Decreto 9 Decreto 9T FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDAD

FIJA PRECIOS DE NUDO PARA SUMINISTROS DE ELECTRICIDAD

   

    Núm. 9T.- Santiago, 16 de agosto de 2024.

   

    Vistos:

   

    Lo dispuesto en los artículos 32 Nº 6 y 35 del decreto supremo N° 100, de 2005, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Constitución Política de la República; en la ley N° 19.880, que establece bases de los procedimientos administrativos que rigen los actos de los órganos de la Administración del Estado; en el decreto ley N° 2.224, de 1978, del Ministerio de Minería, que crea el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía, en adelante la "Comisión"; en el decreto con fuerza de ley Nº 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica, en adelante e indistintamente la "Ley" o la "Ley General de Servicios Eléctricos"; en la ley N° 20.936, que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional; en el decreto supremo Nº 88, de 2019, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para medios de generación de pequeña escala; en el decreto supremo Nº 62, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que aprueba reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, y sus modificaciones posteriores, en adelante "DS 62"; en el decreto supremo Nº 86, de 2012, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para la fijación de precios de nudo, y sus modificaciones posteriores; en la resolución exenta N° 641, de 2016, de la Comisión, que establece plazos, requisitos y condiciones para la fijación de precios de nudo de corto plazo, y sus modificaciones posteriores, en adelante "RE Nº 641"; en el decreto supremo Nº 5T, de 2024, del Ministerio de Energía, que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que se indican, en adelante "DS 5T/2024"; en la resolución exenta Nº 778, de 2016, de la Comisión, que establece plazos, requisitos y condiciones para la fijación de precios de nudo promedio, y sus modificaciones posteriores, cuyo texto refundido fue fijado mediante resolución exenta N° 703, de 2018, del mismo origen; en la resolución exenta Nº 668, de 2017, de la Comisión, que tiene por conformado, a partir de la fecha que indica, el sistema eléctrico nacional por interconexión del sistema interconectado del Norte Grande con el sistema interconectado central, para todos los efectos legales; en el decreto supremo N° 4T, de 2018, del Ministerio de Energía, que fija peajes de distribución aplicables al servicio de transporte que presten las empresas concesionarias de servicio público de distribución que señala, en adelante "DS 4T/2018"; en la resolución exenta N° 786, de 2019, de la Comisión, que aprueba modificaciones a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio y aprueba texto refundido y sistematizado de dicha norma técnica, en adelante "RE N° 786"; en la resolución exenta Nº 198, de 2021, de la Comisión, que aprueba Informe Técnico Definitivo "Determinación de los costos de inversión y costos fijos de operación de la unidad de punta del SEN y de los SSMM", rectificada por la resolución exenta Nº 17, de 2022, de la Comisión; en la resolución exenta Nº 54, de 2016, de la Comisión, que aprueba Norma Técnica de Transferencias de Potencia entre empresas generadoras; en el oficio CNE Of. Ord. Nº 561/2024, de 12 de agosto de 2024, que informa resultado de la Licitación de Suministro 2023/01, para efectos de lo establecido en el artículo 156º de la Ley General de Servicios Eléctricos; en la resolución exenta N° 399, de 2024, de la Comisión, que aprueba Informe Técnico Definitivo, de julio de 2024, para la Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo del Sistema Eléctrico Nacional, remitida a este Ministerio mediante oficio CNE Of. Ord. N° 537/2024, de 2024; en la resolución Nº 7, de 2019, de la Contraloría General de la República; y

   

    Considerando:

   

    l. Que, de conformidad a lo establecido en los artículos 151º y 171º de la ley corresponde fijar los precios de nudo de corto plazo por decreto del Ministerio de Energía, expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República";

    2. Que, en el mismo sentido, el artículo 160º de la ley dispone que los precios de nudo de corto plazo deben ser fijados semestralmente y se reajustarán en las oportunidades que la ley determina;

    3. Que, el artículo vigésimo transitorio de la ley Nº 20.936 estableció que mientras los reglamentos emanados de la mencionada ley no entren en vigencia, dichas disposiciones se sujetarán en cuanto a los plazos, requisitos y condiciones a las disposiciones de la Ley y a las que se establezcan por resolución exenta de la Comisión;

    4. Que, mediante la RE N° 641, la Comisión estableció los plazos, requisitos y condiciones a los que deberá sujetarse el proceso de fijación de precios de nudo de corto plazo regulado en los artículos 160º y siguientes de la Ley;

    5. Que, sin perjuicio de lo anterior, respecto de aquellas materias que no se encuentren especialmente reguladas en la resolución citada en el considerando precedente, se continuarán aplicando las disposiciones contenidas en los reglamentos que le sean aplicables, siempre que no sean incompatibles o contraria s a la Ley;

