e studio 710

ESTUDIO AFEM RES 710-99ENRE

FECESCOR 2000Ing. Osvaldo JOSE

OBJETO Y ALCANCE DEL OBJETO Y ALCANCE DEL ESTUDIOESTUDIO

• Identificacion de los S.E.R.

• Demanda y Perdidas

• Inversiones y Costos de Operacion y Mantenimiento

• Analisis de las tarifas de Peaje y de las Tarifas Vigentes

IDENTIFICACION DE LOS IDENTIFICACION DE LOS SERSER

• Se analizaran los distintos servicios que se pueden prestar la FTT en la provincia teniendo en cuenta:Niveles de tension,areas urbanas y rurales y vinculacion de usuarios con la red.

• Para definir los SER se tendran en cuenta:Potencia Contratada, Tension de suministro,localizacion,densidad de carga,estado de

las redes, grado de utilizacion de la capacidad de transporte.• Se seguira el criterio fijado para la consecion del Servicio

Electrico en BuenosAires con respecto a:cuadros tarifarios(CIP),acceso al MEM(libre hasta 50 kw hoy 30kw),Calculo de Peaje(Anexo 27 y 28).

DEMANDA Y PERDIDASDEMANDA Y PERDIDAS• DEMANDA• Comprende la caracterizacion del consumo actual vinculado con los SER.Evolucion

historica pasada y futura.• Para la proyeccion de la demanda se uso un modelo analitico teniendo en cta. Demanda

de ususarios por categoria,cons. espec.,numero usuarios por categoria,potencias contratadas,factores de utilizacion. Ademas se tendra en cuenta la evolucion de las perdidas tecnicas y no tecnicas por nivel de tension..

• PERDIDAS.• La informacion de las perdidas de energia y de potencia se realiza en base a datos

aportados por EPEC. Discriminando en perdidas tecnicas y no tecnicas. Se contrastaron

con valores de standares de referencia , incorporando valores de eficiencia a futuro.

INVERSIONES Y COSTOS DE INVERSIONES Y COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTOOPERACION Y MANTENIMIENTO

• Evaluacion de la inversion incorporada en la expansion comparando con standares de referencia. Deben ser compatibles con la calidad actual del servicio y las mejoras se incorporaran progresivamente.

• Los CO&M se definen como niveles esperados como proporcion de la inversion a con valores de referencia.

• A partir de los costos asociados de inversion y CO&M y de demanda se estima el costo economico o marginal correspondiente para cada nivel de tension de los SER.

• Los costos de estructura y comercializacion imputables a los UFTT son analizados verificando su incidencia en el peaje.

• En los casos que se use el criterio de los SER las tarifas de peaje que se calculan definiran un conjunto de valores para los SER seleccionados en la provincia.

ANALISIS COMPARATIVO DEL PEAJE ANALISIS COMPARATIVO DEL PEAJE Y DE LAS TARIFAS VIGENTESY DE LAS TARIFAS VIGENTES

• El peaje calculado sera cotejado con elque resulte de aplicar el o los cuadros tarifarios vigentes en la provincia.

• En caso de que el CT no tenga tarifa de peaje explicita se la inferira del precio resultante de la tarifa de compra del usuario conforme al CT descontando el precio de compra de enrgia y potencia al distribuidor..

• Los valores de peaje se compararan con la Resolucion 406 de la SE.

CONSULTA DEL ENRE Y RESPUESTA DE CONSULTA DEL ENRE Y RESPUESTA DE AFEM RESPECTO DE LAS COOPERATIVASAFEM RESPECTO DE LAS COOPERATIVAS

• ENRE:Es importante destacar que el calculo en desarrollo toma en cuanta demandas de las Cooperativas en barras de MT y AT de EPEC pero no considera las intalaciones con que aquellas atienden a sus usuarios. Los resultados del trabajo no permiten contar con valores de peaje aplicables a un G.U. atendido por cooperativa

• AFEM:Considerando la variedad de caract. geograficas de la provincia y la cantidad e Cooperativas sin informacion verificable se descartaron todos los casos dudosos cuya relevancia no sea significactiva(como la electrificacion rural)

• Para analizar laparticipacion de los SER de las Cooperativas se tomaran datos de 101 de 205 Cooperativas.

• El problema de las Cooperativas es sumamente complejo, por lo que consideramos conveniente sea analizado en un contexto integrado de orden nacional, que escapa a los limites de este estudio.

METODOLOGIA DE CALCULO UNICAMETODOLOGIA DE CALCULO UNICA• Sera la fijada en la Res 159 y 406 de la S.E.

• Una sola metodologia de calculo.La tarifa de peaje esta definida y sus terminos no seran modificados.

• Los parametros de la formula que requieren ser calculados son: 1)Inversiones, 1)Inversiones, 2)CO&M,3)Costos de Comercializacion ,4)KRPfactor de perdida potencia,5)KRE factor 2)CO&M,3)Costos de Comercializacion ,4)KRPfactor de perdida potencia,5)KRE factor de perdidas energiade perdidas energia.

• Los restantes terminos son datos proporcionados por CAMMESA o corresponden a la demanda del usuario de la FTT.

• Utilizar para el tratamiento informatico programas disponibles en el mercado nacional.

• Emplear parametros que permitan, utilizando informacion primaria(comercial,fisica,etc)obtener una aproximacion suficiente al valor que se desea calcular.

• Analizar desarrollos o esquemas representativos del sistema(SER,redes equivalentes, etc) recurriendo a sistemas similares ya estudiados.,

• Los valores de peaje se compararan con la Resolucion 406 de la SE.

CARACTRISTICAS CARACTRISTICAS REGIONALESREGIONALES

• Siendo la densidad de poblacion una de los parametros que expresa mejor la densidad de carga, tenemos que 11 departamentos sobre 26 con el 43.5% de la superficie tienen solo el 8.5% de la poblacion.

• En la Economia provincial se analiza la realidad economica y se prevee un crecimiento del PBI del 7,8 % para 1997.

POBLACION TOTAL POR CENSOS NACIONALES SEGUN DEPARTAMENTOSCuadro 1

DEPARTAM./AÑO 1.869 1.895 1.914 1.947 1.960 1.970 1.980 1.991 Total Provincial 210.508 351.223 735.472 1.497.987 1.753.840 2.073.991 2.407.754 2.766.683

Calamuchita 9.193 10.647 12.260 26.689 27.560 28.936 38.980 38.804 Capital 34.458 54.763 134.935 386.828 586.015 801.771 993.055 1.179.372 Colon (4) 5.430 11.146 18.540 43.412 55.191 70.961 95.422 125.402 Cruz del Eje 12.252 18.096 23.579 38.218 48.837 45.837 46.894 48.650 Gral. Roca. (1) 4.149 26.174 32.128 25.396 27.630 29.787 32.866 Gral. San Martin (5) 6.573 10.129 32.560 60.920 76.015 83.902 93.590 105.161 Ischilin 13.457 10.732 12.962 25.458 28.086 25.755 25.990 28.339 Juarez Celman (1) 7.923 35.192 38.743 38.653 42.627 45.565 51.490 Marcos Juarez (2) 15.873 50.695 90.461 84.545 89.957 94.364 97.595 Minas 8.109 7.563 6.266 8.000 7.367 5.620 4.834 4.800 Pocho 6.168 7.331 5.738 8.131 7.246 6.499 5.438 5.057 Pte. R.S. Peña (3) 30.087 27.929 29.862 32.461 34.495 Punilla 6.823 7.802 13.422 51.089 61.986 78.948 99.358 121.215 Rio Cuarto 10.995 24.431 64.851 125.694 144.777 169.510 191.006 247.876 Rio Primero 14.884 20.825 28.751 45.740 35.355 34.659 34.653 37.386 Rio Seco 4.989 5.645 6.923 13.852 11.421 10.542 9.976 10.595 Rio Segundo 11.289 16.852 38.933 61.988 60.200 65.679 75.075 84.393 San Alberto 10.082 14.143 12.796 20.160 19.888 20.347 22.033 25.104 San Javier 13.041 14.013 19.013 32.135 32.677 32.928 36.456 42.569 San Justo 5.156 25.982 62.227 115.958 131.545 146.833 160.132 176.697 Santa Maria (6) 7.166 11.072 19.076 41.636 48.827 57.207 60.840 69.470 Sobremonte 6.110 5.734 5.031 5.779 6.082 5.302 4.488 4.196 Tercero Arriba 5.226 8.575 26.200 67.462 71.286 78.577 92.572 103.716 Totoral 6.981 9.639 10.873 16.365 14.033 13.407 12.546 13.827 Tulumba 7.085 11.387 13.112 19.542 15.578 13.861 11.377 11.291 Union 5.041 16.771 55.363 91.512 87.345 86.834 90.862 96.317

DENSIDAD DE POBLACION SEGUN DEPARTAMENTOSCENSO NACIONAL DE POBLACION Y VIVIENDA 1991 Cuadro 2

DEPARTAMENTO POBLACION SUPERFICIE DENSIDAD(KM2) (HAB./KM2)

Total Provincial 2.766.683 165.321 16.7

Calamuchita 38.804 4.642 8.4 Capital 1.179.372 562 2.098.5 Colon (4) 125.402 2.588 48.5 Cruz del Eje 48.650 6.653 7.3 Gral. Roca. (1) 32.866 12.659 2.6 Gral. San Martin (5) 105.161 5.006 21.0 Ischilin 28.339 5.123 5.5 Juarez Celman (1) 51.490 8.902 5.8 Marcos Juarez (2) 97.595 9.490 10.3 Minas 4.800 3.730 1.3 Pocho 5.057 3.207 1.6 Pte. R.S. Peña (3) 34.495 8.228 4.2 Punilla 121.215 2.592 46.8 Rio Cuarto 247.876 18.394 13.5 Rio Primero 37.386 6.753 5.5 Rio Seco 10.595 6.754 1.6 Rio Segundo 84.393 4.970 17.0 San Alberto 25.104 3.327 7.5 San Javier 42.569 1.652 25.8 San Justo 176.697 13.677 12.9 Santa Maria (6) 69.470 3.427 20.3 Sobremonte 4.196 3.307 1.3 Tercero Arriba 103.716 5.187 20.0 Totoral 13.827 3.145 4.4 Tulumba 11.291 10.164 1.1 Union 96.317 11.182 8.6

CRITERIO DE CALCULO USADO POR EPECCRITERIO DE CALCULO USADO POR EPEC• El criterio se denomina aproximacion al Cmg por el Cme eficienteCmg por el Cme eficiente de una empresa

modelo, parte del capital invertido aplicando VNR a sus bienes en una empresa que se supone eficiente con inversiones optimizadas.

