND TL75E 4X4 L. H. 3 PTOS NH TL75 E/4 4WD EXITUS 3.094.933
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
129
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Hilux DX 2.4 - 4x4 - Cabina Simple. 1.331.000
PICK-UP Frontier S - 4x2 - Cabina Doble. 1.117.600
PICK-UP Frontier S - 4x2 - Cabina Doble. 1.117.600
PICK-UP Frontier S - 4x2 - Cabina Doble. 1.117.600
PICK-UP Frontier S - 4x2 - Cabina Doble. 1.117.600
PICK-UP Frontier S - 4x2 - Cabina Doble. 1.117.600
PICK-UP Frontier S - 4x2 - Cabina Doble. 1.117.600
PICK-UP Frontier S - 4x4 - Cabina doble. 1.307.700
PICK-UP Frontier S - 4x4 - Cabina doble. 1.307.700
PICK-UP Frontier S - 4x4 - Cabina doble. 1.307.700
AUTOMÓVIL Dusters Expresion 1.6 - 4x2. 750.900
AUTOMÓVIL Dusters Expresion 1.6 - 4x2. 750.900
AUTOMÓVIL Nissan Versa Sence Pure Drive 1.6. 601.300
AUTOMÓVIL Nissan Versa Sence Pure Drive 1.6. 601.300
AUTOMÓVIL Nissan Versa Sence Pure Drive 1.6. 601.300
130
CUADRO TARIFARIO AJUSTADO
Código Tarifario
Categorías Escala Mensual Unidad Neto
RESIDENCIAL Cargo Fijo $-mes 197,9818 Familiar y con I.V.A. 27 % (Ley 23871) Primeros 50 Kwh $/KWh 3,1877
0111 (hasta 10 Kw) Siguientes 100 Kwh $/KWh 3,6680 0114 Siguientes 150 Kwh $/KWh 5,1331
Excedente 300 Kwh $/KWh 5,8776 RESIDENCIAL Cargo Fijo $-mes 197,9818 Prepago Todo el consumo $/KWh 4,2549
0112 RESIDENCIAL Cgo.fijo s/Res. Sech. 9759 $-mes 197,9818 Especial Excedente s/Res. Sech. 9759 $/KWh 1,4694 RESIDENCIAL Cargo Fijo $-mes 197,9818
0113 Consorcio Primeros 50 Kwh $/KWh 3,1877 Excedente $/KWh 3,6680
0116 RESIDENCIAL Cuota Unica mensual $-mes 465,86 Tarifa Interés Social Con medidor comunitario
RESIDENCIAL Cargo Fijo $-mes 197,9818 Tarifa Social electro-dependiente Primeros 50 Kwh $/KWh 0,5609
0118 Siguientes 100 Kwh $/KWh 1,0412 Siguientes 150 Kwh $/KWh 2,5063 Excedente 300 Kwh $/KWh 3,2508 RESIDENCIAL SIN MEDICIÓN
A - Vivienda precaria paredes de chapa o cartón Cargo Fijo $-mes 197,9818
Consumo fijo 100 KWh/mes Primeros 50 Kwh $/KWh 1,5939 Siguientes 50 Kwh $/KWh 1,8340
B-Vivienda de mampostería precaria Cargo Fijo $-mes 197,9818 0119 Consumo fijo 180 KWh/mes Primeros 50 Kwh $/KWh 3,1877
Siguientes 100 Kwh $/KWh 3,6680 Siguientes 30 Kwh $/KWh 5,1331 C-Vivienda de mampostería NO precaria Cargo Fijo $-mes 197,9818 Consumo fijo 250 KWh/mes Primeros 50 Kwh $/KWh 3,1877 Siguientes 100 Kwh $/KWh 3,6680 Siguientes 100 Kwh $/KWh 5,1331 COMERCIAL Cargo Fijo $-mes 395,9637
2A <50KW-Particulares.y Oficiales. Primeros 250 Kwh. $/KWh 5,0715
Excedente $/KWh 5,2768
2A COMERCIAL Cargo Fijo $-mes 395,9637 Prepago Todo el consumo $/KWh 5,0715
INDUSTRIALES Cargo Fijo $-mes 395,9637 2B <50KW-Particulares.y Oficiales. Primeros 1000 kwh $/KWh 5,2513
Stes 1000 kwh $/KWh 5,2513
Excedente de 2000 KWh $/KWh 5,5319
04 AUTOR.- ENT.S.F.LUCRO Cargo Fijo $-mes 395,9637 Rep. Nac. y Part. <50KW Todo el Consumo $/KWh 5,2198
04 AUTOR.- ENT.S.F.LUCRO Cargo Fijo $-mes 395,9637 Rep. Prov. y Munic. <50KW Todo el Consumo $/KWh 5,5668
04 ENTIDADES DEPORTIVAS Cargo Fijo $-mes 395,9637
Todo el Consumo $/KWh 5,2198
04 SERV.PUBLICO Cargo Fijo $-mes 395,9637 SANITARIO PART.<50 KW Todo el Consumo $/KWh 4,3804
04 SERV.PUBLICO Cargo Fijo $-mes 395,9637 SANITARIO PROV. <50 KW Todo el Consumo $/KWh 4,7274
131
Código Tarifario
Categorías Escala Mensual Unidad Neto
RESIDENCIAL RURAL Cargo Fijo - 3 KVA BT $-mes 1.525,41 Familiar y con I.V.A. 27 % (Ley 23871) Cargo Fijo - 5 KVA BT $-mes 2.542,34
R0111 (hasta 10 Kw) Cargo Fijo - 10 KVA BT $-mes 5.084,69 R0114 Cargo Fijo - 16 KVA BT $-mes 8.135,50
Cargo Fijo - 25 KVA BT $-mes 12.711,72 Todo el Consumo $/KWh 5,7250 RESIDENCIAL RURAL Cargo Fijo - 3 KVA BT $-mes 1.525,41 Tarifa Social electro-dependiente Cargo Fijo - 5 KVA BT $-mes 2.542,34
R0118 Cargo Fijo - 10 KVA BT $-mes 5.084,69 Cargo Fijo - 16 KVA BT $-mes 8.135,50 Cargo Fijo - 25 KVA BT $-mes 12.711,72 Todo el Consumo $/KWh 3,0093 GENERAL RURAL Cargo Fijo - 3 KVA BT $-mes 1.525,41