    6. Que, mediante resolución exenta Nº 198, de 2021, rectificada por la resolución exenta N° 17, de 2022, la Comisión aprobó el Informe Técnico Definitivo "Determinación de los costos de inversión y costos fijos de operación de la unidad de punta del SEN y de los SSMM", de conformidad a lo establecido en el artículo 49º del decreto supremo Nº 86, de 2012, del Ministerio de Energía, que aprueba el reglamento para la fijación de precios de nudo, el que dispone que la Comisión realizará, a más tardar cada cuatro años, un estudio de costos de unidad de punta para los sistemas eléctricos respectivos, con el objetivo de determinar los costos de inversión y costos de fijos de operación de la unidad de punta de los respectivos subsistemas definidos por la Comisión;

    7. Que, de conformidad a lo establecido en el artículo 156º de la Ley, corresponde incluir en el presente decreto los precios de energía y potencia obtenidos en las licitaciones reguladas en el artículo 131º y siguientes, llamados "precios de nudo de largo plazo";

    8. Que, mediante el oficio CNE Of. Ord. Nº 561, de 12 de agosto de 2024, la Comisión informó a esta Secretaría de Estado el resultado de la licitación de suministro 2023/01 a que se refiere el artículo 131° de la Ley General de Servicios Eléctricos;

    9. Que, la Comisión, según lo dispuesto en el artículo 169º de la Ley, remitió al Ministerio de Energía, mediante oficio CNE Of. Ord. Nº 537/2024, de 1 de agosto de 2024, la resolución exenta N° 399, de igual fecha, que aprueba Informe Técnico Definitivo, de julio de 2024, para la Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo del Sistema Eléctrico Nacional;

    10. Que, el informe técnico señalado en el considerando anterior, en virtud de lo establecido en el literal b) del artículo 225º de la Ley, y de acuerdo a lo dispuesto en la resolución exenta N° 668, de 21 de noviembre de 2017, de la Comisión, que da por conformado el Sistema Eléctrico Nacional, a partir de la interconexión del Sistema Interconectado del Norte Grande (en adelante "SING") con el Sistema Interconectado Central (en adelante "SIC"), considera la existencia del denominado Sistema Eléctrico Nacional (en adelante "SEN") para la determinación de los precios de nudo de corto plazo;

    11. Que, el mencionado informe técnico contiene el cálculo de los nuevos precios de nudo de corto plazo, según l o establecido en el artículo 162º de la Ley, por lo que procede que éstos sean fijados por medio del presente acto administrativo.

   

    Decreto:

    Artículo primero: Fíjanse los siguientes precios de nudo, sus fórmulas de indexación y las condiciones de aplicación de los mismos, para los suministros de electricidad a que se refiere el número 3 del artículo 147° de la Ley, que se efectúen desde las subestaciones de generación-transporte que se señalan.

    Estos precios se aplicarán desde la publicación del presente decreto en el Diario Oficial, sin perjuicio de su entrada en vigencia a contar del 1º de octubre de 2024, conforme a lo dispuesto en el artículo 2º de la RE N° 641, para efectos de las reliquidaciones señaladas en el inciso tercero del artículo 171º de la Ley.

   

    1 PRECIOS DE NUDO

   

    1.1 Precios básicos de nudo en subestaciones del Sistema de Transmisión Nacional

   

    A continuación, se detallan los precios básicos por potencia de punta y por energía que se aplicarán a los suministros servidos en las subestaciones denominadas "Subestaciones del Sistema de Transmisión Nacional" y para los niveles de tensión que se indican.

   

   

    1.2 Fórmulas de indexación

   

    Las fórmulas de indexación aplicables a los precios de nudo son las siguientes:

   

    Precio por potencia de las Subestaciones del Sistema de Transmisión Nacional:

   

   

    La indexación del precio básico de la potencia se determina en base a las indexaciones de las componentes de generación, de la subestación eléctrica del proyecto, de la línea que conecta la subestación al Sistema de Transmisión Nacional y del costo fijo de operación y mantenimiento. Las indexaciones de cada componente que conforman el precio de la potencia son las siguientes:

    Fórmula de indexación y sus coeficientes correspondientes a la componente de la central generadora:

   

    Fórmula de indexación y sus coeficientes correspondientes a la componente de la subestación:

   

   

    Fórmula de indexación y sus coeficientes correspondientes a la componente de la línea de transmisión:

   

    Fórmula de indexación y sus coeficientes correspondientes a la componente asociada a los costos fijos de operación y mantenimiento:

    Una vez indexados los parámetros de acuerdo con las fórmulas antes indicadas, se debe determinar el Precio Básico de la Potencia, de acuerdo con la expresión establecida en este numeral, denominada como Pbpot.

    Precio de la energía de las subestaciones del Sistema de Transmisión Nacional:

   

   

   

    A más tardar el quinto día hábil de c ada mes, la Comisión publicará en su sitio web el valor del PMM i respectivo, para efectos de la aplicación de la fórmula anterior.