• El calculo se realiza sobre el inventario sin indicar la calidad de las inversiones, para obviar este inconveniente se recurre a una empresa optimizada bajo el principio que el CMgLP en una empresa optimizada tiende en el largo plazo al costo medioCMgLP en una empresa optimizada tiende en el largo plazo al costo medio.

• A partir del capital invertido calculado por VNR se calculan los costos de capital para la tasa de interes que se decida.

• El calculo se hace sobre una empresa supuestamente optimizada.

• El CMgLP requiere que las inversiones a realizar durante el periodo correspodan al optimo.

• Los dos metodos enfrentan el mismo problema la optimizacion de las inversiones, el Cme historico optimiza el pasado el CMgLP optimiza el futuro.

CRITERIO DE CALCULO USADO POR EPECCRITERIO DE CALCULO USADO POR EPEC• El CMe parte de un optimo supuesto no da señal de precio, el CMgLP emite la

señal necesaria para corregir desvios y la planificacion.• En tanto la empresa no tenga competencia el Cme le permitira expansion en

redes rurales o sociales no rentables.• La programacion de la S.E. de liberar los usuaris mas importaantes quedando a

la empresa aquellos cuya rentabilidad nopermite realizar las inversiones necesarioa.

• La tarifa de la FTT debe ser estudiada teniendo en cuenta que es el principal precio de una empresa que debe competir.

• Como la EPEC estuvo sujeta a condiciones politicas y presupuestarias particulares el criterio de los costos medios optimizados le permitio sortear las dificultades que le impedian una correcta programacion.

DE LO ANTERIOR SURGEDE LO ANTERIOR SURGE

• Sobreequipamiento en redes, con problemas fallas o calidad de servicio.

• Doble transformacion de algunas tensiones.• Cuando se optimiza el Cme se comete un error de

aproximacion sobre el total de las inversiones, frente al CMgLP en que la posibilidad del mismo error se reduce a las inversiones de mediano plazo.

CALCULO DEL VAD PROPUESTOCALCULO DEL VAD PROPUESTO• Utilizar para las inversiones en los distintos escalones de

comercializacion los costos unitarios calculados con los precios actualizados del proyecto de ingenieria, para las distintas instalaciones de cada escalon de la actual infraestructura de la EPEC(crit CMme).

• Para el periodo de estudio 10 años analizar con LODEN para transmision y PRAO distribucion el plan de obras con la mejor aproximacion al optimo de las inversiones en base a una evaluacion expeditiva, entre los costos de falla, energia no suministrada y costo por calidad de servicio.

• Valuar el programa de inversiones con los costos calculados segun el punto primero y actualizarlo con la tasa (12-14%) relacionandolo con el incremento actualizado de la potencia(criterio de los CMgLP).

• Si las actuales circunstancias no permiten avanzar con el criterio propuesto dentro del plazo del estudio, verificar los costos medio utilizados por EPEC ajustandolo teniendo en cuenta las obras de expansion requeridas para calidad de servicio optima.

CALCULO DEL VADCALCULO DEL VAD• Se utilizara como señal del costo marginal, al costo incremental

promedio de largo plazo actualizado CIPLIP: relacion entre el valor presente de los incrementos de los costos de inversion respecto del año base del estudio y el valor presente de los incrementos de potencia, tambien respecto del año base. Se obtendra uno referido a los valores suministrados y adoptados por los prestadores CIPLIPvs; y otro en funcion de los valores ideales de referencia CIPLIPir.

• Para la densidad de carga se tendra en cuenta:Cantidad de Cantidad de Cliente por tensionCliente por tension, por Km de linea de esa tensionKm de linea de esa tension, cantidad de cantidad de clientes por trasnformadorclientes por trasnformador, por km de linea de la menor tension km de linea de la menor tension de trasnformacionde trasnformacion

• Con respecto de la distancia electrica se considerara:Utilizan lo UFTT solo la red de AT, utilizan red de MT para transmision y red de AT..

CRITERIO DEL ESTUDIO FINAL.CRITERIO DEL ESTUDIO FINAL.• Adaptacion de las instalaciones a la Potencia Vendida.• El estudio se realizo para EPEC distribuidora sin Generacion propia y se

contemplaron obras en AT para independizarse de la generacion y evitar multas del ENRE.

• El plan de inversionesEl plan de inversiones planteado por la EPEC fue aceptado por AFEM en AT, el resto se modifica segun :

ATAT:se congela la red de 66 kv -solo crece la red de 132 kv. EST 132/66KV:EST 132/66KV:las inversiones propuestas al 30 % menos del costo.

EST 132/66/13.2KV:EST 132/66/13.2KV:EPEC plantea 281 MW y se autoriza 200 MW de reserva del 50 % contra el 94%.

LINEAS 33 Y 13,2KV:LINEAS 33 Y 13,2KV:EPEC plantea 1502 KM-AFEM aprueba pero un 33,4 % del costo.

ET MT/BT:ET MT/BT:EPEC plantea 1829 SE-315MW-$/SE 15371-Reserva inicial 78 % y al 2007 70 %-AFEM solo 1075SE y reserva del 40 %.

RED BT:RED BT:EPEC 2074Km,584 Km Subt. Y 1490 Preens. $/km 17260

AFEM acepta planteo pero el costo Km sera $/Km 12438. • .

ETAPAS ETAPAS • SE ADOPTA EL METODO DEL CIP COSTO

INCREMENTAL PROMEDIO.

• ETAPA 1:ETAPA 1:Criterios de aplicacion inmediatas - Se aplica el CIPLPs segun los datos suministrados por la EPEC.

• ETAPA 2:Criterios que requieren modificaciones ETAPA 2:Criterios que requieren modificaciones estructurales o de legislacion vigente. Se aplico el estructurales o de legislacion vigente. Se aplico el CIPLPir con valores ideales de referencia.CIPLPir con valores ideales de referencia.

DATOS EPEC LINEAS 13,2 KVA

KM/SUBT KM/URB KM/RUR99.19957106 15.2 5.0

13.2 VNR MILES DE U$SZONA SUBT L URBANA L RURAL TOTAL SUBT L URBANA L RURAL TOTALA 261.11 697.8 274.7 1.233.5 51519.00 10627.00 1373.00 63519.00B 2.60 367.0 248.9 618.5 257.92 5589.47 2489.00 8336.39C 21.30 88.4 131.4 241.1 2346.00 1346.35 656.86 4349.20D 7.70 89.5 175.9 273.1 766.00 1363.10 879.31 3008.41E 3.00 124.0 350.2 477.2 300.00 1888.54 3099.00 5287.54F 23.60 216.8 143.2 383.6 2922.00 3301.90 715.84 6939.74G 4.90 82.9 91.3 179.1 486.08 1262.58 456.40 2205.06H 2.40 126.0 200.3 328.7 238.08 1936.00 2003.00 4177.08I 9.30 124.2 177.8 311.3 922.56 1891.59 1690.00 4504.14TOTAL 335.91 1.916.6 1.793.7 4.046.1 59757.63 29206.52 13362.41 102326.56

33 VNR MILES DE U$SZONA SUBT L URBANA L RURAL TOTAL SUBT L URBANA L RURAL TOTALA 0.00 0.00 0.00 0.00B 0.00 0.00 0.00 0.00C 0.70 23.9 263.7 288.3 139.00 458.00 1938.00 2535.00D 0.50 7.3 7.8 50.00 128.00 0.00 178.00EFG 0.00 24.5 180.1 204.6 0.00 429.00 1324.00 1753.00H 0.50 2.5 65.0 68.0 50.00 47.91 477.70 597.92I 0.00 0.0 50.0 50.0 0.00 0.00 367.46 439.65TOTAL 1.70 58.2 558.8 618.7 239.00 1062.91 4107.16 5503.57

13,2+33VNR MILES DE U$S

ZONA SUBT L URBANA L RURAL TOTAL SUBT L URBANA L RURAL TOTALA 261.11 697.8 274.7 1.233.5 51519.00 10627.00 1373.00 63519.00B 2.60 367.0 248.9 618.5 257.92 5589.47 2489.00 8336.39C 22.00 112.3 395.1 529.4 2485.00 1804.35 2594.86 6884.20D 8.20 96.8 175.9 280.9 816.00 1491.10 879.31 3186.41E 3.00 124.0 350.2 477.2 300.00 1888.54 3099.00 5287.54F 23.60 216.8 143.2 383.6 2922.00 3301.90 715.84 6939.74G 4.90 107.4 271.4 383.7 486.08 1691.58 1780.40 3958.06H 2.90 128.5 265.3 396.7 288.08 1983.91 2480.70 4775.00I 9.30 124.2 227.8 361.3 922.56 1891.59 2057.46 4943.79TOTAL 337.61 1.974.8 2.352.5 4.664.8 59996.63 30269.43 17469.57 107830.13

EXTENS VNR/KM VNR 6666KV 2842.16 37.098.0 105.438.451.7132KV 1631.7 65.260.0 106.484.742.0

VNR ESTACIONES DE TRANSMISION

TENSION DESCRIP CANT P.UNIT T.TOTAL132 CSLDBC 64.0 317.675.0 20.331.200.0

CSLSBC 18.0 300.503.0 5.409.054.0CSLDBSINT 0.0 131.649.0 0.0CSLSBSINT 0.0 208.921.0 0.0CTR.DBC 59.0 208.921.0 12.326.339.0CTR.SBC 19.0 191.750.0 3.643.250.0CCJ.DBC 23.0 170.285.0 3.916.555.0CCJDBSINT 0.0 52.946.0 0.0

