FIJA FORMULAS TARIFARIAS PARA LAS EMPRESAS ELECTRICAS CONCESIONARIAS DE SERVICIO PUBLICO DE DISTRIBUCION QUE SEÑALA


    Num.300.- Santiago, 25 de junio de 1997.- Visto: Lo informado por la Comisión Nacional de Energía en sus oficios Ord. CNE Nº 1085 de fecha 18 de octubre de 1996 y Ord. CNE Nº 573 de fecha 23 de junio de 1997,  lo establecido en el DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería,en la ley Nº 19.489 del 28 de diciembre de 1996 y en la Ley Nº10.336.

    D e c r e t o :

Artículo 1º:

    Fíjanse a continuación las fórmulas tarifarias aplicables a los suministros de precio regulado que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que se indican. El presente decreto entrará en vigencia el tercer día hábil siguiente a la fecha de publicación.

 

1.  EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCION

1.1  NOMINA DE EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCION
                                                        REGION
    EMPRESA                            SIGLA      ADMINISTRATIVA

- Empresa Eléctrica de Arica S.A.      Emelari        I
- Empresa Eléctrica de Iquique S.A.    Eliqsa          I
- Empresa Eléctrica de
  Antofagasta S.A.                    Elecda          II
- Empresa Eléctrica de Atacama S.A.    Emelat          III
- Empresa Eléctrica de
  Coquimbo S.A.                        Emec            IV
- Chilquinta Energía S.A.              Chilquinta
                                      Energia        V
- Compañía Nacional de
  Fuerza Eléctrica S.A.                Conafe          V, VI y VII
- Empresa Eléctrica Casablanca S.A.    Casablanca      V
- Compañía Eléctrica del
  Litoral S.A.                        Litoral        V
- Chilectra S.A.                      Chilectra    Metropolitana
- Empresa Eléctrica
  Puente Alto Ltda.                    Puente Alto  Metropolitana
- Compañía Eléctrica del
  Río Maipo S,A.                      Río Maipo    Metropolitana
- Empresa Eléctrica de Colina S.A.    Colina        Metropolitana
- Empresa Eléctrica
  Municipal de Til-Til                Tiltil        Metropolitana
- Empresa Municipal de Electricidad
  de Lo Barnechea                      Lo Barnechea  Metropolitana
- Sociedad Eléctrica de Pirque S.A.    Pirque        Metropolitana
- Empresa Eléctrica de Melipilla,
  Colchagua y Maule S.A.              Emelectric    Metropolitana
                                                    VI y VII
- Compañía General de
  Electricidad S.A.                    CGE          Metropolitana
                                                    VI, VII, VIII
                                                    y IX
- Cooperativa Eléctrica
  de Los Angeles                      Coopelan        VIII
- Empresa Eléctrica
  de la Frontera S.A.                  Frontel        VIII y IX
- Sociedad Austral de
  Electricidad S.A.                    Saesa          IX y X
- Sociedad Eléctrica de Aysén S.A.    Edelaysen      XI
- Empresa Eléctrica de
  Magallanes S.A.                      Edelmag        XII
- Compañía Distribuidora de Energía    Codiner        VIII y IX
- Cooperativa Eléctrica de Limarí      Elecoop        IV
- Energía de Casablanca S.A.          Energía
                                      Casablanca      V
- Cooperativa Eléctrica de Curicó      Coop. Curicó    VII
- Cooperativa Eléctrica de Talca      Coop. Talca    VII
- Cooperativa Eléctrica de Linares    Luzagro        VII
- Cooperativa Eléctrica de Parral      Luzpar          VII
- Cooperativa Eléctrica de Chillán    Copelec        VIII
- Cooperativa Eléctrica de Charrúa    Coelcha        VIII
- Cooperativa Eléctrica de Paillaco    Socoepa        X
- Cooperativa Eléctrica de Río Bueno  Cooprel        X
- Compañia Eléctrica Osorno S.A.      Gedelsa        X

1.2  SECTORIZACION DE LAS EMPRESAS

Los sectores correspondientes a las empresas que se señalan, comprenden las concesiones de servicio público de distribución ubicadas en las áreas territoriales que se indican. Si con posterioridad al 28 de diciembre dDTO 708, ECONOMIA
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D.O.25.11.1997e 1995, se crearan o se hubiesen creado comunas adicionales a las indicadas en este decreto, los clientes asociados a dichas comunas mantendrán la clasificación que se indica en el presente decreto.