    Las fórmulas de indexación se aplicarán según lo dispuesto en el artículo 172º de la Ley.

   

    2 PRECIOS DE NUDO EN SUBESTACIONES DISTINTAS A LAS SUBESTACIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

   

    Los precios de nudo en niveles de tensión diferentes a los señalados en el numeral 1.1 del presente artículo se determinarán incrementando los precios de la energía y de la potencia de punta de las subestaciones del Sistema de Transm isión Nacional que corresponda, aplicando los factores de referenciación; y los factores esperados de pérdidas de energía y potencia; definidos por el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el "Coordinador", de acuerdo a lo señalado en los artículos 23 y 25 de la resolución exenta N° 703, de 2018, que modifica y fija texto refundido de la resolución exenta N° 778, de 2016, ambas de la Comisión, según corresponda.

    Para la determinación de los precios de nudo en puntos de compra destinados al abastecimiento de usuarios sometidos a regulación de precios de empresas distribuidoras que para su suministro utilicen líneas en tensiones de distribución de terceros, los precios establecidos conforme lo señalado en el inciso anterior deberán incrementarse de conformidad a lo señalado en las expresiones siguientes:

   

   

   

    El Cargo de transporte de la potencia CBLPDx será el que a continuación se indica:

   

    2.1 lndisponibilidad de generación y transmisión

    Las indisponibilidades de generación y transmisión se sujetarán a lo establecido en la RE N° 786.

   

    2.2 Precio de Nudo aplicables a las Inyecciones de Medios de generación de pequeña escala

   

    Tanto el precio de nudo de energía como el precio de nudo de potencia aplicables a las inyecciones efectuadas por los medios de generación de pequeña escala a que se refiere el artículo segundo transitorio del decreto supremo Nº 88, de 2019, del Ministerio de Energía, corresponderán al precio de nudo de la subestación del Sistema de Transmisión Nacional más cercana. A estos efectos, la subestación del Sistema de Transmisión Nacional más cercana corresponderá a la que se encuentre a la mínima distancia eléctrica entre el punto de inyección y la subestación respectiva del Sistema de Transmisión Nacional, determinada por el Coordinador.

   

    3 DEFINICIONES

   

    3.1 Cliente

   

    Se considerará cliente a toda empresa de servicio público de distribución que esté recibiendo suministro eléctrico de una empresa generadora, aunque no esté vigente un contrato entre las partes para ese objeto.

   

    3.2 Entrega y medida

   

    Cuando la medida se efectúe a una tensión o en un punto diferente al de entrega, la medida se afectará por un coeficiente que, tomando en consideración las pérdidas, las refiera a la tensión y punto de entrega. Si el suministro se entrega a través de líneas de terceros, serán de cargo del cliente los pagos en que se incurra por este concepto.

    Si un mismo cliente recibe suministro en dos o más puntos de entrega, cada uno será facturado por separado a los precios de nudo en la subestación de generación-transporte correspondiente.

   

    3.3 Horas de punta y fuera de punta del SEN

   

    En el SEN, para efectos de las disposiciones establecidas en el presente decreto de precios de nudo de corto plazo que inicia su vigencia el 1° de octubre de 2024, se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 18:00 y las 22:00 horas durante los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre, exceptuándose los días sábados, domingos y festivos de dichos meses. El resto de las horas del año serán horas fuera de punta.

    En el SEN, para los efectos de las disposiciones establecidas en el decreto que fija las fórmulas tarifarías aplicables a suministros de precio regulado efectuados por las empresas concesionarias de distribución, así como en el decreto que fija los peajes de distribución aplicables al servicio de transporte que presten los concesionarios de distribución, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 18:00 y las 22:00 horas de cada día de los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre, exceptuándose a solicitud del cliente, los días sábados, domingos y festivos de dichos meses, siempre y cuando y de ser necesario, el usuario asuma los costos de inversión correspondientes.

   

    4 DEMANDA MÁXIMA

   

    4.1 Determinación de la demanda máxima y del cargo por demanda máxima

   

    Los clientes podrán optar por cualquiera de los sistemas de facturación siguientes:

   

    1. Demanda máxima leída;

    2. Potencia contratada.

   

    En el caso que un cliente no opte por uno de los sistemas de facturación mencionados, la empresa vendedora le aplicará el sistema de facturación de demanda máxima leída. En todo caso, para los efectos de calcular la demanda de facturación que se señala en el numeral 4.1.1 del presente artículo, la empresa vendedora considerará el promedio de las 52 demandas máximas leídas, en horas de punta o fuera de punta según corresponda, en los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura, independientemente que en algunos de estos meses el cliente hubiere tenido otro suministrador. Si el cliente tuviere simultáneamente potencias contratadas con otros suministradores, estas potencias se restarán de la demanda de facturación calculada como se indicó anteriormente. Si el cliente estuviere acogido al sistema de demanda máxima leída con varios suministradores simultáneamente, la demanda de facturación será prorrateada entre todos ellos en función de las potencias de suficiencia que tuvieren disponibles para abastecerlo. Estas potencias de suficiencia se determinarán conforme al DS 62, la Norma Técnica de Transferencias de Potencia entre empresas generadoras, aprobada mediante resolución exenta Nº 54, de 28 de enero de 2016, de la Comisión, y de acuerdo al procedimiento del Coordinador.