66 CSLDBC 22.0 263.298.0 5.792.556.0CSLSBC 135.0 236.110.0 31.874.850.0CSLDBSINT 0.0 96.590.0 0.0CSLSBSINT 9.0 83.172.0 748.548.0CTR.DBC 15.0 181.733.0 2.725.995.0CTR.SBC 49.0 168.854.0 8.273.846.0CTR.SBCFUS 73.0 67.971.0 4.961.883.0CCJ.BC 12.0 155.260.0 1.863.120.0CCJ.BSINT 3.0 43.645.0 130.935.0

33 CSLC 39.0 76.557.0 2.985.723.0CTRC 14.0 80.850.0 1.131.900.0CTRCFUS 12.0 47.222.0 566.664.0CCJ.BC 2.0 63.233.0 126.466.0CCJ.BSINT 0.0 17.315.0 0.0

13.2 CSALIM 155.0 25.050.0 3.882.750.0CETR 173.0 26.070.0 4.510.110.0CCJB(SECC) 16.0 24.000.0 384.000.0SA 39.0 18.000.0 702.000.0

TOTAL 116.287.744.0TRAFOS PODER 48.220.647.0O. CIVILES 8.225.661.0

172.734.052.0

VNR EPEC

VNR TOTAL KMSUB KMAERE KMRURAL TOTAL KM13.20 102326.56 335.91 1916.56 1793.67 4046.1433.00 5503.57 1.70 58.20 558.80 618.7066.00 105438451.68 2842.16 2842.16

132.00 106484742.00 1631.70 1631.70ET 172734052.00BT 200740000.00 15767.81 12731.00 12731.00

TOTAL 585505075.81 16105.42 19179.62 2352.47 21869.7052.395.8 35.000.0 17.395.8

VNR TOTAL EPECVNR TOTAL EPECINFORME EPEC

BIENES DE OPERACION % DE G O Y M % B. USO % G OYMUSO Y MANT. DE B. USO DEL TOTAL DEL TOTAL

132KV 150673.00 9204.00 6.1% 17.2% 11.0%132/66 20325.00 3252.00 16.0% 2.3% 3.9%66KV 124363.00 8596.00 6.9% 14.2% 10.3%

AT 295361.00 21052.00 7.1% 33.7% 25.2%

132/13,2 54995.00 3130.00 5.7% 6.3% 3.7%66/13,2 88780.00 3990.00 4.5% 10.1% 4.8%

AT/MT 143775.00 7120.00 5.0% 16.4% 8.5%

33KV 15114.00 1153.00 7.6% 1.7% 1.4%13,2KV 137059.00 9947.00 7.3% 15.6% 11.9%

MT 152173.00 11100.00 7.3% 17.3% 13.3%

33/BT 21138.00 1772.00 8.4% 2.4% 2.1%13,2/BT 64037.00 5368.00 8.4% 7.3% 6.4%

MT/BT 85175.00 7140.00 8.4% 9.7% 8.6%

BT 200740.00 37057.00 18.5% 22.9% 44.4%

TOTAL 877224.00 83469.00 9.5% 100.0% 100.0%

COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO Y DE COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO Y DE COMERCIALIZACIONCOMERCIALIZACION

REMUNERACIONES PERSONAL MATERIALES VARIOS IMPUESTOS TOTALNIVEL CANT AG IMPORTE REM-PDI-AG Y MANT (MANT CUAD)TRANSMISION132 KV 130 $ 5.706.629.00 3658 $ 2.242.369.00 $ 750.449.00 $ 504.039.00 $ 9.203.486.0066 KV 159 $ 6.974.768.00 3656 $ 3.162.779.00 $ 1.125.712.00 $ 584.961.00 $ 11.848.220.00

289 $ 12.681.397.00 3657 $ 5.405.148.00 $ 1.876.161.00 $ 1.089.000.00 $ 21.051.706.00DIST. PRIMARIAALIMENTACION 72 $ 2.783.721.00 $ 798.360.00 $ 806.749.00 $ 1.490.692.00 $ 5.870.522.00PRIMARIA 191 $ 8.098.702.00 $ 1.835.268.00 $ 1.232.013.00 $ 1.183.716.00 $ 12.349.699.00

263 $ 10.882.423.00 3448 $ 2.633.628.00 $ 2.038.762.00 $ 2.674.408.00 $ 18.220.221.00DIST. SUBESTACIONES

94 $ 4.049.351.00 3590 $ 1.247.184.00 $ 1.040.644.00 $ 802.646.00 $ 7.139.825.00DISTRIBUCION SECUNDARIA

606 $ 24.664.230.00 3392 $ 3.157.440.00 $ 2.251.394.00 $ 6.984.137.00 $ 37.057.201.00COMERCIALIZACION

1301 $ 49.854.980.00 3193 $ 1.847.100.00 $ 2.001.239.00 $ 174.909.00 $ 53.878.228.00

TOTAL 2553 $ 102.132.381.00 3334 $ 14.290.500.00 $ 9.208.200.00 $ 11.725.100.00 $ 137.347.181.00

REMUNERACIONES EPECRUBRO REMUNERACIONESBRUTO-BAE-SAC $ 70.046.627.00

COMPENSACIONES $ 2.643.756.00SALARIO FAM $ 78.420.00

$ 2.722.176.00 3.89%APORTE PATRONALOBRA SOCIAL 6 % $ 4.202.797.00FDO COMPENSADOR 1,5% $ 1.050.699.00SINDICATO L Y F 5 % $ 3.502.331.00CAJA JUBILA 24,18% $ 16.937.289.00

$ 25.693.116.00 36.68%OTROSASIG TURISMO D SALARIO $ 394.093.00INDEMNIZ PERSONAL $ 2.020.971.00TRANSFERENCIAS $ 1.255.398.00

$ 3.670.462.00 5.24%

TOTAL $ 102.132.381.00

COSTOSCOSTOSDE OPERACION Y DE OPERACION Y

MANTENIMIENTO YMANTENIMIENTO YCOSTOS COMERCIALIZACIONCOSTOS COMERCIALIZACION

COYM COSTO PERSONAL $ 52.277.401.00MATERIALES Y MANT $ 12.443.400.00VARIOS MANT CUAD $ 7.206.961.00IMPUESTOS $ 11.550.191.00 $ 83.477.953.00 60.77%

COMERC COSTO PERSONAL $ 49.854.980.00MATERIALES Y MANT $ 1.847.100.00VARIOS MANT CUAD $ 2.001.239.00IMPUESTOS $ 174.909.00 $ 53.878.228.00 39.23%

TOTAL $ 137.356.181.00

VNR ESCENARIO 1VNR ESCENARIO 1ESCENARIO 1

BIENES DE OPERACION % B. USO % G OYMUSO Y MANT. DEL TOTAL DEL TOTAL

132KV 117205.00 4790.00 4.1% 15.1% 7.7%132/66 19724.00 2926.00 14.8% 2.5% 4.7%66KV 115055.00 6915.00 6.0% 14.8% 11.1%

AT 251984.00 14631.00 5.8% 32.5% 23.5%

132/13,2 44540.00 2730.00 6.1% 5.7% 4.4%66/13,2 71870.00 3481.00 4.8% 9.3% 5.6%

AT/MT 116410.00 6211.00 5.3% 15.0% 10.0%

33KV 15114.00 1006.00 6.7% 2.0% 1.6%13,2KV 137059.00 8676.00 6.3% 17.7% 14.0%

MT 152173.00 9682.00 6.4% 19.6% 15.6%

33/BT 14874.00 1413.00 9.5% 1.9% 2.3%13,2/BT 45059.00 4273.00 9.5% 5.8% 6.9%

MT/BT 59933.00 5686.00 9.5% 7.7% 9.1%

BT 194505.00 25973.00 13.4% 25.1% 41.8%

TOTAL 775005.00 62183.00 8.0% 100.0% 100.0%

VNR ESCENARIO 2 FINALVNR ESCENARIO 2 FINALESCENARIO 2

BIENES DE OPERACION % B. USO % G OYMUSO Y MANT. DEL TOTAL DEL TOTAL

132KV 106402.00 4790.00 4.5% 18.7% 9.5%132/66 18335.00 2926.00 16.0% 3.2% 5.8%66KV 104010.00 6915.00 6.6% 18.3% 13.7%

AT 228747.00 14631.00 6.4% 40.2% 29.0%

132/13,2 33010.00 2730.00 8.3% 5.8% 5.4%66/13,2 53250.00 3481.00 6.5% 9.4% 6.9%

AT/MT 86260.00 6211.00 7.2% 15.2% 12.3%

33KV 15114.00 1006.00 6.7% 2.7% 2.0%13,2KV 53364.00 3362.00 6.3% 9.4% 6.7%

MT 68478.00 4368.00 6.4% 12.0% 8.7%

33/BT 11750.00 1413.00 12.0% 2.1% 2.8%13,2/BT 35597.00 4273.00 12.0% 6.3% 8.5%

MT/BT 47347.00 5686.00 12.0% 8.3% 11.3%

BT 138099.00 19537.00 14.1% 24.3% 38.7%

TOTAL 568931.00 50433.00 8.9% 100.0% 100.0%

PROYECCION DE LA POTENCIA Y C.O. Y M.