EMPRESA    SECTOR    COMUNA                          AREA TIPICA

Emelari      1      Arica                              2
Eliqsa        1      Iquique                            2
                    Pica y Pozo Almonte                3
                    Huara                              4
Elecda        1      Antofagasta y Calama                2
                    Mejillones  y Tocopilla            3
              2      Taltal                              3
Emelat        1      Copiapó                            2
                    Caldera, Chañaral,
                    Diego de Almagro,                  3
                    Freirina, Tierra Amarilla
                    y Vallenar Alto del Carmen
                    y Huasco                            4
Emec          1      Coquimbo y La Serena                2
                    Andacollo y Vicuña                  3
                    La Higuera y Paiguano              4
              2      Ovalle y Punitaqui                  3
                    Combarbalá, Monte Patria
                    y Río Hurtado                      4
              3      Illapel y Los Vilos                3
                    Canela y Salamanca                  4
              4      Cabildo, La Ligua,
                    Papudo, Petorca y Puchuncaví        3
                    Zapallar                            4
Chilquinta    1      Valparaíso y Viña del Mar          1
                    Concón                              3
              2      Quilpué                            1
                    Villa Alemana                      2
                    Puchuncaví                          3
              3      Hijuelas, La Cruz, LimachDTO 708, ECONOMIA
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                    Nogales, Olmué y Quillota          3
                    La Calera                          2
              4      Los Andes y San Felipe              2
                    Calle Larga                        3
                    Cabildo; Catemu, Llay-Llay,
                    Panquehue,                          3
                    Putaendo, Rinconada, San Esteban y
                    Santa María La Ligua                4
              5      San Antonio                        2
                      Cartagena, El Tabo Santo DomingDTO 708, ECONOMIA
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                    y Algarrobo                        3
            6      Casablanca                          3
              7      Quintero                            3
Conafe        1      Viña del Mar                        1
              2      Curicó y Linares                    2
                    Molina, Romeral, San Javier,
                    Teno y Villa Alegre                3
                    Rauco y Río Claro                  4
Casablanca    1      Casablanca                          3
Litoral      1      Algarrobo, El Quisco y El Tabo      3
Chilectra    1      Cerrillos, Cerro Navia, Conchalí,
                    Estación Central,                  1
                    Independencia, La Cisterna,
                    La Florida, La Granja,
                    La Reina, Las Condes, Lo Espejo,
                    Lo Prado, Macul, Maipú, Ñuñoa,
                    Pedro Aguirre Cerda, Peñalolén,
                    Pudahuel, Quinta Normal, Recoleta,
                    Renca, San Joaquín, San Miguel,
                    San Ramón,y Vitacura Santiago,
                    Providencia                        1
                    Huechuraba y Quilicura              2
                    Lo Barnechea                        3
              2      Colina, Lampa y Til-til            3
Rio Maipo    1      El Bosque, La Pintana y Puente Alto 1
                    Peñaflor y San Bernardo            2
                    Calera de Tango, Curacaví,
                    Isla de Maipo,                      3
                    San José de Maipo y Talagante
Colina        1      Colina                              3
Til til      1      Til-til                            3
Puente Alto  1      Puente Alto                        1
Lo Barnechea  1      Lo Barnechea                        1S
Pirque        1      Pirque                              3
Emelectric    1      Curacaví, Melipilla y Talagante    3
              2      El Monte, Isla de Maipo,
                      María Pinto,                      3
                    San Antonio, San Pedro y
                    Santo Domingo Alhué y Cartagena    4
              3      Colbún, Constitución,
                    Curepto, Curicó,                    3
                    Las Cabras, Licantén, Longaví,
                    Molina,Nancagua, Parral, Pelarco,
                    Pencahue,Pichidegua, Retiro,
                    San Clemente y Santa Cruz
                    Cauquenes, Chanco, Chépica,
                    Chimbarongo,                        4
                    Empedrado, Hualañé, La Estrella,
                    Litueche Lolol, Marchihue, Maule,
                    Navidad, Palmilla,Paredones,
                    Pelluhue, Peralillo, Pichilemu,
                    Placilla, Pumanque, Rauco,
                    Río Claro, Sagrada Familia,
                    San Javier, Talca, Vichuquén
                    y Yerbas Buenas                    4
              4      Coihueco, Ñiquén, Pinto,
                    Portezuelo, Ránquil,                3
                    San Carlos, San Fabián,
                    San Nicolás y Treguaco
                    Cobquecura, Coelemu, Chillán,
                    Ninhue y Quirihue                  4
CGE          1      Rancagua                            2
                    Buin, Coinco, Coltauco,
                    Chimbarongo, Doñihue,              3
                    Graneros, Las Cabras; Machalí,
                    Malloa, Mostazal, Olivar, Paine,
                    Peumo, Quinta de Tilcoco,
                    Rengo, Requínoa, San Fernando y
                    San Vicente de Tagua-Tagua
                    Codegua y Pichidegua                4
              2      Talca                              2
                    Maule                              4
              3      Chillán y Los Angeles              2
              4      Concepción y Talcahuano            1
              5      Temuco                              2
              6      Pitrufquén, Pucón ,Villarrica          DTO 708, ECONOMIA
                    y Padre Las Casas                  ART UNICO A)
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                    Curarrehue                          4
              7      Coronel                            2
                    Hualqui, Penco, San Carlos y Tomé  3
                    Coelemu, Coihueco, Florida y
                    San Nicolás                        4
Coopelán      1      Laja                                3
                    Quilleco y Santa Bárbara            4
              2      Los Angeles                        4
Frontel      1      Concepción                          1
                    Lota                                2
                    Arauco, Bulnes, Cabrero, Cañete,
                    Curanilahue,                        3
                    Laja, Lebu, Los Alamos, Mulchén,
                    Nacimiento, San Rosendo, Tucapel
                    y Yungay Antuco, Contulmo, Coronel,
                    El Carmen, Florida,                4
                    Hualqui, Negrete, Pemuco, Quilaco,
                    Quilleco, Quillón, San Ignacio,
                    Santa Bárbara, Santa Juana, Tirúa
                    y Yumbel
              2      Angol, Collipulli, Curacautín,
                    Gorbea,  Lautaro,                  3
                    Nueva Imperial y Victoria Carahue,
                    Cunco, Ercilla, Freire, Galvarino,  4
                    Lonquimay, Los Sauces, Lumaco,
                    Melipeuco, Perquenco, Pitrufquen,
                    Purén, Renaico, Saavedra,
                    Teodoro Schmidt, Toltén, Traiguén
                    y Vilcún
              3      Los Angeles                          3
                    Temuco                              4
Saesa        1      Lanco, Loncoche, Panguipulli
                    y Gorbea                            3
                    Toltén y Villarrica                  4
              2      Valdivia                            2
                    La Unión, Los Lagos, Paillaco y
                    Río Bueno                            3
                    Corral, Futrono, Lago Ranco,
                    Máfil y Mariquina                    4
              3      Osorno                              2
                    Calbuco, Frutillar, Llanquihue,
                    Puerto Montt,                        3
                    Puerto Varas, Purranque y Puyehue
                    Fresia, Los Muermos, Maullín,
                    Puerto Octay,                        4
                    Río Negro y San Pablo
              4      Ancud, Castro, Chonchi, Dalcahue
                    y Quellón                            3
                    Curaco de Vélez, Puqueldón,
                    Queilén,                            4
                    Quemchi y Quinchao
Edelaysen    1      Aisén y Coihaique                    3
Edelmag      1      Punta Arenas                        2
                    Porvenir y Puerto Natales            3
Codiner      1      Perquenco y Traiguén                3
                    Cunco, Curacautín, Freire,
                    Galvarino, Gorbea,                  4
                    Lautaro, Loncoche, Nueva Imperial,
                    Pitrufquén, Victoria, Vilcún y
                    Villarrica
              2      Temuco                              3
Elecoop      1      Punitaqui, Monte Patria Y Ovalle    DTO 708, ECONOMIA
ART UNICO A)
D.O.25.11.19973
                    Combarbalá                          4
Coop.
Casablanca    1      Valparaíso                          1
                    Cartagena, Casablanca y Curacaví    3
                    Algarrobo, El Quisco y El Tabo      4
Coop. Curicó  1      Curicó y Teno                        3
Coop. Talca  1      Talca                                2
                    Curepto, Pelarco, Pencahue y
                    San Clemente                        3
                    Maule y Río Claro                    4
Luzagro      1      Constitución y Linares              3
                    Colbún, Longaví, San Javier,
                    Villa Alegre y Yerbas Buenas        4
Luzpar        1      Longaví, Ñiquén, Parral, Retiro
                    y San Carlos                        4
Copelec      1      Bulnes y Chillán                    3
                    Cobquecura, Coelemu, Coihueco,
                    El Carmen,                          4
                    Florida, Ninhue, Pemuco, Pinto,
                    Portezuelo, Quillón, Quirihue,
                    Ránquil, San Carlos, San Fabián,
                    San Ignacio, San Nicolás y Treguaco
Coelcha      1      Tucapel                              3
                    Cabrero, Florida, Los Angeles,
                    Pemuco, Quillón, Yunbel y Yungay    4
Socoepa      1      Futrono, La Unión y Los Lagos        3
                    Máfil, Paillaco y Panguipulli        4
Cooprel      1      La Unión y San Pablo                3
                    Lago Ranco y Río Bueno              4
Gedelsa      1      Frutillar, Osorno, Purranque y          DTO 708, ECONOMIA
                    Río Negro                            ART UNICO A)
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                    La Unión y San Pablo                4

2.  CLIENTES CON SUMINISTROS DE PRECIO REGULADO

2.1 Suministros sujetos a regulación de precios

Las fórmulas tarifarias que se fijan en el presente
decreto se aplicarán a los siguientes suministros de
energía eléctrica, indicados en el Nº 1 y el Nº 2 del
artículo 90º del DFL 1 de 1982, del Ministerio de Minería, y con las excepciones que indica el inciso segundo del mismo artículo del referido cuerpo legal:


1.  Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts, ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución de la respectiva concesionaria;

2.  Los suministros a usuarios finales de potencia conectada inferior o igual a 2.000 kilowatts, efectuados desde instalaciones de generación o transporte de una empresa eléctrica, en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación;

A los suministros indicados en el punto 2 anterior se les aplicará las fórmulas tarifarias correspondientes al sector de distribución que se encuentre geográficamente más próximo al punto de suministro, y en las condiciones que se establecen en el presente decreto. En estos casos, y para los efectos de aplicación de los recargos por distancia señalados en el punto 4.6.1 del presente decreto, se entenderá que el área de clasificación del cliente corresponde a dicho sector de distribución.