    Si un mismo cliente recibe energía en dos o más puntos de entrega, cuyos precios de nudo se calculan sobre la base de los precios de nudo en la misma subestación del Sistema de Transmisión Nacional, los clientes podrán solicitar al vendedor, o a los vendedores, que, para los fines de facturación, se consideren las demandas máximas de cada punto afectadas por un coeficiente, para compensar el posible efecto de diversidad. El valor de dicho coeficiente se determinará conforme el aporte de cada punto de entrega a la demanda máxima del cliente, determinada ésta como la suma de las demandas individuales de cada punto de entrega. Las demás normas de aplicación a este respecto se establecerán de común acuerdo entre el vendedor, o los vendedores y el cliente.

    Los clientes tendrán el derecho de instalar a su cargo los equipos necesarios de medición y registro de demanda, en los grupos de puntos de compra cuyos precios de nudo se calculen sobre la base de precios en la misma subestación del Sistema de Transmisión Nacional, para establecer mensualmente el factor de diversidad del grupo correspondiente. En este caso, la demanda máxima en horas de punta a considerar en cada punto de entrega para fines de facturación será su aporte a la demanda máxima conjunta del grupo. Asimismo, la demanda máxima en horas fuera de punta a considerar en cada punto de entrega para fines de facturación será su aporte a la demanda máxima conjunta en horas fuera de punta del grupo. La empresa vendedora tendrá acceso a los equipos para su control e inspección. Lo anterior será igualmente aplicable en el caso de más de un suministrador.

   

    4.1.1 Demanda máxima leída

   

    En esta modalidad de facturación se toman como referencia las demandas máximas leídas en horas de punta y en horas fuera de punta, aplicándose para el kW de demanda máxima leída en horas de punta el precio de nudo de la potencia de punta en el punto de entrega. Adicionalmente, la empresa compradora deberá convenir una potencia máxima conectada con la empresa vendedora.

    En el caso que no existan o no hayan existido instrumentos que permitan obtener dichas demandas máximas directamente, la empresa vendedora las determinará mediante algún método adecuado.

    Para los efectos de facturación se consideran los dos casos siguientes:

   

    Caso a): Empresas distribuidoras cuya mayor demanda máxima leída se produce en horas de punta.

    Caso b): Empresas distribuidoras cuya mayor demanda máxima leída se produce en horas fuera de punta.

   

    Para la clasificación de las empresas distribuidoras en los casos a) o b) señalados anteriormente, se considerarán las demandas máximas leídas en los últimos 12 meses de consumo, incluido el mes que se factura.

    Se entenderá por demanda máxima leída al más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos.

    Para las empresas distribuidoras clasificadas en el caso a), la demanda de facturación, en la cual se basa el cargo mensual por demanda máxima, será el promedio de las 52 demandas máximas leídas durante las horas de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura.

    Para las empresas distribuidoras clasificadas en el caso b), la facturación mensual de la demanda máxima incluirá los dos siguientes elementos que se sumarán en la factura:

   

    1. Cargo por demanda máxima de punta, y

    2. Cargo por demanda máxima fuera de punta.

   

    La demanda de facturación, en la cual se basa el cargo por demanda máxima de punta, será el promedio de las 52 demandas máximas leídas durante las horas de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura.

    La demanda de facturación, en la cual se basa el cargo por demanda máxima fuera de punta, será el promedio de las 52 demandas máximas leídas fuera de las horas de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura.

    El cargo por demanda máxima fuera de punta se aplicará a la diferencia entre la demanda de facturación fuera de punta y la demanda de facturación de punta. El precio que se aplicará a esta diferencia de demandas máximas será establecido de común acuerdo entre la empresa vendedora y la empresa compradora, y se basará en los costos adicionales en que incurra la empresa vendedora para suministrarla.

    Para cualquier empresa, ya sea clasificada en el caso a) o en el caso b), si la demanda de facturación, dentro o fuera de punta, sobrepasa la potencia conectada, cada kW de exceso sobre dicha potencia se cobrará al doble del precio establecido.

    Adicionalmente, si la potencia conectada es excedida en más de 2 días, en el período de un año, la empresa vendedora podrá obligar a la empresa compradora a redefinir la potencia conectada en forma inmediata por un monto igual a la suma de la potencia conectada vigente y del máximo exceso registrado, y cobrar los aportes reembolsables correspondientes.