POTENCIA

PROYECCION Y ACTUALIZACION DE LA POTENCIAPROPUESTO RES 710-99

NIVEL 1998 2007 INCREMENTO ACTUALIZADO

AT 913 1328 415 254AT/MT 784 1141 357 219MT 656 955 299 183MT/BT 455 662 207 127BT 375 545 170 104

COSTOS DE O Y M

LINEAS $/KM EST. Y SE $/MW132KV 2884 132/66 KV 479766KV 2434 132/13,2 KV 792233 KV 1816 66/33-13,2 KV 792213,2 KV 1650 33/BT 1055BT 1110 13,2/BT 1055

INVERSIONES 1 ETAPA2007 MILES $

BASE TOTAL INVERSIONES TOTALVA TOTAL P.UNITNIVEL 1997 0.670827536 2007ATLINEAS 132-66 KV KM 4502 56180 771 37687.09 5273 72.87TRANSF 132/66 MW 485 12465 200 8361.87 685 62.33TELEOP 31% 3903 GLOB 2618.24TELECOMUN 23% 2917 GLOB 1956.80

$ 75.465.00 $ 50.624.00

TRANSF AT/MT 0.761814991EST 132/33/13,2KV MW 1587 24216 281 18448.11 1868 86.18TELEOP 3328 2535.32TELECOMUN 20% 3222 2454.57

$ 30.766.00 $ 23.438.00

DISTRIBUCION 0.614790659LINEAS 33-13,2KV KM 5812 40553 1502 24931.61 7314 27.00REPOTENS SEA 4837 2973.74TELEOP 4007 2463.47TELECOMUN 3961 2435.19

$ 53.358.00 $ 32.804.00

DISTRIBUC SECUND 0.594880449SUB33-13,2 BT 5388 28114 1829 16724.47 7217 15.37CORREC F. POT 13960 8304.53

$ 42.074.00 $ 25.029.00

DISTRB SECND 0.608636165LINEAS BT 12731 36544 2074 22242 14805 17.62

$ 36.544.00 $ 22.242.00

TOTAL PERIODO $ 238.207.00 $ 154.137.00 450000TOTAL ANNUAL $ 23.820.70 $ 15.413.70

INVERSIONES 2 ETAPAINVERSIONES MILES $

BASE TOTAL 2007 TOTALVA TOTALNIVEL 1997 0.670827536 2007ATLINEAS 132-66 KV KM 4502 56180 771 37687.09 5273TRANSF 132/66 MW 485 12465 200 8361.87 685TELEOP 31% 3903 GLOB 2618.24TELECOMUN 23% 2917 GLOB 1956.80

$ 75.465.00 $ 50.624.00

TRANSF AT/MT 0.605578029EST 132/33/13,2KV MW 1587 17240 200 10440.17 1787TELEOP 3328 2015.36TELECOMUN 20% 2917 1766.47

$ 23.485.00 $ 14.222.00

DISTRIBUCION 0.624958576LINEAS 33-13,2KV KM 5812 29441 1502 18399.41 7314REPOTENS SEA 4837 3022.92TELEOP 4007 2504.21TELECOMUN 3961 2475.46

$ 42.246.00 $ 26.402.00

DISTRIBUC SECUND 0.596842067SUB33-13,2 BT 5388 16635 1075 9928.47 6463CORREC F. POT 11168 6665.53

$ 27.803.00 $ 16.594.00

DISTRB SECND 0.608663397LINEAS BT 12731 24263 2074 1262.367885 14805

$ 24.263.00 $ 14.768.00

TOTAL PERIODO $ 193.262.00 $ 122.610.00TOTAL ANNUAL $ 19.326.20 $ 12.261.00

BIENES DE USO GASTOS O Y MANTENIENTOEPEC 1ETAPA 2ETAPA EPEC 1ETAPA 2ETAPA

AT 295.361.00$ 251.984.00$ 228.757.00$ 21.052.00$ 14.631.00$ 14.631.00$

TRANSF MT 143.775.00$ 116.410.00$ 86.260.00$ 7.120.00$ 6.211.00$ 6.211.00$

LINEAS MT 152.173.00$ 152.173.00$ 68.478.00$ 11.100.00$ 9.682.00$ 4.368.00$

SE 85.175.00$ 59.933.00$ 59.933.00$ 7.140.00$ 5.686.00$ 5.686.00$

REDES BT 200.740.00$ 194.505.00$ 194.505.00$ 37.057.00$ 25.973.00$ 25.973.00$

TOTAL 877.224.00$ 775.005.00$ 637.933.00$ 83.469.00$ 62.183.00$ 56.869.00$

BIENES DE USO GASTOS O Y MANTENIENTO

EPEC 1ETAPA 2ETAPA EPEC 1ETAPA 2ETAPA

AT 65.61$ 55.97$ 50.81$ 4.68$ 3.25$ 3.25$ $/KM

TRANSF MT 90.60$ 73.35$ 54.35$ 4.49$ 3.91$ 3.91$ $/MW

LINEAS MT 26.18$ 26.18$ 11.78$ 1.91$ 1.67$ 0.75$ $/KM

SE 15.81$ 11.12$ 11.12$ 1.33$ 1.06$ 1.06$ $/SE

REDES BT 15.77$ 15.28$ 15.28$ 2.91$ 2.04$ 2.04$ $/KM

COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

NIVEL VNR VNR VNRO ESCALON EPEC 1 ETAPA 2 ETAPA MW

LINEAS 132KVTRANS 132/66KVLINEAS 66 KVRAMAL 66 KVAT 21.052.00$ 14.631.00$ 14.631.00$ 913.0

TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 7.120.00$ 6.211.00$ 6.211.00$ 784.0

RAMAL 33KVLINEA 13,2 KV

LINEAS MT 11.100.00$ 9.682.00$ 4.368.00$ 656.0

TRASNF 33/BTTRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 7.140.00$ 5.686.00$ 5.686.00$ 455.0

REDES BT 37.057.00$ 25.973.00$ 25.973.00$ 375.0

TOTAL 83.469.00$ 62.183.00$ 56.869.00$ 3183.0

COMPARACION TRES ETAPASBIENES DE USO VNR VNR VNR

NIVEL EPEC 1 ETAPA 2 ETAPA MW

O ESCALONLINEAS 132KVTRANS 132/66KVLINEAS 66 KVRAMAL 66 KVAT 295.361.00$ 251.984.00$ 228.757.00$ 913.0

TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 143.775.00$ 116.410.00$ 86.260.00$ 784.0


LINEAS MT 152.173.00$ 152.173.00$ 68.478.00$ 656.0


SUBESTACIONES 85.175.00$ 59.933.00$ 59.933.00$ 455.0

REDES BT 200.740.00$ 194.505.00$ 194.505.00$ 375.0

TOTAL 877.224.00$ 775.005.00$ 637.933.00$ 3183.0

NIVEL Monto Miles Monto Miles PotenciaO ESCALON de $ de $ Vendida

Inversiones Inversiones

CIP ETAPA 1 ETAPA 2 MW

LINEAS 132KVTRANS 132/66KVLINEAS 66 KVRAMAL 66 KVAT 50.624.00$ 50.624.00$ 254.0TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 23.438.00$ 14.222.00$ 219.0


LINEAS MT 32.804.00$ 26.402.00$ 184.0


SUBESTACIONES 25.029.00$ 16.594.00$ 127.0

REDES BT 22.242.00$ 14.768.00$ 105.0

TOTAL 154.137.00$ 122.610.00$ 889.0

NIVEL CO&M CO&M PotenciaO ESCALON MILES DE $ MILES DE $ Vendida

CIP Inversiones

ETAPA 1 ETAPA 2 MW

LINEAS 132KVTRANS 132/66KVLINEAS 66 KVRAMAL 66 KV

AT 2.283.00$ 2.283.00$ 254.0TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 762.00$ 334.00$ 219.0

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 722.00$ 310.00$ 184.0

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 580.00$ 796.00$ 127.0

REDES BT 2.097.00$ 2.091.00$ 105.0

TOTAL 6.444.00$ 5.814.00$ 889.0

COMPARACION DE B.USO Y CO&M VNR-CIPCOMPARACION DE B.USO Y CO&M VNR-CIP

$/MW VNRBIENES DE USO GASTOS O Y MANTENIENTOEPEC 1ETAPA 2ETAPA EPEC 1ETAPA 2ETAPA MW VECES POT INCR

AT 323.51 276.00 250.56 23.06 16.03 16.03 913 3.59TRANSF MT 183.39 148.48 110.03 9.08 7.92 7.92 784 3.58LINEAS MT 231.97 231.97 104.39 16.92 14.76 6.66 656 3.57SE 187.20 131.72 131.72 15.69 12.50 12.50 455 3.58REDES BT 535.31 518.68 518.68 98.82 69.26 69.26 375 3.57

TOTAL 1461.37 1115.37

CIPNIVEL B.USO C O Y MO ESCALON 1ETAPA 2 ETAPA 1ETAPA 2 ETAPA MW % DE POT INST

AT 199.31 199.31 8.99 8.99 $/MW 254 27.82%TRANSF MT 107.02 64.94 3.48 1.53 $/MW 219 27.93%LINEAS MT 178.28 143.49 3.92 1.68 $/MW 184 28.05%SUBESTACIONES 197.08 130.66 4.57 6.27 $/MW 127 27.91%REDES BT 211.83 140.65 19.97 19.91 $/MW 105 28.00%

COMPARACION VNR VS. CIP

REDUCCION B.USO C O Y M1ETAPA 2 ETAPA 1ETAPA 2 ETAPA

AT -27.8% -20.5% -61.0% -43.9%TRANSF MT -27.9% -41.0% -61.7% -80.7%LINEAS MT -23.1% 37.5% -76.8% -88.6%SUBESTACIONES 49.6% -0.8% -70.9% -49.8%REDES BT -59.2% -72.9% -79.8% -71.2%

INVERSIONESPROYECTADASINVERSIONESPROYECTADAS1998 2007

BASE

KM MW KM MW

DATOS DATOS DATOS DATOS

LINEAS 132KV

TRANS 132/66KV 485 685LINEAS 66 KV

RAMAL 66 KV

AT 4502 913 5273 1113TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 1587 1868

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 5812 7314

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 5388 7217

REDES BT 12731 14805

NIVELES ORIGINAL 2DA ETAPA 2DA ETAPA ORIGINAL EDAETAPADE EPEC VNR CIP-710 VNR EPEC VNR EPEC VNRTENSION CFPP CFPP CFPP RESP 710 RESP710


AT 3342.90 2059.51 2589.07 62.32% 25.71%TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 1894.99 671.05 1136.93 182.39% 69.42%

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 2397.03 1482.72 1078.67 61.66% -27.25%

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 1934.38 1350.17 1361.12 43.27% 0.81%

REDES BT 5531.50 1453.36 5359.69 280.60% 268.78%

COSTO DEL MW POR MES VNR-CIPCOSTO DEL MW POR MES VNR-CIP



AT 1921.50 749.02 1335.43 156.54% 78.29%TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 756.80 127.09 660.18 495.47% 419.45%

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 1410.06 140.40 554.88 904.33% 295.22%

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 1307.69 522.31 1041.39 150.37% 99.38%