2.2  Elección de Opciones tarifarias

Los clientes podrán elegir libremente cualquiera de las opciones de tarifas que se describen más adelante con las limitaciones y condiciones de aplicación establecidas en cada caso y dentro del nivel de tensión que les corresponda.

Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, en adelante las Empresas, estarán obligadas a aceptar la opción que los clientes elijan.

Salvo acuerdo con las distribuidoras, la opción tarifaria contratada por el cliente  regirá por 12 meses.

2.3  Clientes en Alta y Baja Tensión

Son clientes en alta tensión aquellos que están conectados con su empalme a líneas cuyo voltaje es superior a 400 volts.

Son clientes en baja tensión aquellos que están conectados con su empalme a líneas cuyo voltaje es igual o inferior a 400 volts.

Aquellos clientes cuyos suministros se efectúen en voltajes de 44 ó 66 KV tendrán una rebaja de las tarifas aplicables en alta tensión igual a 7%. Aquellos cuyo voltaje de suministro sea 110 KV tendrán una rebaja de las tarifas aplicables en alta tensión de 9%.
3.  OPCIONES TARIFARIAS

Los clientes podrán elegir libremente una de las siguientes opciones tarifarias, con las limitaciones establecidas en cada caso.


-    Tarifa BT1

    Opción de tarifa simple en baja tensión. Para clientes con
    medidor simple de energía.

    Sólo podrán optar a esta tarifa los clientes alimentados en
    baja tensión cuya potencia conectada sea inferior a 10 kW y
    aquellos clientes que instalen un limitador de potencia
    para cumplir esta condición.

    Se considerará los casos siguientes:

    Caso a: aplicable a los clientes abastecidos por
            empresas cuya demanda máxima anual de consumos en
            esta opción se produce en meses en que se han
            definido horas de punta.

    Caso b: aplicable a los clientes abastecidos por empresas
            cuya demanda máxima anual de consumos en esta opción
            se produce en meses en que no se han definido horas
            de punta.

-    Tarifa BT2

    Opción de tarifa en baja tensión con potencia contratada.
    Para clientes con medidor simple de energía y potencia
    contratada.

    Los clientes que decidan optar por la presente tarifa
    podrán contratar libremente una potencia máxima con la
    respectiva distribuidora, la que regirá por un plazo  de 12
    meses.  Durante dicho período los consumidores no podrán
    disminuir ni aumentar su potencia contratada sin el acuerdo
    de la distribuidora. Al término de la vigencia anual de la
    potencia contratada los clientes podrán contratar una nueva
    potencia.

    Los consumidores podrán utilizar la potencia contratada sin
    restricción en cualquier momento durante el período de la
    vigencia de dicha potencia contratada.

    La potencia contratada que solicite el cliente deberá
    ceñirse a las capacidades de limitadores disponibles en el
    mercado.

-    Tarifa BT3

    Opción de tarifa en baja tensión con demanda máxima leída.
    Para clientes con medidor simple de energía y demanda
    máxima leída.

    Se entenderá por demanda máxima leída del mes, el más alto
    valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de
    15 minutos.

-    Tarifa BT4

    Opción de tarifa horaria en baja tensión. Para clientes con
    medidor simple de energía y demanda máxima contratada o
    leída en horas de punta del sistema eléctrico y demanda
    máxima contratada o leída en horas fuera de punta.

    En esta opción existirán las siguientes tres modalidades de
    medición:

    BT4.1  Medición de la energía mensual total consumida, y
          contratación de la demanda máxima de potencia en horas
          de punta y de la demanda máxima de potencia.

    BT4.2  Medición de la energía mensual total consumida y de
          la demanda máxima de potencia en horas de punta, y
          contratación de la demanda máxima de potencia.

    BT4.3  Medición de la energía mensual total consumida, de
          la demanda máxima de potencia en horas de punta y de
          la demanda máxima de potencia suministrada.

    La demanda máxima de potencia que contrate el cliente
    deberá ceñirse a las capacidades de limitadores disponibles
    en el mercado.

-    Tarifa AT2

    Opción de tarifa en alta tensión con potencia contratada.
    Para clientes con medidor simple de energía y potencia
    contratada.

    Los clientes que decidan optar por la presente tarifa
    podrán contratar libremente una potencia máxima con la
    respectiva distribuidora, la que regirá por un plazo  de 12
    meses. Durante dicho período los consumidores no podrán
    disminuir ni aumentar su potencia contratada sin el acuerdo
    de la distribuidora. Al término de la vigencia anual de la
    potencia contratada los clientes podrán contratar una nueva
    potencia.

    Los consumidores podrán utilizar la potencia contratada sin
    restricción en cualquier momento durante el período de la
    vigencia de dicha potencia contratada.

    La potencia contratada que solicite el cliente deberá
    ceñirse a las capacidades de limitadores disponibles en el
    mercado.

-    Tarifa AT3

    Opción de tarifa en alta tensión con demanda máxima leída.
    Para clientes con medidor simple de energía y demanda
    máxima leída.

    Se entenderá por demanda máxima del mes, el más alto valor
    de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15
    minutos.

-    Tarifa AT4

    Opción de tarifa horaria en alta tensión. Para clientes con
    medidor simple de energía y demanda máxima contratada o
    leída en horas de punta del sistema eléctrico y demanda
    máxima contratada o leída en horas fuera de punta.

    En esta opción existirán las siguientes tres modalidades de
    medición:

    AT4.1 Medición de la energía mensual total consumida, y
          contratación de la demanda máxima de potencia en
          horas de punta y de la demanda máxima de potencia.

    AT4.2 Medición de la energía mensual total consumida y de
          la demanda máxima de potencia en horas de punta, y
          contratación de la demanda máxima de potencia.

    AT4.3 Medición de la energía mensual total consumida, de
          la demanda máxima de potencia en horas de punta y de
          la demanda máxima de potencia suministrada.

    La demanda máxima de potencia que contrate el cliente deberá ceñirse a las capacidades de limitadores disponibles en el mercado.

4.  CARGOS TARIFARIOS

4.1  Tarifa BT1

4.1.1 Caso a

La tarifa BT1a comprenderá los siguientes cargos:

a)  Cargo fijo mensual
b)  Cargo por energía base
c)  Cargo por energía adicional de invierno

El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se aplicará incluso si éste es nulo.

El cargo por energía base se obtendrá multiplicando los kWh de consumo base leídos por su precio unitario.

El cargo por energía adicional de invierno se aplicará en cada mes del período 1° de mayo - 30 de septiembre, en que el consumo del cliente exceda 250 kWh/mes, a cada kWh consumido al mes en exceso del límite de invierno del cliente.

El límite de invierno de cada cliente será igual al mayor valor que resulte de comparar: 200 kWh, con un séptimo de la totalidad de la energía consumida en el período 1 de Octubre - 30 de Abril inmediatamente anterior, incrementada en 20%. Para aquellos clientes que se hubieren incorporado como tales después del 1° de Octubre, se les considerará para el cálculo del límite de invierno un consumo de 250 kWh/mes entre el 1° de octubre y la fecha de energización del medidor.