    Si la empresa compradora no contara con un dispositivo de medida de demanda en horas de punta, se considerará como demanda máxima leída en horas de punta, la registrada en cualquiera de las horas de cada uno de los meses en que se han definido horas de punta conforme a lo señalado en el punto 3.3.

   

    4.1.2 Potencia contratada

   

    En esta modalidad de facturación, las empresas compradoras deberán contratar las demandas máximas que tendrán derecho a tomar en horas de punta o fuera de punta.

    La contratación de las potencias regirá por un período mínimo de un año y se realizará bajo las siguientes condiciones generales:

   

    Aquellas empresas cuya demanda máxima anual se produce durante las horas de punta, deberán contratar una potencia de punta. Aquellas empresas cuya demanda máxima anual se produce fuera de las horas de punta deberán contratar una potencia fuera de punta y una potencia de punta.

    La potencia de punta contratada se facturará mensualmente al precio de nudo de la potencia de punta en el punto de entrega.

    A las empresas que contraten potencia fuera de punta, por aquella parte en que la potencia fuera de punta excede de la potencia de punta, se les aplicará un precio establecido de común acuerdo entre la empresa vendedora y la empresa compradora.

    Dicho precio se basará en los costos adicionales en que incurra la empresa vendedora para suministrar la diferencia entre la potencia fuera de punta y la potencia de punta.

    Si en cualquier mes las demandas máximas registradas sobrepasan las potencias de contrato respectivas, por aquella parte que las demandas máximas excedan la potencia de contrato, la empresa vendedora podrá aplicar, a ese mes, un precio igual al doble del estipulado.

    De manera similar, si en cualquier mes la demanda máxima registrada de una empresa compradora excede las sumas de las potencias contratadas con diferentes suministradores, este exceso de potencia será prorrateado entre las empresas vendedoras, en proporción a las potencias contratadas que el cliente tenga con cada una de ellas, quienes podrán aplicar en ese mes, a la proporción del exceso que les corresponda, un precio igual al doble del estipulado.

    Adicionalmente, si la potencia de contrato es excedida en más de 2 días, en el período de vigencia de la potencia contratada, la empresa vendedora podrá obligar a la empresa compradora a recontratar potencia en forma inmediata por un monto igual a la suma de la potencia contratada vigente, del exceso registrado y del crecimiento de la demanda máxima correspondiente verificada en el último año, siempre que este crecimiento sea positivo.

    Igualmente, si la suma de las potencias contratadas por una empresa compradora con los diferentes suministradores, es excedida en más de 2 días en el período de vigencia de las potencias contratadas, la empresa compradora estará obligada a recontratar potencia en forma inmediata por un monto igual a la suma de las potencias contratadas vigentes con los diferentes suministradores, del exceso registrado y del crecimiento de la demanda máxima verificada en el último año, siempre que este crecimiento sea positivo.

    En todo caso, la empresa vendedora no estará obligada a suministrar más potencia que la contratada.

    Se entenderá por exceso registrado a la diferencia entre la mayor demanda máxima leída, ocurrida en el período de vigencia hasta el momento en que se efectúa recontratacíón obligada, y la potencia de contrato. El crecimiento registrado se obtendrá como la diferencia entre dicha demanda máxima leída y la mayor demanda máxima leída ocurrida en el período de vigencia anterior. El período máximo de vigencia de la potencia recontratada será de 12 meses. Los clientes podrán recontratar una nueva potencia con la respectiva empresa suministradora, la que regirá por un plazo mínimo de un año. Durante dicho período los clientes no podrán disminuir su potencia contratada sin el acuerdo de la empresa suministradora. Al término de la vigencia anual del contrato los clientes podrán recontratar la potencia.

   

    5 ENERGÍA REACTIVA

   

    5.1 Cargo por factor de potencia

   

    En cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público, se deberá aplicar de manera horaria el siguiente procedimiento:

   

    a) Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva;

    b) Calcular el cociente entre energía reactiva inductiva y energía activa;

    c) Conforme al cociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en los cuadros 5.1.1 y 5.1.2, para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs;

    d) Se exceptúa la aplicación de los cargos por energía reactiva inductiva presentados en los cuadros 5.1.1 y 5.1.2, sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingo y festi vos.

   

Cuadro 5.1.1:

Cargos aplicables a la Energía Reactiva Inductiva para el SEN-SIC

según Nivel de Tensión de Punto de Compra

   

   

Cuadro 5.1.2:

Cargos aplicables a la Energía Reactiva Inductiva para el SEN-SING según Nivel de Tensión de Punto de Compra

   

   

    La aplicación de los cargos presentados en los cuadros 5.1.1 y 5.1.2, se deberá realizar considerando el de sglose del cociente entre la energía reactiva inductiva y energía activa, para cada uno de los tramos indicados. Así, en caso de que dicho cociente exceda el rango exento de pago, comprendido entre 0% y 20%, sólo se deberá aplicar el cargo al exceso por sobre el 20%. Dicho exceso deberá dividirse en cada uno de los rangos indicados en los cuadros 5.1.1 y 5.1.2, pagando el valor del rango respectivo, hasta alcanzar el valor total del cociente.