REDES BT 8234.89 1659.52 5771.78 396.22% 247.80%

COMPARACION DEL LOS CO&M POR MES VNR-CIPCOMPARACION DEL LOS CO&M POR MES VNR-CIP

PROVINCIA DE CORDOBA -SEGUN DATOS EPEC-DATOS DE EPEC

VNR EPECNIVEL INVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT

O ESCALON Monto Miles Potencia Costo del $/Mw Costo Mens.Monto Potencia $/Mw $/Mw COSTO PROPIOde $ Vendida Mw Anio del Mw Miles de $ Vendida anio Milesmes DE DISTRIB.Inversiones Mw miles Miles por mes Mw

$/Mw =3*FRC $/Mw CDFDATO DATO 1/2 frc=,124 (4/12)*1000 DATO DAT 6/7 (8/12)*1000 5+9

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


AT 295361.0 913.0 323.5 40.1 3342.9 21052.0 913.0 23.1 1921.5 5264.4TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 143775.0 784.0 183.4 22.7 1895.0 7120.0 784.0 9.1 756.8 2651.8

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 152173.0 656.0 232.0 28.8 2397.0 11100.0 656.0 16.9 1410.1 3807.1

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 85175.0 455.0 187.2 23.2 1934.4 7140.0 455.0 15.7 1307.7 3242.1

REDES BT 200740.0 375.0 535.3 66.4 5531.5 37057.0 375.0 98.8 8234.9 13766.4

TOTAL 877224.0 3183.0 1461.4 181.2 15100.8 83469.0 3183.0 163.6 13630.9 28731.8

CALCULO DEL COSTO PROPIO DE DISTRIBUCION CON DATOS EPECCALCULO DEL COSTO PROPIO DE DISTRIBUCION CON DATOS EPEC

CALCULO CARGO P USO CAP.TTE. Y CARGO POR ENERGIA TRANSPORTADA CALCULO CARGO P USO CAP.TTE. Y CARGO POR ENERGIA TRANSPORTADA CON DATOS APORTADOS POR EPECCON DATOS APORTADOS POR EPEC

Precio Potencia Nodo

Cpot=$29,94/Mw CFPP CVPEb Pep=24.53 Per=23.02Pev=15.74

NIVEL COSTO PROPIO Perdidas Parcial ACUMUL perdidas Pico Resto ValleO ESCALON DE DISTRIB. % Cpot* Nivel TOTAL % $/Mwh $/Mwh $/Mwh

KRP*100 CFPP= CFPP 24.53 23.02 15.74CDF CDF+12 KRE*Pep KRE*Per KRE*Per

5+9 KRP*100 KRE*100 CVPEp CVPEr CVPEv10 11 12 13 14 a c d


AT 5264.4 3.7 110.8 5375.2 5375.2 6.9 1.69257 1.58838 1.08606

TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 2651.8 2.3 68.9 2720.7 8095.8 2.2 0.53966 0.50644 0.34628

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 3807.1 2.6 77.8 3884.9 11980.8 3.5 0.85855 0.8057 0.5509

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 3242.1 2.7 80.8 3322.9 15303.7 3.2 0.78496 0.73664 0.50368

REDES BT 13766.4 8.0 239.5 14005.9 29309.6 5.9 1.44727 1.35818 0.92866

TOTAL 28731.8 70065.1 21.7 5.32301 4.99534 3.41558

CIP PROVINCIA DE CORDOBA-2DA ETAPAINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT

NIVEL Monto Miles Potencia Costo del $/Mw Costo Mens.Monto Potencia $/Mw $/Mw COSTO PROPIOO ESCALON de $ Vendida Mw Anio del Mw Miles de $ Vendida anio Miles mes DE DISTRIB.

Inversiones Mw miles Miles por mes Mw$/Mw =3*FRC $/Mw CDF

DATO DATO 1/2 frc=,124 (4/12)*1000 DATO DAT 6/7 (8/12)*1000 5+91 2 3 4 5 6 7 8 9 10


AT 50624.0 254.0 199.3 24.7 2059.5 2283.0 254.0 9.0 749.0 2808.5TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 14222.0 219.0 64.9 8.1 671.1 334.0 219.0 1.5 127.1 798.1

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 26402.0 184.0 143.5 17.8 1482.7 310.0 184.0 1.7 140.4 1623.1

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 16594.0 127.0 130.7 16.2 1350.2 796.0 127.0 6.3 522.3 1872.5

REDES BT 14768.0 105.0 140.6 17.4 1453.4 2091.0 105.0 19.9 1659.5 3112.9

TOTAL 122610.0 889.0 679.0 84.2 7016.8 5814.0 889.0 38.4 3198.3 10215.1

CALCULO DEL COSTO PROPIO DE DISTRIBUCION SEGUN CALCULO CALCULO DEL COSTO PROPIO DE DISTRIBUCION SEGUN CALCULO AFEM Y RESOLUCION 710-ENRE 99AFEM Y RESOLUCION 710-ENRE 99

CALCULO CARGO P USO CAP.TTE. Y CARGO POR ENERGIA CALCULO CARGO P USO CAP.TTE. Y CARGO POR ENERGIA TRANSPORTADASEGUNDA ETAPA SEGUN C.I.P. VALORES FINALES TRANSPORTADASEGUNDA ETAPA SEGUN C.I.P. VALORES FINALES

DE LA RESOLUCION 710-99 ENREDE LA RESOLUCION 710-99 ENREPrecio Potencia Nodo

Cpot=$29,94/Mw CFPP CVPEb Pep=24.53 Per=23.02 Pev=15.74

NIVEL COSTO PROPIO Perdidas Parcial ACUMUL perdidas Pico Resto ValleO ESCALON DE DISTRIB. % Cpot* Nivel TOTAL % $/Mwh $/Mwh $/Mwh

KRP*100 CFPP= CFPP 24.53 23.02 15.74CDF CDF+12 KRE*Pep KRE*Per KRE*Per

5+9 KRP*100 KRE*100 CVPEp CVPEr CVPEv10 11 12 13 14 a c d


AT 2808.5 3.7 110.8 2919.3 2919.3 6.9 1.69257 1.58838 1.08606

TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 798.1 2.3 68.9 867.0 3786.3 2.2 0.53966 0.50644 0.34628

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 1623.1 2.6 77.8 1701.0 5487.3 3.5 0.85855 0.8057 0.5509

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 1872.5 2.7 80.8 1953.3 7440.6 3.2 0.78496 0.73664 0.50368

REDES BT 3112.9 8.0 239.5 3352.4 10793.0 5.9 1.44727 1.35818 0.92866

TOTAL 10215.1 21.7 5.32301 4.99534 3.41558

2 ETAPAVNR PROVINCIA DE CORDOBA -SEGUN DATOS EPEC

INVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT

NIVEL Monto Miles Potencia Costo del $/Mw Costo Mens. Monto Potencia $/Mw $/Mw COSTO PROPIOO ESCALON de $ Vendida Mw Anio del Mw Miles de $ Vendida anio Miles mes DE DISTRIB.


frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV

TRANS 132/66KV

LINEAS 66 KV

RAMAL 66 KV

AT 228757.0 913.0 250.6 31.1 2589.1 14631.0 913.0 16.0 1335.4 3924.5TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 86260.0 784.0 110.0 13.6 1136.9 6211.0 784.0 7.9 660.2 1797.1

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 68478.0 656.0 104.4 12.9 1078.7 4368.0 656.0 6.7 554.9 1633.5

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 59933.0 455.0 131.7 16.3 1361.1 5686.0 455.0 12.5 1041.4 2402.5

REDES BT 194505.0 375.0 518.7 64.3 5359.7 25973.0 375.0 69.3 5771.8 11131.5

TOTAL 637933.0 3183.0 1115.4 138.3 11525.5 56869.0 3183.0 112.4 9363.7 20889.1

CALCULO DEL COSTO PROPIO DE DISTRIBUCION SEGUN CALCULO CALCULO DEL COSTO PROPIO DE DISTRIBUCION SEGUN CALCULO AFEM Y POR METODO VNR- SEG ETAPAAFEM Y POR METODO VNR- SEG ETAPA

CALCULO CARGO P USO CAP.TTE. Y CARGO POR ENERGIA TRANSPORTADACALCULO CARGO P USO CAP.TTE. Y CARGO POR ENERGIA TRANSPORTADASEGUNDA ETAPA SEGUN V.N.R. VALORES FINALES DE LA RESOLUCION 710-99 ENRESEGUNDA ETAPA SEGUN V.N.R. VALORES FINALES DE LA RESOLUCION 710-99 ENRE

VNR Precio Potencia NodoCpot=$29,94/Mw CFPP CVPEb

NIVEL COSTO PROPIOPerdidas Parcial ACUMUL perdidas Pico Resto ValleO ESCALON DE DISTRIB. % CDF* Nivel TOTAL % $/Mwh $/Mwh $/Mwh

KRP CFPP CFPP 24.53 23.02 15.74CDF

KRP*100 KRE*100 CVPEp CVPEr CVPEv10 11 12 13 14 a b c d

LINEAS 132KV

TRANS 132/66KV

LINEAS 66 KV

RAMAL 66 KV

AT 3924.5 3.7 110.8 4035.3 4035.3 6.9 1.69257 1.58838 1.08606

TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 1797.1 2.3 68.9 1866.0 5901.3 2.2 0.53966 0.50644 0.34628

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 1633.5 2.6 77.8 1711.4 7612.6 3.5 0.85855 0.8057 0.5509

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 2402.5 2.7 80.8 2483.3 10096.0 3.2 0.78496 0.73664 0.50368

REDES BT 11131.5 8.0 239.5 11371.0 21467.0 5.9 1.44727 1.35818 0.92866

TOTAL 20889.1 21.7 5.32301 4.99534 3.41558



AT 5375.18 2919.30 4035.28 84.13% 38.23%TRANSF132/13,2KV

TRANSF 66/13,2KV

TRANSF132/33KV

TRANSF 66/33KV

TRANSF MT 2720.66 867.01 1865.98 213.80% 115.22%

RAMAL 33KV

LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 3884.94 1700.96 1711.39 128.40% 0.61%

TRASNF 33/BT

TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 3322.91 1953.32 2483.35 70.12% 27.13%