El cargo por energía adicional de invierno no se aplicará en el caso de las empresas abastecidas desde el Sistema Interconectado del Norte Grande; facturándose la totalidad de la energía consumida al precio unitario de la energía base.

En la E.M. de Electricidad de Lo Barnechea, no regirá el límite de 250 kWh/mes para la aplicación del cargo por energía adicional de invierno y el límite de invierno se calculará como un séptimo de la totalidad de la energía consumida en el período 1° de octubre - 30 de abril inmediatamente anterior, incrementada en 20%. Regirá no obstante la disposición relativa a los clientes que se incorporen después del 1° de octubre.

4.1.2 Caso b

La tarifa BT1b comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta, cuando corresponda:

a)  Cargo fijo mensual
b)  Cargo por energía
c)  Cargo por potencia base
d)  Cargo por potencia de invierno

El cargo fijo mensual es independiente del consumo, y se aplicará incluso si éste es nulo.

El cargo por energía se aplicará en todos los meses del año y se obtendrá multiplicando los kWh de consumo por su precio unitario.
El cargo por potencia base se aplicará en todos los meses del año, incluso si el consumo del mes respectivo es nulo, y se obtendrá multiplicando el mayor de los consumos de energía de los meses de enero y febrero inmediatamente anteriores por su precio unitario.

El cargo por potencia de invierno se aplicará sólo en los meses de invierno (Mayo a Septiembre inclusives), y será igual al producto del consumo del mes de invierno respectivo por el precio unitario de potencia de invierno.

4.2  Tarifa BT2

La tarifa comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta:

a) Cargo fijo mensual
b) Cargo por energía
c) Cargo por potencia contratada

El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se aplicará incluso si éste es nulo.

El cargo por energía se obtendrá multiplicando los kWh de consumo por su precio unitario.

El cargo por potencia contratada se obtendrá multiplicando los kW contratados por su precio unitario.

4.3  Tarifa BT3

La tarifa comprenderá los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta:

a)  Cargo fijo mensual
b)  Cargo por energía
c)  Cargo por demanda máxima

El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se aplicará incluso si éste es nulo.

El cargo por energía se obtendrá multiplicando los kWh de consumo por su precio unitario.

La facturación mensual del cargo por demanda máxima del mes corresponderá al mayor de los dos valores siguientes:


-    Cargo por demanda máxima determinada de acuerdo al procedimiento siguiente :
Se considera como demanda máxima de facturación del mes, la más alta que resulte de comparar la demanda máxima leída del mes con el promedio de las dos más altas demandas registradas en aquellos meses que contengan horas de punta, dentro de los últimos 12 meses, incluido el mes que se factura. El cargo por demanda máxima resulta de multiplicar la demanda máxima de facturación por el precio unitario correspondiente.

-    40% del mayor de los cargos por demanda máxima registrado en los últimos 12 meses.

4.4  Tarifa BT4

-    Tarifa BT4.1

Esta tarifa comprende los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta:

a)  Cargo fijo mensual
b)  Cargo por energía
c)  Cargo mensual por demanda máxima contratada en horas de
    punta.
d)  Cargo mensual por demanda máxima contratada

-    Tarifa BT4.2

Esta tarifa comprende los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta:

a)  Cargo fijo mensual
b)  Cargo por energía
c)  Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas
    de punta.
d)  Cargo mensual por demanda máxima contratada

-    Tarifa BT4.3

Esta tarifa comprende los siguientes cargos que se sumarán en la factura o boleta:

a)  Cargo fijo mensual
b)  Cargo por energía
c)  Cargo mensual por demanda máxima leída de potencia en horas
    de punta.
d)  Cargo mensual por demanda máxima de potencia suministrada.

El cargo fijo mensual es independiente del consumo y se aplicará incluso si éste es nulo.

El cargo por energía se obtendrá multiplicando los kWh de consumo por su precio unitario.

Los cargos por demanda máxima contratada en horas de punta y por demanda máxima contratada de la tarifa BT4.1, así como el cargo por demanda máxima contratada de la tarifa BT4.2 se facturarán incluso si el consumo de energía es nulo. Ellos se obtendrán multiplicando los kW de potencia contratada por el precio unitario correspondiente.
Los cargos mensuales por demanda máxima leída de potencia en horas de punta de las tarifas BT4.2 y BT4.3 se facturarán de la siguiente manera:


-    Durante los meses que contengan horas de punta, se aplicará a la demanda máxima en horas de punta efectivamente leída en cada mes el precio unitario correspondiente, excepto en las empresas abastecidas por el Sistema Interconectado del Norte Grande en que se aplicará al promedio de las dos demandas máximas leídas en las horas de punta de los últimos 12 meses, incluido el propio mes que se factura.

-    Durante los meses que no contengan horas de punta se aplicará al promedio de las dos mayores demandas máximas en horas de punta registradas durante los meses del período de punta inmediatamente anteriores, al precio unitario correspondiente.

El cargo mensual por demanda máxima de potencia suministrada de la tarifa BT4.3 se facturará aplicando al promedio de las dos más altas demandas máximas registradas en los últimos 12 meses, incluido el mes que se facture, al precio unitario correspondiente.

4.5  Tarifas de Alta tensión

En alta tensión las tarifas AT2, AT3, AT4.1, AT4.2 y AT4.3, comprenderán los mismos cargos y se facturarán de la misma forma que las tarifas BT2, BT3, BT4.1, BT4.2 y BT4.3, respectivamente, difiriendo sólo en los precios unitarios correspondientes.


4.6  Recargos tarifarios

4.6.1 Recargo por distancia

Las Empresas podrán aplicar un recargo por distancia a sus clientes en alta y baja tensión cuando el punto de suministro del cliente se encuentre a una distancia superior o igual a las señaladas a continuación, de una subestación de bajada a niveles de tensión de 23 kV o menos, pero más de 400 volts.



    AREA CORRESPONDIENTE AL CLIENTE      DISTANCIA (km)
              1, 1S, 2                        20
                  3                            30
                  4                            40

El recargo será de 0,5% por km para los suministros en alta tensión, y de 0,25% por km para los suministros en baja tensión, aplicable a los kilómetros en exceso respecto a las distancias señaldas, medidos a lo largo de las líneas de distribución y contados desde la subestación de bajada correspondiente al cliente según el criterio de correspondencia entre subestaciones y clientes descrito en el punto 7.1 de este decreto.

En el caso de instalación de una nueva subestación de bajada que disminuya la distancia a lo largo de las líneas de distribución y, como consecuencia, elimine o disminuya el recargo por distancia, las empresas estarán facultadas a continuar aplicando este recargo a los clientes afectados hasta dos años después de la fecha de puesta en servicio de la subestación.

En aquellos sistemas eléctricos en los cuales no hubieren subestaciones de bajada a niveles de tensión de 23 kV o menos, pero más de 400 volts, o bien que éstas se encuentren a mayor distancia que el patio de la central generadora conectada al sistema más próxima al punto de suministro, la distancia al cliente se medirá respecto al patio de la central generadora más próxima al punto de suministro. El recargo se aplicará por cada kilómetro en exceso respecto de las distancias señaladas.