    En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, el Coordinador deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los cargos presentados en los cuadros 5.1.l y 5.1.2, según corresponda.

   

    5.2 Cargo por factor de potencia medio mensual

   

    La facturación por consumos efectuados en instalaciones de clientes cuyo factor de potencia medio mensual sea inferior a 0,93, se cargará en un 1% por cada 0,01 en que dicho factor baje de 0,93.

    La facturación por consumos efectuados en instalaciones de los clientes definidos en el DS 5T/2024 o el que lo reemplace y en el DS 4T/2018 o el que lo reemplace, cuyo factor de potencia medio mensual sea inferior a 0,93, se cargará en un 1% por cada 0,01 en que dicho factor baje de 0,93. En el caso de los clientes en baja tensión cuyas tarifas correspondan a aquellas destinadas a usuarios residenciales definidos en el DS 5T/2024 o el que lo reemplace, la facturación se cargará en un 0%. La metodología de medición y cálculo del factor de potencia será la establecida en la normativa técnica aplicable al segmento de distribución.

   

    5.3 Facturación de la energía reactiva

   

    El cargo de energía por energía reactiva que se aplique a la facturación de un mes cualquiera será el más alto que resulte de comparar los cargos calculados de acuerdo con los numerales 5.1 y 5.2, párrafo primero precedentes.

   

    6 PAGO DE LAS FACTURAS

   

    Los clientes deberán pagar las facturas dentro del plazo de 30 días corridos a contar de la fecha de su recepción, en los términos previstos en la normativa aplicable.

   

    7 GRAVÁMENES E IMPUESTOS

   

    Las tarifas del presente pliego son netas y no incluyen el impuesto al valor agregado ni otros impuestos o tributos que sean de cargo de los clientes.

   

    Artículo segundo: Establézcanse, para efectos de determinar los precios en los puntos de compra resultantes de los procesos de licitación, conforme a lo dispuesto en el artículo 133º inciso cuarto de la Ley y para efectos de la comparación de los precios promedio de energía que se deban traspasar a los clientes finales de conformidad al artículo 157° de la Ley, los siguientes factores d e modulación de referencia:

   

   

    Para determinar los precios en los puntos de compra a que se refiere el inciso primero de este artículo, para cada punto de oferta, se deberá ponderar el precio de potencia en el respectivo punto de oferta por el cociente entre el factor de modulación asociado al punto de compra respectivo y el factor de modulación asociado al punto de oferta, utilizando los factores de modulación del precio de la potencia establecidos en el cuadro anterior.

    Del mismo modo, para determinar los precios de energía en los puntos de compra, para cada punto de oferta, el precio de energía que resulte de las licitaciones respectivas para el punto de oferta se deberá ponderar por el cociente entre el factor de modulación asociado al punto de compra respectivo y el factor de modulación asociado al punto de oferta, utilizando los factores de modulación del precio de la energía establecidos en el cuadro anterior.

   

    Artículo tercero: Señálense los precios de energía y potencia obtenidos en la licitación de suministro a que se refieren los artículos 131º y siguientes de la Ley, efectuada con anterioridad al periodo de vigencia del presente decreto, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 156º de la Ley.

   

    1. Precios de nudo de largo plazo

   

    1.1. Precios de energía de largo plazo

   

    A continuación, se detallan los precios de energía de largo plazo ("PNELP") obtenidos en la Licitación de Suministro 2023/01, adjudicada con fecha 7 de mayo de 2024.

    Para esta licitación se licitaron 2 bloques de suministro, Bloque de Suministro N° l y Bloque de Suministro Nº 2, cada uno de los cuales está dividido en 3 Bloques de Suministro Zonales, cada uno de los cuales está dividido en 3 Bloques de Suministro Horario, según se detalla a continuación:

   

    Los Bloques de Suministro Nº 1 y N° 2 tendrán la siguiente segmentación zonal:

   

    . Bloque Zona 1: Incluye los consumos de las licitantes Distribuidora de Energía Eléctrica Mataquito S.A., Distribuidora Eléctrica S.A., y los consumos de Compañía General de Electricidad S.A., ubicados en las siguientes barras de la zona norte del SEN que actualmente son puntos de compra de dicha empresa distribuidora:

   

   

    . Bloque Zona 2: Incluye los consumos de las licitantes Chilquinta Energía S.A., Empresa Eléctrica de Casablanca S.A., Compañía Eléctrica del Litoral S.A., Energía de Casablanca S.A., Enel Distribución Chile S.A., Empresa Eléctrica Puente Alto S.A., y los consumos de Compañía General de Electricidad ubicados en las siguientes barras de la zona centro del SEN que actualmente son puntos de compra de dicha empresa distribuidora:

   