REDES BT 14005.91 3352.40 11370.99 317.79% 239.19%

COMPARACION DE LOS CFPP VNR-CIPCOMPARACION DE LOS CFPP VNR-CIP

SISTEMAS ELECTRICOS REPRESENTATIVOS-COMPARACION DEL CFPP

COMPARACION DE RESULTADOS DEL C.F.P.P.PEAJE EN $/MWEPEC COOPERATIVAS

VILLA LA TANCACHA SFCO EL MINACORDOBA MARIA FALDA CHANAR ARANADO MATALDI MIRAMAR CLAVERO

LINEAS 132KV 1.917 1.917 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 1.826 TRANS 132/66KV - - 1.533 1.533 1.533 1.533 1.533 1.533 1.533 LINEAS 66 KV - - 4.619 4.619 4.619 4.619 4.619 4.619 4.619 RAMAL 66 KV - - - 17.830 - 9.853 12.188 2.610 AT 1.917 1.917 7.978 7.978 25.808 7.978 17.831 20.166 10.588 TRANSF132/13,2KV 1.297 1.598 TRANSF 66/13,2KV - - 2.579 2.470 1.919 1.383 - TRANSF132/33KV - - - 2.705 TRANSF 66/33KV - - - 4.078 2.891 TRANSF MT 1.297 1.598 2.579 2.705 4.078 2.470 1.919 1.383 2.891 ACUMULADO 3.214 3.515 10.557 10.683 29.886 10.448 19.750 21.549 13.479

- RAMAL 33KV - - 2.887 4.811 5.972 LINEA 13,2 KV 3.008 2.613 5.298 12.455 15.808 4.888

LINEAS MT 3.008 2.613 5.298 2.887 4.811 12.455 15.808 4.888 5.972 ACUMULADO 6.222 6.128 15.855 13.570 34.697 22.903 35.558 26.437 19.451

1.980 TRASNF 33/BT - 2.879 5.120 TRASND 13,2/BT 3.001 2.928 4.701 1.471 5.120 1.683

SUBESTACIONES 3.001 2.928 4.701 2.879 5.120 1.471 5.120 1.683 1.980 ACUMULADO 9.223 9.056 20.556 16.449 39.817 24.374 40.678 28.120 21.431

REDES BT 4.978 9.130 6.720 5.358 9.711 7.700 9.514 13.378 10.223 ACUMULADO 14.201 18.186 27.276 21.807 49.528 32.074 50.192 41.498 31.654

PARAMETROS DE LOS S.E.R.

KMA DE LINEAS POTENCIA SUBES DEM USUARIOS/KM DEMANDA KW/KMUSUARIOS BT MT INST-KW MT/BT KW BT MT BT MT

CORDOBA 324281 4000 1119 616000 2648 209000 81.07 289.80 52.25 186.77VILLA MARIA 20913 450 62 27958 181 12000 46.47 337.31 26.67 193.55LA FALDA 5465 60 57 5355 48 1730 91.08 95.88 28.83 30.35TANCACHA 1903 25 6 2004 13 920 76.12 317.17 36.80 153.33SFOC DEL CHANAR 429 10 3 595 3 200 42.90 143.00 20.00 66.67EL ARANADO 583 15 3 450 3 370 38.87 194.33 24.67 123.33MATALDI 668 17 5.4 874 3 350 39.29 123.70 20.59 64.81MIRAMAR 942 26 6 745 3 380 36.23 157.00 14.62 63.33MINA CLAVERO 4552 194 58 4958 21 2600 23.46 78.48 13.40 44.83

POTENCIA DE LOS SERPOTENCIA DE LOS SERVILLA LA TANCACHA SFCO EL MINA

CORDOBA MARIA FALDA CHANAR ARANADO MATALDI MIRAMAR CLAVERO

LINEAS 132KV 913.0 913.0 913.0 913.0 913.0 913.0 913.0 913.0TRANS 132/66KV 281.0 281.0 281.0 281.0 281.0 281.0 281.0LINEAS 66 KV 281.0 281.0 281.0 281.0 281.0 281.0 281.0RAMAL 66 KV 0.0 0.0 2.6 0.0 3.3 3.1 4.6AT 913.0 449.0 449.0 152.0 449.0 205.0 168.0 205.0TRANSF132/13,2KV 25.0TRANSF 66/13,2KV 4.0 0.0 0.0 7.7 1.6 4.6 0.0TRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV 0.0 6.0 1.0 0.0 0.0 0.0 4.6

TRANSF MT 25.0 4.0 6.0 1.0 7.7 1.6 4.6 4.6

RAMAL 33KV 0.0 5.0 1.0 0.0 0.4 0.0 2.6LINEA 13,2 KV 21.0 3.0 2.0 0.0 0.4 0.0 1.2 0.0

LINEAS MT 21.0 3.0 3.0 1.0 0.4 0.4 1.2 2.6

TRASNF 33/BT 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.6TRASND 13,2/BT 15.0 2.0 0.0 0.0 0.4 0.4 0.4 0.0

SUBESTACIONES 15.0 2.0 1.0 0.0 0.4 0.4 0.4 2.6

REDES BT 12.0 2.0 2.6 0.0 0.4 0.4 0.4 2.6

TOTAL 986.0 460.0 461.6 154.0 458.0 207.7 174.6 217.4

CDF MIRAMARCDF MIRAMARMIRAMARINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3TRANS 132/66KV 17260.0 281.0 61.4 7.6 634.7 2926.0 281.0 10.4 867.7 1502.4LINEAS 66 KV 85658.0 281.0 304.8 37.8 3149.9 4785.0 281.0 17.0 1419.0 4569.0RAMAL 66 KV 2692.0 3.1 868.4 107.7 8973.3 119.2 3.1 38.5 3204.3 12177.6AT 226574.0 168.0 1348.7 167.2 14127.1 12620.2 170.0 74.2 5928.3 20055.3TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KV 196.0 4.6 42.6 5.3 440.3 24.6 4.6 5.3 445.7 885.9TRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 196.0 4.6 42.6 5.3 440.3 24.6 4.6 5.3 445.7 885.9

RAMAL 33KVLINEA 13,2 KV 292.0 1.2 243.3 30.2 2514.4 33.0 1.2 27.5 2291.7 4806.1

LINEAS MT 292.0 1.2 243.3 30.2 2514.4 33.0 1.2 27.5 2291.7 4806.1

TRASNF 33/BTTRASND 13,2/BT 33.1 0.4 87.1 10.8 900.1 3.2 0.4 8.4 701.8 1601.8

SUBESTACIONES 33.1 0.4 87.1 10.8 900.1 3.2 0.4 8.4 701.8 1601.8

REDES BT 250.3 0.4 658.7 81.7 6806.4 29.2 0.4 76.8 6403.5 13209.9

TOTAL 227345.4 174.6 2380.4 295.2 24788.3 12710.2 176.6 192.3 15770.9 40559.1

EL ARANADOINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3TRANS 132/66KV 17260.0 281.0 61.4 7.6 634.7 2926.0 281.0 10.4 867.7 1502.4LINEAS 66 KV 85658.0 281.0 304.8 37.8 3149.9 4785.0 281.0 17.0 1419.0 4569.0RAMAL 66 KVAT 227206.0 449.0 506.0 62.7 5153.7 12501.0 449.0 32.7 2724.0 7877.7TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KV 991.0 7.7 128.7 16.0 1329.9 99.0 7.7 12.9 1071.4 2401.3TRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 991.0 7.7 128.7 16.0 1329.9 99.0 7.7 12.9 1071.4 2401.3

RAMAL 33KVLINEA 13,2 KV 221.0 0.4 502.3 62.3 5190.2 38.0 0.4 86.4 7197.0 12387.1

LINEAS MT 221.0 0.4 502.3 62.3 5190.2 38.0 0.4 86.4 7197.0 12387.1


SUBESTACIONES 33.4 0.4 75.9 9.4 784.4 3.2 0.4 7.3 606.1 1390.5

REDES BT 139.0 0.4 375.7 46.6 3882.0 16.2 0.4 43.8 3648.6 7530.6

TOTAL 228590.4 458.0 1588.6 197.0 16340.2 12657.4 458.0 183.0 15247.1 31587.2

CDF EL ARACDF EL ARAÑÑADOADO

SFCO DEL CHANARINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3TRANS 132/66KV 17260.0 281.0 61.4 7.6 634.7 2926.0 281.0 10.4 867.7 1502.4LINEAS 66 KV 85658.0 281.0 304.8 37.8 3149.9 4785.0 281.0 17.0 1419.0 4569.0RAMAL 66 KV 2580.0 2.6 992.3 123.0 10253.8 236.0 2.6 90.8 7564.1 17817.9AT 227206.0 152.0 1494.8 185.4 15407.6 12737.0 152.0 123.5 10288.1 25695.6TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV 285.0 1.0 285.0 35.3 2945.0 7.0 1.0 7.0 583.3 3528.3

TRANSF MT 285.0 1.0 285.0 35.3 2945.0 7.0 1.0 7.0 583.3 3528.3

RAMAL 33KV 180.0 1.0 180.0 22.3 1860.0 62.0 1.0 62.0 5166.7 7026.7LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 180.0 1.0 180.0 22.3 1860.0 62.0 1.0 62.0 5166.7 7026.7

TRASNF 33/BT 81.0 0.0 403.0 50.0 4164.3 2.0 0.0 10.5 875.0 5039.3TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 81.0 0.0 403.0 50.0 4164.3 2.0 0.0 10.5 875.0 5039.3

REDES BT 95.0 0.0 476.0 59.0 4918.7 11.0 0.0 55.5 4625.0 9543.7

TOTAL 227847.0 154.0 2838.8 352.0 29295.6 12819.0 154.0 258.5 21538.1 50833.6

CDF SAN FRANCISCO DEL CHACDF SAN FRANCISCO DEL CHAÑARÑAR

TANCACHAINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3TRANS 132/66KV 17260.0 281.0 61.4 7.6 634.7 2926.0 281.0 10.4 867.7 1502.4LINEAS 66 KV 85658.0 281.0 304.8 37.8 3149.9 4785.0 281.0 17.0 1419.0 4569.0RAMAL 66 KVAT 227206.0 449.0 506.0 62.7 5153.7 12501.0 449.0 32.7 2724.0 7877.7TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV 1007.0 6.0 167.8 20.8 1734.3 52.0 6.0 8.7 722.2 2456.5