R2A Comercial - Industrial - Cargo Fijo - 5 KVA BT $-mes 2.542,34 R2B Otros Servicios Rurales Cargo Fijo - 10 KVA BT $-mes 5.084,69
R Cargo Fijo - 16 KVA BT $-mes 8.135,50 Cargo Fijo - 25 KVA BT $-mes 12.711,72 Todo el Consumo $/KWh 6,0532
Código Tarifario
Categorías Escala Mensual Unidad Neto
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660
Particulares y Oficiales Nacionales Cargo Potencia Punta $/KW 336,7441
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
50 y 55 Baja Tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 2,8340
60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 2,7242
Cargo Energía Valle $/KWh 2,6145
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660
Oficiales Provin.y Municipales Cargo Potencia Punta $/KW 354,7441
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
50 y 55 Baja Tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 3,0040
60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 2,8942
Cargo Energía Valle $/KWh 2,7845
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660
Particulares y Oficiales Nacionales Cargo Potencia Punta $/KW 336,7441
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
50 y 55 Baja Tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 3,8745
60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 3,7263
Cargo Energía Valle $/KWh 3,5770
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660
Oficiales Provin.y Municipales Cargo Potencia Punta $/KW 354,7441
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
50 y 55 Baja Tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 4,0445
60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 3,8963
Cargo Energía Valle $/KWh 3,7470
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660
SERVICIO PUBLICO Cargo Potencia Punta $/KW 354,7441
SANITARIO SAMEEP Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
50 50 Kw o más Cargo Energía Pico $/KWh 3,0040
Baja Tensión < 300 KW Cargo Energía Resto $/KWh 2,8942
Cargo Energía Valle $/KWh 2,7845
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660
SERVICIO PUBLICO Cargo Potencia Punta $/KW 354,7441
SANITARIO SAMEEP Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
50 50 Kw o más Cargo Energía Pico $/KWh 4,0445
Baja Tensión > 300 KW Cargo Energía Resto $/KWh 3,8963
Cargo Energía Valle $/KWh 3,7470
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660
RIEGO AGRICOLA Cargo Potencia Punta $/KW 168,3721
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 161,0277
50 Baja Tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 2,8340
132
Cargo Energía Resto $/KWh 2,7242
Cargo Energía Valle $/KWh 2,6145
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 2017,0660
RIEGO AGRICOLA Cargo Potencia Punta $/KW 177,3721
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 161,0277
50 Baja Tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 3,8745
Cargo Energía Resto $/KWh 3,7263
Cargo Energía Valle $/KWh 3,5770
Código Tarifario
Categorías Escala Mensual Unidad Neto
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 Particulares y Oficiales Nacionales Cargo Potencia Punta $/KW 279,6384
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 255,4871 50 y 55 Media tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 2,7125 60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 2,6057
Cargo Energía Valle $/KWh 2,4989 GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 Oficiales Provin.y Municipales Cargo Potencia Punta $/KW 297,6384 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 255,4871
50 y 55 Media tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 2,8825 60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 2,7757
Cargo Energía Valle $/KWh 2,6689 GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 Particulares y Oficiales Nacionales Cargo Potencia Punta $/KW 288,4361 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