4.6.2  Recargo por factor de potencia medio mensual

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

Cuando no haya medidores permanentemente instalados que permitan determinar el factor de potencia la Empresa lo determinará. El cliente podrá apelar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante Superintendencia, quien resolverá oyendo a las partes.


4.6.3.  Otros recargos

Los consumos correspondientes a clientes de alta tensión podrán ser medidos tanto en alta como en baja tensión. En este último caso, se considerará un recargo por pérdidas de transformación equivalente a un 3,5%, tanto en los cargos de energía como de potencia.

5.  CONDICIONES DE APLICACION DE LAS TARIFAS

5.1 Condiciones generales de aplicación de las tarifas

Cuando la facturación está formada por fracciones de dos meses calendario, se debe estimar el consumo de energía del mes calendario en función de los avos correspondientes. Asimismo, para la determinación de la demanda máxima leída a facturar, se considerará como correspondiente a un mes calendario la demanda imputada en la factura que tenga un mayor número de días perteneciente a dicho mes.

Los montos de potencia contratada en las diferentes tarifas como asimismo las opciones tarifarias contratadas por los  clientes, regirán por 12 meses, y se entenderá renovados por un período similar, salvo aviso del cliente con al menos 30 días de anticipación al vencimiento de dicho período. No obstante, el cliente podrá disminuir dichos montos o bien cambiar de opción tarifaria, comprometiendo con la empresa el pago del remanente que tuviere por concepto de potencia contratada; de modo similar se procederá con las demandas máximas leídas de las diferentes opciones tarifarias.

Será obligación de la empresa concesionaria indicar  en la boleta o factura correspondiente a los tres últimos meses del período en que rija la tarifa, la fecha de término de este período, la opción tarifaria vigente, el monto de la potencia contratada, y la fecha límite para que el cliente comunique a la empresa las modificaciones que desee efectuar a su contrato de suministro.

Todos los equipos de medida y otros dispositivos de control serán de cargo del cliente, o bien, provistos por éste. La empresa podrá rechazar los equipos y dispositivos que a su juicio no cuenten con el grado de confiabilidad requeridos; en este caso, el cliente podrá apelar a la Superintendencia, quien resolverá oyendo a las partes.


5.2  Definición de Horas de Punta

La definición de horas de punta de cada empresa o sector de distribución dependerá del sistema eléctrico del cual sean abastecidos.

Para las empresas distribuidoras o sectores de distribución abastecidas desde el Sistema Interconectado Central, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 18 y 23 horas de cada día de los meses de invierno (Mayo a Septiembre inclusives).

Para las empresas distribuidoras o sectores de distribución abastecidas desde el Sistema Interconectado del Norte Grande, se entenderá por horas de punta al período comprendido entre las 18 y 23 horas mientras rija el horario oficial de invierno y entre las 19 y 24 horas mientras rija el horario de verano de cada día de todos los meses del año.

Para las empresas distribuidoras o sectores de distribución abastecidos desde los sistemas eléctricos de Aysén y Magallanes, se entenderá por horas de punta el período comprendido entre las 17 y 22 horas de cada día de los meses de invierno (Mayo a  Septiembre inclusives).

Sin embargo, a solicitud fundada de cualquier empresa, el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción podrá autorizar a que ésta adelante hasta en una máximo de una hora el inicio del período de 5 horas diarias de punta, o bien, para que atrase este inicio hasta en un máximo de una hora.  En caso de ser acogida la solicitud, la empresa deberá publicar en un diario de circulación nacional el período de horas de punta que regirá para su zona de concesión, con una anticipación mínima de 30 días antes de su aplicación.


5.3  Precios a aplicar para la potencia contratada y la demanda leída

Las tarifas BT2 y AT2 de potencia contratada, como asimismo las tarifas BT3 y AT3 de demanda leída, serán aplicadas , en lo que se refiere al cargo por potencia, según el grado de utilización de la potencia en horas de punta, de acuerdo al siguiente criterio:


a)  Cuando la potencia contratada o leída está siendo usada manifiestamente durante las horas de punta del sistema eléctrico, independientemente de si dicha potencia es o no utilizada en el resto de las horas del año, el consumo será calificado como "presente en punta" y se le aplicará el precio unitario correspondiente.

    Se entenderá que la potencia contratada o leída está siendo usada manifiestamente durante las horas de punta, cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en horas de punta y su potencia contratada, en el caso de las opciones BT2 y AT2, o su demanda máxima leída, en el caso de las opciones BT3 y AT3, es mayor o igual a 0,5. Por demanda media en horas de punta se entenderá al consumo de energía durante dichas horas dividido por el número de horas de punta.

b)  Cuando la potencia contratada o demanda leída está siendo usada parcialmente durante las horas de punta del sistema eléctrico, independientemente de si dicha potencia es o no utilizada en el resto de las horas del año, el consumo será calificado como "parcialmente presente en punta", y se le aplicará el precio unitario correspondiente.

    Se entenderá que la potencia está siendo usada parcialmente durante las horas de punta, cuando el cuociente entre la demanda media del cliente en dichas horas y su potencia contratada, en el caso de las opciones BT2 y AT2, o su demanda máxima leída, en el caso de las opciones BT3 y AT3, es inferior a 0,5.

    No obstante lo anterior, si en períodos de 60 minutos consecutivos en las horas de punta, el cuociente entre la potencia media utilizada por el cliente y su potencia contratada, en el caso de las opciones BT2 y AT2,  o su demanda máxima leída, en el caso de las opciones BT3 y AT3, supera 0,85 y este hecho se produce frecuentemente, el consumo será clasificado como "presente en punta". Se entenderá como frecuente la ocurrencia del suceso durante por lo menos 5 días hábiles del mes.

La empresa calificará al consumo del cliente como "presente en punta" o "parcialmente presente en punta". Cuando la empresa califique al consumo del cliente como "presente en punta" deberá informarle por escrito las razones que tuvo para ello. No obstante, el cliente podrá reclamar ante la Superintendencia, aportando antecedentes y medidas de consumo en horas de punta efectuadas directamente y en conjunto con la empresa, o por un organismo autorizado por la Superintendencia contratado por el cliente, durante al menos 30 días seguidos del período de punta; el costo de estas medidas será de cargo del cliente. La Superintendencia oyendo a las partes, resolverá fundadamente sobre la materia. En caso que la resolución sea favorable al cliente, la empresa no podrá recalificar el consumo de éste, salvo autorización expresa de la Superintendencia, una vez aportados los antecedentes que respalden dicha recalificación.

5.4  Determinación de la potencia contratada

En las opciones tarifarias que incluyen cargo por potencia contratada, la magnitud de ésta será establecida por el cliente. En este caso la empresa distribuidora podrá exigir la instalación de un limitador de potencia que cumpla con las normas técnicas vigentes, el que será de cargo del cliente.