TRANSF MT 1007.0 6.0 167.8 20.8 1734.3 52.0 6.0 8.7 722.2 2456.5

RAMAL 33KV 347.0 5.0 69.4 8.6 717.1 25.0 5.0 5.0 416.7 1133.8LINEA 13,2 KV 163.0 2.0 81.5 10.1 842.2 11.0 2.0 5.5 458.3 1300.5

LINEAS MT 510.0 3.0 170.0 21.1 1559.3 36.0 3.0 12.0 875.0 2434.3


SUBESTACIONES 185.0 1.0 168.0 20.8 1736.0 14.0 1.0 14.0 1166.7 2902.7

REDES BT 1304.0 2.6 501.5 62.2 5182.6 152.0 2.6 58.5 4871.8 10054.4

TOTAL 230212.0 461.6 1513.4 187.7 15365.9 12755.0 461.6 125.8 10359.7 25725.5

CDF TANCACHACDF TANCACHA

LA FALDAINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3TRANS 132/66KV 17260.0 281.0 61.4 7.6 634.7 2926.0 281.0 10.4 867.7 1502.4LINEAS 66 KV 85658.0 281.0 304.8 37.8 3149.9 4785.0 281.0 17.0 1419.0 4569.0RAMAL 66 KV 0.0AT 227206.0 449.0 498.7 61.8 5153.7 12501.0 449.0 27.8 2724.0 7877.7TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KV 495.0 4.0 123.8 15.3 1278.8 88.0 4.0 22.0 1833.3 3112.1TRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 495.0 4.0 123.8 15.3 1278.8 88.0 4.0 22.0 1833.3 3112.1

RAMAL 33KVLINEA 13,2 KV 757.0 3.0 252.3 31.3 2607.4 94.0 3.0 31.3 2611.1 5218.6

LINEAS MT 757.0 3.0 252.3 31.3 2607.4 94.0 3.0 31.3 2611.1 5218.6


SUBESTACIONES 530.0 2.0 265.0 32.9 2738.3 51.0 2.0 25.5 2125.0 4863.3

REDES BT 571.0 2.0 285.5 35.4 2950.2 67.0 2.6 25.8 2147.4 5097.6

TOTAL 229559.0 460.0 1425.3 176.7 14728.4 12801.0 460.6 132.4 11440.9 26169.3

CDF LA FALDACDF LA FALDA

CIUDAD DE VILLA MARIAINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3

LINEAS 66 KVRAMAL 66 KVAT 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 287.0 5.2 437.2 1806.3TRANSF132/13,2KV 3216.0 25.0 128.6 16.0 1329.3 60.0 25.0 2.4 200.0 1529.3TRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 3216.0 25.0 128.6 16.0 1329.3 60.0 25.0 2.4 200.0 1529.3

RAMAL 33KVLINEA 13,2 KV 3861.0 21.0 183.9 22.8 1899.9 160.0 21.0 7.6 634.9 2534.8

LINEAS MT 3861.0 21.0 183.9 22.8 1899.9 160.0 21.0 7.6 634.9 2534.8


SUBESTACIONES 2673.0 15.0 178.2 22.1 1841.4 181.0 15.0 12.1 1005.6 2847.0

REDES BT 6762.0 12.0 563.5 69.9 5822.8 452.0 12.0 37.7 3138.9 8961.7

TOTAL 137476.0 986.0 1186.7 147.1 12262.4 5643.0 360.0 65.0 5416.6 17679.0

CDF VILLA MARIACDF VILLA MARIA

CIUDAD DE CORDOBAINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3TRANS 132/66KVLINEAS 66 KVRAMAL 66 KVAT 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 287.0 5.2 437.2 1806.3TRANSF132/13,2KV 19356.0 352.0 55.0 6.8 568.2 2789.0 352.0 7.9 660.3 1228.5TRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV

TRANSF MT 19356.0 352.0 55.0 6.8 568.2 2789.0 352.0 7.9 660.3 1228.5

RAMAL 33KVLINEA 13,2 KV 72221.0 307.0 235.2 29.2 2430.9 1840.0 307.0 6.0 499.5 2930.3

LINEAS MT 72221.0 307.0 235.2 29.2 2430.9 1840.0 307.0 6.0 499.5 2930.3


SUBESTACIONES 44441.0 237.0 187.5 23.3 1937.7 2795.0 237.0 11.8 982.8 2920.4

REDES BT 60108.0 209.0 287.6 35.7 2971.8 4440.0 209.0 21.2 1770.3 4742.2

TOTAL 317090.0 2018.0 897.8 111.3 9277.7 16654.0 1392.0 52.2 4350.0 13627.7

CDF CIUDAD DE CORDOBACDF CIUDAD DE CORDOBA

MINA CLAVEROINVERSIONES COSTO DE OPERAC. Y MANT



frc=,1241 2 3 4 5 6 7 8 9 10

LINEAS 132KV 120964.0 913.0 132.5 16.4 1369.1 4790.0 913.0 5.2 437.2 1806.3TRANS 132/66KV 17260.0 281.0 61.4 7.6 634.7 2926.0 281.0 10.4 867.7 1502.4LINEAS 66 KV 85658.0 281.0 304.8 37.8 3149.9 4785.0 281.0 17.0 1419.0 4569.0RAMAL 66 KV 744.3 4.6 161.8 20.1 1672.0 51.0 4.6 11.1 923.9 2595.9AT 227206.0 205.0 1116.0 138.4 6825.7 12552.0 287.0 43.8 3647.9 10473.6TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV 966.0 4.6 210.0 26.0 2170.0 36.0 4.6 7.8 652.2 2822.2

TRANSF MT 966.0 4.6 210.0 26.0 2170.0 36.0 4.6 7.8 652.2 2822.2

RAMAL 33KV 784.0 2.6 301.5 37.4 3115.9 87.0 2.6 33.5 2788.5 5904.4LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 784.0 2.6 301.5 37.4 3115.9 87.0 2.6 33.5 2788.5 5904.4


SUBESTACIONES 298.0 2.6 114.6 14.2 1184.4 22.0 2.6 8.5 705.1 1889.5

REDES BT 1304.0 2.6 501.5 62.2 5182.6 152.0 2.6 58.5 4871.8 10054.4

TOTAL 230558.0 217.4 2243.7 278.2 18478.5 12849.0 299.4 152.0 12665.4 31144.0

CDF MINA CLAVEROCDF MINA CLAVERO

COSTOS MEDIOS MINA CLAVEROPrecio Potencia NodoCpot=$29,94/Mw CFPP COSTO PERDIDA DE ENERGIA

NIVEL COSTO PROPIO Perdidas Parcial perdidas Pico Resto ValleO ESCALON DE DISTRIB. % KRP Nivel TOTAL % $/Mwh $/Mwh $/Mwh

24.53 23.02 15.74CDF

10 11 12 13 14 a b c d

LINEAS 132KV 1806.3TRANS 132/66KV 1502.4LINEAS 66 KV 4569.0RAMAL 66 KV 2595.9AT 10473.6 3.7 110.8 10584.4 10584.4 6.9 1.69257 1.58838 1.08606TRANSF132/13,2KVTRANSF 66/13,2KVTRANSF132/33KVTRANSF 66/33KV 2822.2

TRANSF MT 2822.2 2.3 68.9 2891.0 13475.4 2.2 0.53966 0.50644 0.34628

RAMAL 33KV 5904.4LINEA 13,2 KV

LINEAS MT 5904.4 2.3 68.9 5973.2 19448.6 3.5 0.85855 0.8057 0.5509

TRASNF 33/BT 1889.5TRASND 13,2/BT

SUBESTACIONES 1889.5 2.7 80.8 1970.3 21418.9 3.2 0.78496 0.73664 0.50368

REDES BT 10054.4 5.6 167.7 10222.0 31641.0 5.9 1.44727 1.35818 0.92866

TOTAL 31144.0 21.7 5.32301 4.99534 3.41558

CFPP Y CVE MINA CLAVEROCFPP Y CVE MINA CLAVERO

COMPARACION 710-406 MAYO 2000

CALCULO DE PEAJES SEGUN RES. SE Nº 710/99 y 406/96SEGUN RES 710 SEGUN RES 406

CDFNIVEL ALTERNATIVA KRP KRE $/kW - mes KRP KRE

AT A 0.0300 0.0280 2.9190 AT A 0.0300 0.0280AT+AT/MT+MT B 0.0800 0.0726 5.6434 AT+AT/MT+MT B 0.0790 0.0720AT/MT+MT C 0.0485 0.0434 2.5827 AT/MT+MT C 0.0475 0.0428MT D 0.0170 0.0150 1.7010 MT D 0.0166 0.0148MT/BT E 0.0140 0.0120 1.9530 MT/BT EBT F 0.0500 0.0440 3.3530 BT FAT+AT/MT+MT+MT/BT G 0.0951 0.0855 7.6754 AT+AT/MT+MT+MT/BT GAT+AT/MT+MT+MT/BT+BT H 0.1499 0.1333 11.1359 AT+AT/MT+MT+MT/BT+BT HMT+MT/BT I 0.0312 0.0272 3.6778 MT+MT/BT IMT+MT/BT+BT J 0.0828 0.0724 8.5765 MT+MT/BT+BT JAT+AT/MT K 0.06193 0.05678 4.71049 AT+AT/MT K 0.061312 0.056373

PPOT 2.0674 $/kWW - mesPEESTb

Pico 0.03141 $/KWhResto 0.02835 $/KWhValle 0.02395 $/KWh CFPP=PPOT*KRP+CDF

PF=FNEE 0.003 $/KWh

PEb=PEESTb+PF CVPE=PEb*KREPico 0.03441 $/KWh

Resto 0.03135 $/KWhValle 0.02695 $/KWh

RES 710-99 CVPE CVPE CVPEAlt CFPP Pico Resto Valle

$/kWW - mes Alt $/KWh $/KWh $/KWhNIVELES

AT A 2.9810 AT A 0.00096 0.00088 0.00075AT+AT/MT+MT B 5.8087 AT+AT/MT+MT B 0.00250 0.00228 0.00196AT/MT+MT C 2.6831 AT/MT+MT C 0.00149 0.00136 0.00117MT D 1.7361 MT D 0.00052 0.00047 0.00040MT/BT E 1.9819 MT/BT E 0.00041 0.00038 0.00032BT F 3.4564 BT F 0.00151 0.00138 0.00119AT+AT/MT+MT+MT/BT G 7.8720 AT+AT/MT+MT+MT/BT G 0.00294 0.00268 0.00230AT+AT/MT+MT+MT/BT+BT H 11.4457 AT+AT/MT+MT+MT/BT+BT H 0.00459 0.00418 0.00359MT+MT/BT I 3.7424 MT+MT/BT I 0.00094 0.00085 0.00073MT+MT/BT+BT J 8.7476 MT+MT/BT+BT J 0.00249 0.00227 0.00195AT+AT/MT K 4.8385 AT+AT/MT K 0.00195 0.00178 0.00153