    . Bloque Zona 3: Incluye los consumos de las licitantes Cooperativa Eléctrica Curicó Ltda., Luzlinares S.A., Luzparral S.A., Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica de Chillán Ltda., Empresa Eléctrica de la Frontera S.A., Sociedad Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica Charrúa Ltda., Cooperativa Eléctrica Los Ángeles Ltda., Compañía Distribuidora de Energía Eléctrica CODINER S.A., Sociedad Austral de Electricidad S.A., Cooperativa Eléctrica Paillaco Ltda., Cooperativa Rural Eléctrica Río Bueno Ltda., Compañía Eléctrica de Osorno S.A., Cooperativa Regional Eléctrica Llanquihue Ltda., y los consumos de Compañía General de Electricidad ubicados en las siguientes barras de la zona sur del SEN que actualmente son puntos de compra de dicha empresa distribuidora:

IMAGEN

   

    La adjudicación para el bloque de suministro N° l, compuesto por los bloques de suministro zonal-horario N° 1-Z1-A, Nº 1-Z1-B, N° 1-Z1-C, N° 1-Z2-A, N° 1-Z2-B, Nº 1-Z2-C, Nº 1-Z3-A, Nº 1-Z3-B y Nº 1-Z3-C, vigentes desde el 1 de enero de 2027 hasta el 31 de diciembre de 2046, se presenta a continuación para cada empresa adjudicataria:

   

    La adjudicación para el bloque de suministro N° 2, compuesto por los bloques de suministro zonal-horario N° 2-Z1-A, Nº 2-Z1-B, N° 2-Z1-C, N° 2-Z2-A, N° 2-Z2-B, Nº 2-Z2-C, Nº 2-Z3-A, Nº 2-Z3-B y Nº 2-Z3-C, vigentes desde el 1 de enero de 2028 hasta el 31 de diciembre de 2047, se presenta a continuación para cada empresa adjudicataria:

   

   

    El Bloque de Suministro Horario A abastece únicamente los consumos que realicen las licitantes durante los períodos horarios comprendidos entre las 00:00 hrs y las 07:59 hrs, y entre las 23:00 hrs y 23:59 hrs.

    El Bloque de Suministro Horario B abastece únicamente los consumos que realicen las licitantes durante el período horario comprendido entre las 08:00 hrs y las 17:59 hrs.

    El Bloque de Suministro Horario C abastece únicamente los consumos que realicen las licitantes durante el período horario comprendido entre las 18:00 hrs y las 22:59 hrs.

    Cabe señalar que las ofertas adjudicadas a Enel Generación Chile S.A., corresponden a ofertas con restricción por igual número de sub-bloques en cada Bloque de Suministro Horario, por lo que la adjudicación resultante se considera como un solo bloque de suministro en modalidad de 24 horas para el adjudicatario en cada Bloque de Suministro Zonal, de conformidad a lo dispuesto en las bases a que se sujetó el proceso de licitación.

   

    1.2. Precíos de potencía de largo plazo

   

    El precio de potencia de largo plazo ("PNPLP") en los puntos de ofertas del proceso para cada zona son:

   

    . Atacama 220 kV para la Zona 1, es igual a 10,2875 US$/kW/mes.

    . Alto Jahuel 220 kV para la Zona 2, es igual a 8,9231 US$/kW/mes.

    . Charrúa 220 kV para la Zona 3, es igual a 7,8274 US$/kW/mes.

   

    2. Fórmulas de indexación de precios de nudo de largo plazo

   

    Las fórmulas de indexación aplicables a los precios de nudo de largo plazo son las siguientes:

   

    2.1. Fórmulas de indexación para el precio nudo de energía de largo plazo

   

    La fórmula de indexación aplicable a todos los precios de energía adjudicados en los Bloques de Suministro Nº 1 y N° 2, correspondientes a los bloques de suministro zonal horario Z1-A, Z1-B, Z1-C, Z2-A, Z2-B, Z2-C, Z3-A, Z3-B y Z3-C, es la siguiente:

   

   

   

    2.2. Fórmulas de indexación para el precio nudo de potencia de largo plazo

    La fórmula de indexación aplicable a los precios de potencia en los Bloques de Suministro Nº 1 y Nº 2, correspondientes a los bloques de suministro zonal-horario Z1-A, Z1-B, Z1-C, Z2-A, Z2-B, Z2-C, Z3-A, Z3-B y Z3-C, es la siguiente:

   

   

    2.3. Definiciones de índices

   

    La definición de los índices contenidos en las fórmulas anteriores es la siguiente:

   

    CPI: Consumer Price Index (USA), publicado por el Bureau of Labor Statistics of USA, cuyo valor se encuentra en el sitio web http://data.bls.gov/cgi-bin/srgate, clave "CUUR0000SA0", identificación "CONSUMER PRICE INDEX-ALL URBAN CONSUMERS (CPI)", o en su defecto, una nueva publicación que reemplace a la mencionada para efectos de la publicación de este índice. Se considerará el promedio de los valores mensuales del índice de los últimos 6 meses contados regresivamente desde el tercer mes anterior al mes en el cual se evalúa la fórmula de indexación.