Alternativamente, y con la excepción de la contratación de la demanda máxima de potencia en horas de punta de las tarifas BT4.1 y AT 4.1, la potencia contratada se podrá establecer mediante la medición de la demanda máxima con instrumentos apropiados calificados por la Superintendencia, cuando la empresa lo estime conveniente. El costo de la medición será de cargo de la empresa. Cuando la potencia contratada no sea establecida por el cliente y no se mida la demanda máxima, la potencia contratada se determinará como sigue:

A la potencia conectada en el alumbrado se sumará la demanda del resto de la carga conectada, estimada de acuerdo con la siguiente tabla:



    Número de motores o          Demanda máxima estimada
    artefactos conectados        en % de la carga conectada

            1                              100
            2                                90
            3                                80
            4                                70
          5 o más                            60


Cada aparato de calefacción se considerará como motor para los efectos de aplicar esta tabla. Los valores de la demanda máxima que resulten de aplicar esta tabla deberán modificarse, si es necesario, en forma que la demanda máxima estimada no sea en ningún caso menor que la potencia del motor o artefacto más grande, o que el 90% de la potencia sumada de los dos motores o artefactos más grandes, o que el 80% de la potencia sumada de los tres motores o artefactos más grandes.

Se entenderá como carga conectada en motores y artefactos la potencia nominal de placa.

En las opciones tarifarias horarias BT4.1, AT4.1, la empresa podrá exigir que el cliente instale un reloj que asegure que el monto de potencia contratada en horas de punta no sea sobrepasado en dichas horas.

En el caso de que la potencia contratada no sea establecida por el cliente, no será de cargo de éste el limitador de potencia, en la eventualidad que la empresa lo exija.

5.5  Condición de aplicación de las tarifas subterráneas

5.5.1 Condición General de Aplicación

Se aplicará a aquellos clientes de empresas en clasificación 1S. Asimismo, se aplicará  a aquellos clientes ubicados en áreas de clasificación 1, abastecidos total o parcialmente por redes de distribución que debieron canalizarse subterráneamente debido a la exigencia de una disposición municipal que prohiba tender líneas eléctricas de alta y/o baja tensión en forma aérea en la comuna del cliente.

Los clientes deberán ser clasificados según el tipo de alimentación que reciban en alta y baja tensión, la que puede ser aérea o subterránea, según las siguientes condiciones :
Condición de Clasificación Clientes de Alta Tensión de Distribución

El cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión subterráneas si el alimentador de alta tensión de distribución que lo abastece se encuentra canalizado subterráneamente, en virtud de una disposición municipal, en más de un 50% de su longitud en la comuna.

Si no se cumple esta condición el cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión aéreas.
Condición de Clasificación Clientes Baja Tensión

Condición AT :

El cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión subterráneas si el alimentador de alta tensión de distribución que abastece al transformador de distribución asociado al cliente, se encuentra canalizado subterráneamente,  en virtud de una disposición municipal, en más de un 50% de su longitud en la comuna. Se entenderá para estos efectos, que el transformador de distribución asociado al cliente es el que se encuentra más próximo a su punto de suministro considerando la distancia medida a través de la red de baja tensión.

Si no se cumple esta condición, el cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión aéreas.

Condición BT :

El cliente será clasificado como alimentado por redes de baja tensión subterráneas si se cumplen simultáneamente las siguientes dos condiciones :

i) La red de distribución de baja tensión que lo abastece es subterránea en el punto de conexión con el empalme del cliente y la red BT está completamente canalizada en forma subterránea en el frontis de la propiedad del cliente.

ii) El transformador de distribución asociado al cliente es subterráneo.

Si no se cumplen esta condiciones, el cliente será clasificado como alimentado por redes de baja tensión aéreas.

Se considerarán tres casos de aplicación de la tarifa subterránea según establezcan las disposiciones municipales respectivas y según la clasificación del cliente:


Caso 1: Red de Baja Tensión Aérea y Red de Alta Tensión
      Subterránea
Caso 2: Red de Baja Tensión Subterránea y Red de Alta Tensión
      Aérea.
Caso 3: Red de Baja Tensión Subterránea y Red de Alta Tensión
      Subterránea

En el cuadro siguiente se muestra la aplicación tarifaria de cada caso:




Se entenderá que los denominadores (1S) y (1A) corresponden al área típica 1 subterránea y 1 aérea, respectivamente.

Los factores de economías de escala para los casos 1 y 3 definidos anteriormente, serán los correspondientes al área 1S y para el caso 2 serán los correspondientes al área 1A, según se establece en el punto 7.2  y 7.3 del presente decreto.

El cargo fijo que se aplique dependerá de si la opción tarifaria está definida en alta o baja tensión.

Asimismo, de existir una solicitud fundada de un concesionario y previo informe técnico favorable de la Comisión Nacional de Energía, el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción podrá autorizar la aplicación de los casos anteriores a clientes ubicados en otras áreas de clasificación, y bajo las mismas condiciones descritas. En caso de ser acogida la solicitud, la empresa deberá avisar a los usuarios con 30 días de anticipación y además, publicar en un diario de circulación nacional con una anticipación mínima de 30 días, las tarifas resultantes y su lugar de aplicación.


Cuando un tendido de distribución se canalice subterráneamente debido a la imposición de una disposición municipal, las tarifas subterráneas de los clientes beneficiados por dicha obra se mantendrán por el período de vigencia del presente decreto, independiente de modificaciones de las disposiciones que le dieron origen.

Con treinta días de anticipación a la aplicación de las tarifas respectivas, los concesionarios deberán enviar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles el listado de las obras ejecutadas,  una copia de la disposición municipal que les dio origen y la nómina de los clientes a los que se les aplicará la tarifa.

5.5.2  Situación de Clientes a la Fecha de Publicación del Presente Decreto

Los concesionarios de distribución podrán aplicar las tarifas descritas a los clientes ubicados en áreas de clasificación 1, que a la fecha de publicación del presente decreto eran abastecidos total o parcialmente por redes subterráneas según las condiciones que se establecen más adelante.

Para este efecto estos clientes deberán ser clasificados según el tipo de alimentación que reciban en alta y baja tensión, la que puede ser aérea o subterránea de acuerdo a las siguientes condiciones :

Condición de Clasificación Clientes de Alta Tensión de Distribución

El cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión subterráneas si el alimentador de alta tensión de distribución que lo abastece se encuentra canalizado subterráneamente en más de un 50% de su longitud total.

Si no se cumple esta condición el cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión aéreas.


Condición de Clasificación Clientes Baja Tensión

Condición AT :

El cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión subterráneas si el alimentador de alta tensión de distribución que abastece al transformador de distribución asociado al cliente, se encuentra canalizado subterráneamente en más de un 50% de su longitud total.

Si no se cumple esta condición, el cliente será clasificado como alimentado por redes de alta tensión aéreas.

Condición BT :

El cliente será clasificado como alimentado por redes de baja tensión subterráneas si se cumplen simultáneamente las siguientes dos condiciones :

i) La red de distribución de baja tensión que lo abastece es subterránea en el punto de conexión con el empalme del cliente y la red BT está completamente canalizada en forma subterránea en el frontis de la propiedad del cliente.

ii) El transformador de distribución asociado al cliente es subterráneo.

Si no se cumplen esta condiciones, cliente será clasificado como alimentado por redes de baja tensión aéreas.

A los nuevos clientes que con posterioridad a la fecha de publicación de este decreto se conecten a las redes que cumplan las condiciones descritas en este punto, se les aplicará la tarifa que corresponda de acuerdo a las mismas condiciones anteriores.