RES 406-96 CVPE CVPE CVPEAlt CFPP Pico Resto Valle

$/MW - mes Alt $/MWh $/MWh $/MWh

AT A 0.9220 AT A 0.00096 0.00088 0.00075AT+AT/MT+MT B 5.2633 AT+AT/MT+MT B 0.00248 0.00226 0.00194AT/MT+MT C 4.2982 AT/MT+MT C 0.00147 0.00134 0.00115MT D 3.0143 MT D 0.00051 0.00046 0.00040MT/BT E 0.0000 MT/BT E 0.00000 0.00000 0.00000BT F 0.0000 BT F 0.00000 0.00000 0.00000AT+AT/MT+MT+MT/BT G AT+AT/MT+MT+MT/BT G

AT+AT/MT+MT+MT/BT+BT H AT+AT/MT+MT+MT/BT+BT H

MT+MT/BT I MT+MT/BT IMT+MT/BT+BT J MT+MT/BT+BT JAT+AT/MT K 2.2126 AT+AT/MT K 0.00194 0.00177 0.00152

COMPARACION RESOLUCION CVPE CVPE CVPE710-ENRE -406 SE Alt CFPP Pico Resto Valle

$/MW - mes Alt $/MWh $/MWh $/MWh

AT A 223.31% AT A 0.00% 0.00% 0.00%AT+AT/MT+MT B 10.36% AT+AT/MT+MT B 0.88% 0.88% 0.88%AT/MT+MT C -37.58% AT/MT+MT C 1.45% 1.45% 1.45%MT D -42.40% MT D 1.35% 1.35% 1.35%AT+AT/MT K 118.68% AT+AT/MT K 0.73% 0.73% 0.73%

COOP. CNIA CAROYA JESUS MARIA(AT)

RES 710 RES406 EPEC EPEC/406 EPEC/710 EGIA710TOTAL TOTAL TOTAL DIF % DIFERENCIA V % EGIA406 V %

1 0.04339663 0.038721 0.04507094 0.006350 14.09% 0.001674 3.71% 0.00468 10.77%2 0.04385475 0.039021 0.04521911 0.006198 13.71% 0.001364 3.02% 0.00483 11.02%3 0.04333893 0.038741 0.04487541 0.006134 13.67% 0.001536 3.42% 0.00460 10.61%4 0.04325681 0.038705 0.04463274 0.005927 13.28% 0.001376 3.08% 0.00455 10.52%5 0.04320503 0.038690 0.04455699 0.005867 13.17% 0.001352 3.03% 0.00452 10.45%6 0.04353332 0.038900 0.04497318 0.006073 13.50% 0.001440 3.20% 0.00463 10.64%7 0.04313684 0.038661 0.04471325 0.006053 13.54% 0.001576 3.53% 0.00448 10.38%8 0.04106112 0.037427 0.04239587 0.004968 11.72% 0.001335 3.15% 0.00363 8.85%9 0.04344298 0.038826 0.04513034 0.006305 13.97% 0.001687 3.74% 0.00462 10.63%

10 0.04367346 0.038941 0.04510088 0.006160 13.66% 0.001427 3.16% 0.00473 10.84%11 0.04352105 0.038845 0.04503903 0.006194 13.75% 0.001518 3.37% 0.00468 10.74%12 0.04267784 0.038312 0.04430287 0.005991 13.52% 0.001625 3.67% 0.00437 10.23%

PEAJE JESUS MARIA DATOS 1999(AT)

0.000000

0.001000

0.002000

0.003000

0.004000

0.005000

0.006000

0.007000

0.008000

0.009000

0.010000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

MES

$/K

WH

h PEAJE710

PEAJE406

PEAJEPEC

EGIA PEAJE710 PEAJE406 PEAJEACT.

1 0.035758 0.007639 0.002963 0.0093132 0.035985 0.007870 0.003036 0.0092343 0.035809 0.007530 0.002932 0.0090674 0.035793 0.007464 0.002912 0.0088405 0.035793 0.007412 0.002897 0.0087646 0.035949 0.007584 0.002951 0.0090247 0.035780 0.007357 0.002880 0.0089338 0.034925 0.006137 0.002503 0.0074719 0.035883 0.007560 0.002943 0.009247

10 0.035948 0.007725 0.002993 0.00915311 0.035878 0.007643 0.002967 0.00916112 0.035486 0.007191 0.002826 0.008816

PEAJE COOP MINA CLAVERO (AT+AT/MT)

710 406 EPEC EPEC/406 EPEC/710 EGIA710EGIA EGIA EGIA DIFERENCIA V % DIFERENCIA V % EGIA406 V %

1 0.05097 0.04401 0.05348 0.00947 17.7% 0.002515 4.70% 0.00696 13.65%2 0.05277 0.04513 0.05522 0.01009 18.3% 0.002455 4.45% 0.00764 14.48%3 0.05340 0.04556 0.05568 0.01012 18.2% 0.002277 4.09% 0.00785 14.69%4 0.05693 0.04778 0.05930 0.01151 19.4% 0.002365 3.99% 0.00915 16.07%5 0.05247 0.04505 0.05436 0.00931 17.1% 0.001886 3.47% 0.00743 14.15%6 0.05143 0.04442 0.05296 0.00854 16.1% 0.001532 2.89% 0.00701 13.63%7 0.05161 0.04452 0.05331 0.00879 16.5% 0.001695 3.18% 0.00709 13.74%8 0.05147 0.04441 0.05359 0.00918 17.1% 0.002119 3.95% 0.00706 13.71%9 0.05256 0.04508 0.05406 0.00897 16.6% 0.001500 2.78% 0.00747 14.22%

10 0.05314 0.04543 0.05506 0.00963 17.5% 0.001919 3.48% 0.00771 14.51%11 0.05234 0.04491 0.05493 0.01003 18.3% 0.002591 4.72% 0.00744 14.21%12 0.05462 0.04628 0.05690 0.01062 18.7% 0.002283 4.01% 0.00833 15.26%

PEAJE MAYO DATOS 1999 M.CLAVERO(AT+AT/MT)

0.000000

0.005000

0.010000

0.015000

0.020000

0.025000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

PEAJE 710

PEAJE406

PEAJEPEC

PEAJE 406

EGIA PEAJE710 PEAJE406 PEAJEACT.

1 0.036411 0.014556 0.007597 0.0170712 0.036956 0.015811 0.008171 0.0182663 0.037208 0.016195 0.008349 0.0184714 0.038332 0.018599 0.009452 0.0209645 0.037042 0.015432 0.008006 0.0173196 0.036758 0.014668 0.007657 0.0161997 0.036798 0.014813 0.007723 0.0165088 0.036722 0.014750 0.007693 0.0168699 0.037040 0.015516 0.008043 0.017016

10 0.037186 0.015956 0.008242 0.01787411 0.036900 0.015443 0.008006 0.01803412 0.037528 0.017089 0.008757 0.019373

PEAJE COOP LA PARA (AT+AT/MT+MT)

710 406 EPEC EPEC/406 EPEC/710 EGIA710EGIA EGIA EGIA DIFERENCIA V % DIFERENCIA V % EGIA406 V %

1 0.04987 0.04728 0.04960 0.00232 4.7% -0.000271 -0.55% 0.00259 5.20%2 0.05240 0.04971 0.05165 0.00194 3.7% -0.000755 -1.46% 0.00269 5.14%3 0.05072 0.04806 0.05062 0.00257 5.1% -0.000101 -0.20% 0.00267 5.26%4 0.05318 0.05022 0.05154 0.00133 2.6% -0.001638 -3.18% 0.00296 5.57%5 0.05254 0.04961 0.05145 0.00184 3.6% -0.001088 -2.11% 0.00293 5.57%6 0.05414 0.05096 0.05238 0.00142 2.7% -0.001760 -3.36% 0.00318 5.87%7 0.05315 0.05007 0.05156 0.00149 2.9% -0.001592 -3.09% 0.00308 5.80%8 0.05281 0.04979 0.05149 0.00170 3.3% -0.001319 -2.56% 0.00302 5.71%9 0.05258 0.04960 0.05139 0.00180 3.5% -0.001182 -2.30% 0.00298 5.67%

10 0.05147 0.04866 0.05081 0.00214 4.2% -0.000662 -1.30% 0.00281 5.45%11 0.04989 0.04721 0.04975 0.00254 5.1% -0.000140 -0.28% 0.00268 5.38%12 0.04904 0.04651 0.04870 0.00219 4.5% -0.000336 -0.69% 0.00253 5.16%

PEAJE LA PARA MAYO 200 DATOS 199(AT+AT/MT+MT)

0.000000

0.005000

0.010000

0.015000

0.020000

0.025000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

MES

$/K

WH PEAJ710

PEAJE406

PEAJEPECPEAJE 406

EPECEGIA PEAJE710 PEAJE406 PEAJEACT.

1 0.034076 0.015794 0.013203 0.0155232 0.034793 0.017612 0.014921 0.0168573 0.034271 0.016452 0.013785 0.0163514 0.034806 0.018375 0.015412 0.0167375 0.034630 0.017906 0.014979 0.0168186 0.034930 0.019208 0.016032 0.0174497 0.034691 0.018460 0.015375 0.0168688 0.034640 0.018169 0.015153 0.0168499 0.034596 0.017980 0.014999 0.016798

10 0.034390 0.017078 0.014272 0.01641611 0.033988 0.015900 0.013218 0.01576012 0.033847 0.015192 0.012662 0.014857

e studio 710

Documents

minas pocho

distribuc

mtmtmtbtbt

2kv transf

ischilin juarez

costos de

mant costo

acumul total