50 y 55 Media tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 3,7254 60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 3,5812
Cargo Energía Valle $/KWh 3,4359 GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 Oficiales Provin.y Municipales Cargo Potencia Punta $/KW 297,6384 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 255,4871
50 y 55 Media tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 3,8954 60 y 65 Cargo Energía Resto $/KWh 3,7512
Cargo Energía Valle $/KWh 3,6059 GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 SERVICIO PUBLICO Cargo Potencia Punta $/KW 297,6384 SANITARIO SAMEEP Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 255,4871
50 50 Kw o más Cargo Energía Pico $/KWh 2,8825 Media tensión < 300 KW Cargo Energía Resto $/KWh 2,7757 Cargo Energía Valle $/KWh 2,6689 GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 SERVICIO PUBLICO Cargo Potencia Punta $/KW 297,6384 SANITARIO SAMEEP Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 255,4871
50 50 Kw o más Cargo Energía Pico $/KWh 3,8954 Media tensión > 300 KW Cargo Energía Resto $/KWh 3,7512 Cargo Energía Valle $/KWh 3,6059
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 RIEGO AGRICOLA Cargo Potencia Punta $/KW 139,8192 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 127,7436
50 Media tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 2,7125 Cargo Energía Resto $/KWh 2,6057 Cargo Energía Valle $/KWh 2,4989
GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 RIEGO AGRICOLA Cargo Potencia Punta $/KW 148,8192 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 161,0277
50 Media tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 3,7254 Cargo Energía Resto $/KWh 3,5812
Cargo Energía Valle $/KWh 3,4359 GDES. POTENCIAS Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 ELECTR. RURAL Cargo Potencia Punta $/KW 218,9095 COOPERATIVAS Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 186,4656
50 Media tensión Cargo Energía Pico $/KWh 2,6219 Cargo Energía Resto $/KWh 2,5166 Cargo Energía Valle $/KWh 2,4114
DISTRIBUIDORES Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 Fuera de la Provincia Cargo Potencia Punta $/KW 218,9095 502115H Media tension Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 186,4656
Cargo Energía Pico $/KWh 2,6219 Cargo Energía Resto $/KWh 2,5166 Cargo Energía Valle $/KWh 2,4114
133
Código Tarifario
Categorías Escala Mensual Unidad Neto
PEAJE POR TRANSPORTE FIRME Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660 Particulares, Oficiales Prov., Mun. y Nac. Cargo Potencia Punta $/KW 288,4361
50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554 80 Baja tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 0,5520 Cargo Energía Resto $/KWh 0,5393
Cargo Energía Valle $/KWh 0,5266 PEAJE POR TRANSPORTE FIRME Cargo Fijo Comercial $/mes 2.017,0660 Particulares, Oficiales Prov., Mun. y Nac. Cargo Potencia Punta $/KW 288,4361 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 322,0554
80 Baja tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 0,6725 Cargo Energía Resto $/KWh 0,6553
Cargo Energía Valle $/KWh 0,6380 PEAJE POR TRANSPORTE FIRME Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 Particulares, Oficiales Prov., Mun. y Nac. Cargo Potencia Punta $/KW 228,7484 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 255,4871
80 Media tensión < 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 0,4394 Cargo Energía Resto $/KWh 0,4296
Cargo Energía Valle $/KWh 0,4198 PEAJE POR TRANSPORTE FIRME Cargo Fijo Comercial $/mes 3.781,9987 Particulares, Oficiales Prov., Mun. y Nac. Cargo Potencia Punta $/KW 228,7484 50 Kw o más Cargo Potencia Fuera de Punta $/KW 255,4871
80 Media tensión > 300 KW Cargo Energía Pico $/KWh 0,5323 Cargo Energía Resto $/KWh 0,5191
Cargo Energía Valle $/KWh 0,5058