En el plazo de tres meses a partir de la fecha de publicación del presente decreto, las empresas concesionarias deberán informar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles la nómina de los alimentadores de alta tensión  que a esta misma fecha cumplen con la condición de estar canalizados subterráneamente en más de un 50% de su longitud total, así como el listado de clientes que cumplen las condiciones de estar alimentados total o parcialmente en forma subterránea. Este envío de información se hará según el formato de solicitud de información que la Superintendencia defina para este efecto.
6.  FORMULAS TARIFARIAS

A continuación se indican las fórmulas para obtener los precios unitarios en las distintas opciones tarifarias.






6.8  Definición de términos

6.8.1 Precios de nudo

Pe    : Precio de nudo de energía.
Pp    : Precio de nudo de potencia.

Estos precios se determinan según lo establecido en el punto 7.1.

6.8.2  Costos de distribución

CDAT  : Costo de distribución en alta tensión
CDBT  : Costo de distribución en baja tensión

Estos costos se especifican para cada empresa y sector de
distribución en el punto 7.2

6.8.3  Cargos fijos

CFE    : Cargo fijo cliente con medidor de energía.
CFD    : Cargo fijo cliente con medidor de energía y medidor de
        demanda.

CFH    : Cargo fijo con medidor de energía y medidor horario.

Estos valores se especifican en el punto 7.3.


6.8.4    Horas de Uso y Factores de coincidencia


NHUNB : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base
      coincidente con la punta del sistema.

NHUDB : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia base
      coincidente con la punta del sistema de distribución.

NHUNI : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia
      adicional de invierno coincidente con la punta del sistema

NHUDI : Número de horas de uso para el cálculo de la potencia
      adicional de invierno coincidente con la punta del sistema
      de distribución.

FNPPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas
      presentes en la punta del sistema.

FDPPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas
      presentes en la punta del sistema de distribución.

FNDPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas
      parcialmente presentes en la punta del sistema.

FDDPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas
      parcialmente presentes en la punta del sistema de
      distribución.

FDFPB : Factor de coincidencia en baja tensión de las demandas
      consumidas fuera de las horas de punta.

FNPPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas
      presentes en la punta del sistema.

FDPPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas
      presentes en la punta del sistema de distribución.

FNDPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas
      parcialmente presentes en la punta del sistema.

FDDPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas
      parcialmente presentes en la punta del sistema de
      distribución.

FDFPA : Factor de coincidencia en alta tensión de las demandas
      consumidas fuera de las horas de punta.

Estos valores se especifican en el punto 7.4.

6.8.5  Factores de Expansión de Pérdidas


PPAT  : Factor de expansión de pérdidas de potencia en alta
      tensión.

PEAT  : Factor de expansión de pérdidas de energía en alta
      tensión.

PPBT  : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja
      tensión.

PEPT  : Factor de expansión de pérdidas de energía en baja
      tensión.
PMPBT : Factor de expansión de pérdidas de potencia en baja
      tensión para cargo fuera de punta.

Estos  valores se especifican en el punto 7.5.
7.  DETERMINACION DE LOS PARAMETROS DE LAS FORMULAS TARIFARIAS

7.1 Precios de nudo de energía y potencia (Pe y Pp)

Los precios de nudo Pe y Pp corresponderán a los precios de nudo en alta tensión de distribución, vigentes en la subestación primaria de distribución correspondiente al cliente. Estos precios serán los valores fijados de acuerdo con el artículo 103 º del DFL-1 de 1982, del Ministerio de Minería. La subestación primaria de distribución correspondiente a cada cliente será aquella que presente la menor distancia al punto de suministro. Para estos efectos, la distancia será medida a lo largo de las líneas eléctricas que puedan permitir la conexión. Las líneas a considerar son las de propiedad del concesionario y, además, las establecidas mediante concesión o que utilicen en su trazado bienes nacionales de uso público, independientemente de sus características técnicas y de si los circuitos operan o no normalmente cerrados.

Antes de tres meses contados desde la fecha de publicación del presente decreto, los concesionarios enviarán a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles un informe conteniendo las zonas geográficas en que se localizan los clientes asignados a cada subestación primaria de distribución para efecto de la aplicación de las tarifas correspondientes.

La asignación del cliente a la respectiva subestación primaria de distribución se mantendrá durante el período de seis meses comprendido entre el 1º de mayo y el 1º de noviembre de cada año.

Los concesionarios deberán informar semestralmente a la Superintendencia, en los meses de mayo y noviembre, los precios de nudo calculados para cada una de las subestaciones de distribución primaria que suministran electricidad a sus respectivos sistemas, así como los cambios de asignación que resultaran de la aplicación del criterio descrito debido a la instalación de nuevas subestaciones de distribución.

7.2  Costos de distribución

7.2.1 Fórmulas de costos de distribución

Los costos de distribución en alta y baja tensión, CDAT y CDBT, respectivamente, se calcularán de la siguiente forma:



NOTA: Ver formula en Diario Oficial Nº 35.799 del día miércoles 25 de junio de 1997 pag. 9


Valores de IA1,IA2, IA3, IA4, IA5, OA1, y OA2

            AREA 1A    AREA 1S    AREA 2    AREA 3      AREA 4

    IA1    137,43    63,09      70,34    134,41      197,69
    IA2    119,39    849,40      45,72      70,49      134,55
    IA3      75,87    263,13    116,41    299,36      434,08
    IA4    383,34    1008,77    464,08    523,91    1062,27
    IA5    147,07    332,91    153,83    293,20      655,21
    OA1    195,26    145,69    191,76    311,69      607,35
    OA2    560,74    308,06    581,59    807,22    1172,67



Valores de IB1,IB2, IB3, IB4, IB5, OB1, y OB2

            AREA 1A    AREA 1S    AREA 2    AREA 3      AREA 4

    IB1    300,30    297,91    207,84    255,21      394,05
    IB2    211,60    1549,03    122,01    150,30      231,28
    IB3    320,81    689,10    507,91    860,09    1154,74
    IB4    1341,28    2172,25    1921,21    2162,85    3511,32
    IB5    467,49    695,65    680,49    1049,36    1795,72
    OB1    618,64    374,04    645,69    958,99    1404,55
    OB2    1662,99    844,00    1987,86    2799,51    3333,76


7.2.2  Factor de economías de escala

A contar de las fechas que se indican, los parámetros IA1, IA2, IA3, IA4, IA5, OA1 y OA2, deben ser multiplicados por los factores que se señalan;  en las fechas que se indican:


    FECHA      AREA 1A  AREA 1S    AREA 2    AREA 3    AREA 4

1º enero 1997    0,9859    0,9771    0,9796    0,9876    0,9847
1º enero 1998    0,9720    0,9548    0,9596    0,9754    0,9697
1º enero 1999    0,9583    0,9329    0,9400    0,9633    0,9548
1º enero 2000    0,9448    0,9116    0,9208    0,9514    0,9402
5F

A contar de las fechas que se indican, los parámetros IB1, IB2,
IB3, IB4, IB5, OB1 y OB2 deben ser multiplicados por los factores
que se señalan;  en las fechas que se indican:


    FECHA      AREA 1A  AREA 1S    AREA 2    AREA 3    AREA 4

1º enero 1997    0,9881    0,9809    0,9823    0,9900    0,9870
1º enero 1998    0,9763    0,9622    0,9649    0,9800    0,9741
1º enero 1999    0,9647    0,9439    0,9478    0,9702    0,9614
1º enero 2000    0,9532    0,9259    0,9311    0,9605    0,9489


7.3  Cargos fijos

7.3.1 Fórmulas de cargos fijos

                                IPMN            IRH
Medidor energía:    CFE  =CFE1.________ + CFE2.______
                                IPMN0          IRH0