    CS: Promedio mensual de Costos Sistémicos a cargo del Suministrador, determinado por la Comisión Nacional de Energía semestralmente con ocasión del Informe Técnico vinculado a la fijación de Precios de Nudo Promedio, y asociados al suministro del presente contrato. Se determinará de acuerdo a la siguiente expresión:

   

   

   

    Donde:

   

    SSCC: Pagos realizados por concepto de Servicios Complementarios en los últimos 6 meses, asociados al suministro de los contratos resultantes de la Licitación de Suministro 2023/01, determinados por el Coordinador, en US$.

    CPE: Pagos realizados o ingresos recibidos en los últimos 6 meses, por concepto de compensaciones por Precio Estabilizado de inyecciones de PMG y PMGD, asociados al suministro de los contratos resultantes de la Licitación de Suministro 2023/01, determinados por el Coordinador, en US$.

    SE: Pagos realizados por concepto de sobrecostos de energía en los últimos 6 meses, producto de la operación de centrales de generación por fuera de su orden de mérito, asociados al suministro de los contratos resultantes de la Licitación de Suministro 2023/01, determinados por el Coordinador, en US$.

    SPD: Pagos realizados por concepto de sobrecostos de partida y detención de unidades generadoras en los últimos 6 meses, asociados al suministro de los contratos resultantes de la Licitación de Suministro 2023/01 determinados por el Coordinador, en US$.

    RH: Pagos realizados por concepto de constitución, uso y mantención de reserva hídrica en los últimos 6 meses, asociados al suministro de los contratos resultantes de la Licitación de Suministro 2023/01, determinados por el Coordinador, en US$.

    CIE: Pagos por concepto de compensaciones del impuesto a las emisiones en los últimos 6 meses, asociado al suministro de los contratos resultantes de la Licitación de Suministro 2023/01, determinado por el Coordinador, en US$.

    Otros: A solicitud de las partes, la Comisión podrá aprobar la incorporación de otros pagos asumidos por el Suministrador, a prorrata de sus retiros, por concepto de nuevos Costos Sistémicos que eventualmente aparezcan durante la vigencia del contrato que no estén previamente reconocidos en la fórmula de CS, en US$.

    S_contrato: Suministro esperado de energía activa de los contratos resultantes de la Licitación de Suministro 2023/01 para los próximos 6 meses, en MWh.

   

    El tipo de cambio a utilizar en la determinación en US$ de los Costos Sistémicos, corresponderá al tipo de cambio utilizado en el mismo Informe Técnico de Precios de Nudo Promedio correspondiente al cálculo del valor CS. Para el primer semestre de suministro, el valor CS a traspasar en la fórmula de indexación corresponderá al promedio en los últimos 6 meses de los costos sistémicos por unidad de energía pagados por todos los retiros del SEN, en US$/MWh.

   

    2.4. Valores base de indexadores de precios de nudo de largo plazo

   

    Los valores base aplicables a las fórmulas de indexación del precio de nudo de energía de largo plazo y del precio de nudo de potencia de largo plazo son los siguientes:

   

   

   

    Anótese, tómese razón y publíquese.- Por orden del Presidente de la República, Diego Pardow Lorenzo, Ministro de Energía.

    Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda Atte. a Ud., María Fernanda Riveros Inostroza, Jefa División Jurídica, Subsecretaría de Energía.

   

   

CONTRALORÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA

División de Infraestructura y Regulación

Cursa con alcances el decreto N° 9T, de 2024, del Ministerio de Energía

   

    N° E54841.- Santiago, 4 de abril de 2025.

   

    Esta Contraloría General ha dado curso al instrumento del epígrafe, que fija precios de nudo para suministros de electricidad.

    Sin perjuicio de lo anterior, respecto del ítem "Otros" contemplado en el punto 2.3 del artículo tercero, cabe reiterar lo manifestado en el dictamen N° E542455, de 2024, de este origen, en orden a que la Comisión Nacional de Energía deberá abstenerse de aprobar la incorporación de pagos por aquel ítem.

    Asimismo, y en atención a lo previsto en el artículo vigésimo transitorio de la ley N° 20.936 –publicada en el Diario Oficial el día 20 de julio de 2016–, esa secretaría de Estado deberá adoptar las medidas que sean del caso, a fin de que se dicten los reglamentos a que alude esa disposición, tal como se ha señalado en los oficios N os 23.511, de 2018, y E229979, de 2022, ambos de esta Entidad Fiscalizadora.

   

    Por orden de la Contralora General de la República.- Saluda atentamente a Ud., María Soledad Frindt Rada, Subcontralora General (S).

   

Al señor

Ministro de Energía

Presente.