                                IPMN            IRH
Medidor demanda:    CFD  =CFD1.________ + CFD2.______
                                IPMN0          IRH0


                                IPMN            IRH
Medidor horario:    CFH  =CFH1.________ + CFH2.______
                                IPMN0          IRH0


Valores de CFE1, CFE2, CFD1, CFD2, CFH1 Y CFH2
                  AREA 1A  AREA 1S    AREA 2    AREA 3    AREA 4

    CFE1        144,95    137,25    147,78    143,53    154,14
    CFE2        316,46    321,75    377,62    379,93    382,71
    CFD1        266,38    244,10    273,75    267,28    289,11
    CFD2        567,22    570,99    673,07    708,34    720,21
    CFH1        335,64    306,62    348,67    342,54    371,24
    CFH2        725,37    735,37    874,90    941,39    970,14


7.3.2  Factor de economías de escala

A contar de las fechas que se indican, los parámetros CFE1, CFE2,
CFD1, CFD2, CFH1 y CFH2, deben ser multiplicados por los factores
que se señalan;  en las fechas que se indican:


    FECHA      AREA 1A  AREA 1S    AREA 2    AREA 3    AREA 4

1º enero 1997    0,9919    0,9919    0,9883    0,9902    0,9884
1º enero 1998    0,9839    0,9839    0,9767    0,9805    0,9769
1º enero 1999    0,9759    0,9759    0,9652    0,9709    0,9656
1º enero 2000    0,9680    0,9680    0,9539    0,9614    0,9544

7.4  Horas de utilización y factores de coincidencia



NOTA: Ver cuadro en Diario Oficial Nº 35.799 del día miércoles 25 de junio de 1997 pag.9.


7.5  Factores de expansión de pérdidas

    EMPRESAS          PPAT        PEAT      PPBT      PEBT

Area 1A excepto
Chilectra y CGE4      1,0100      1,0068    1,0939    1,0703


    EMPRESAS          PPAT        PEAT      PPBT      PEBT

    Area 1S          1,0087      1,0053    1,0828    1,0551
    Area 2            1,0215      1,0109    1,1036    1,0763
    Area 3            1,0363      1,0207    1,1046    1,0832
    Area 4            1,0490      1,0275    1,1254    1,0990

    EMPRESAS          PPAT        PEAT      PPBT      PEBT

Chilectra y CGE4      1,0100      1,0068    1,1368    1,1123
Río Maipo y            1,0100      1,0068    1,1852    1,1596
Puente Alto

    A partir del 1 de enero de 1998:

    EMPRESAS          PPAT        PEAT        PPBT    PEBT

Chilectra y CGE4      1,0100      1,0068      1,1251,1008 DTO 708
1,1445 ECONOMIA
ART UNICO B)
D.O.25.11.19971
Río Maipo y            1,0100      1,0068      1,1698
Puente Alto

    A partir del 1 de enero de 1999:

    EMPRESAS          PPAT        PEAT        PPBT    PEBT

Chilectra y CGE4      1,0100      1,0068      1,1115  1,0875
Río Maipo y            1,0100      1,0068      1,1548  1,1299
Puente Alto

    A partir del 1 de enero de 2000:

    EMPRESAS          PPAT        PEAT        PPBT    PEB

Chilectra y CGE4      1,0100      1,0068      1,0939  1,070
Río Maipo y            1,0100      1,0068      1,1401  1,1155
Puente Alto

    Factores de Expansión de Pérdidas para Cargo Fuera de Punta

          AREA 1A    AREA 1S    AREA 2    AREA 3    AREA 4

PMPBT    1,0939      1,0828      1,1036    1,1046    1,1254


7.6  Definición de los parámetros y valores base


D    :  Indice de productos importados calculado como D = Tc x (1
      + Ta); con :

Tc:    Tipo de cambio observado para el dólar de los Estados
        Unidos de Norteamérica, publicado por el Banco Central de
        Chile, "Dolar Observado", o el que lo reemplace. Se
        utilizará el valor promedio del segundo mes anterior a
        aquél en que las tarifas serán aplicadas.


Ta :    Tasa arancelaria vigente para la importación de equipo
        electromecánico. Se utilizará el valor vigente el último
        día hábil del segundo mes anterior a aquél en que las
        tarifas serán aplicadas


IPC  : Indice de precios al consumidor, índice general,
      publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas (INE).
      Se utilizará el valor correspondiente al segundo mes
      anterior a aquél en que las tarifas serán aplicadas.


IRH  :  Indice general de remuneraciones, publicado por el
      Instituto Nacional de Estadísticas (INE). Se utilizará el
      valor correspondiente al tercer mes anterior a aquél en
      que las tarifas serán aplicadas.


IPMN :  Indice de precios al por mayor, total productos
      nacionales, publicado por el INE. Se utilizará el valor
      correspondiente al tercer mes anterior a aquél en que las
      tarifas serán aplicadas

IPCu :  Indice de precio del cobre calculado como el
      promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses
      de la libra de cobre en la Bolsa de Valores de Londres;
      precio que calcula la Comisión Chilena del Cobre y que se
      publica mensualmente en el "Boletín del Banco Central".
      Para estos efectos se considerará los 12 meses que
      terminan con el tercer mes anterior a aquél en que las
      tarifas resultantes serán aplicadas y se referirán a
      moneda nacional utilizando el valor de Tc indicado en el
      punto anterior.

Valores Base:

    Indice          Valor Base          Mes

    Do                457,66        Noviembre 1995

    IPCo              261,61        Noviembre 1995

    IPMNo            134,55        Octubre 1995

    IRHo              139,28        Octubre 1995

    IPCuo          54.721,27        Octubre 1995



Las empresas deberán aplicar los índices D, IPCu, IRH e
IPMN en las condiciones establecidas en el artículo 114º
del DFL Nº 1 de 1982 del Ministerio de Minería.

7.7  Factor de corrección por aportes de terceros
              EMPRESA                      B

        Emelari                      0,955
        Eliqsa                      0,949
        Elecda                      0,964
        Emelat                      0,950
        Emec                        0,937
        Chilquinta Energía          0,919
        Conafe                      0,911
        E.E.Casablanca              0,981
        Litoral                      0,911
        Chilectra Río Maipo          0,920
        Colina                      0,928
        Til til                      0,969
        Puente Alto                  1,000
        Lo Barnechea                0,907
        Pirque                      0,982
        Emelctric                    1,000
        CGE                          0,952
        Coopelan                    0,969
        Frontel                      1,000
        Saesa                        0,971
        Edelaysen                    0,954
        Edelmag                      0,938
        Codiner                      0,900
        Elecoop                      0,918
        Energía Casablanca          1,000
        Coop. Curicó                1,000
        Coop. Talca                  1,000
        Luzagro                      1,000
        Luzpar                      1,000
        Copelec                      1,000
        Coelcha                      1,000
        Socoepa                      0,992
        Cooprel                      1,000
        Gedelsa                      1,000

Artículo 2°:

Las tarifas a que de lugar la aplicación de las fórmulas tarifarias anteriores deberán aplicarse conforme a lo dispuesto en la Ley Nº19.489 del 28 de diciembre de 1996.

En la factura o boleta se indicará separadamente cada uno de los cargos unitarios aplicados, las cantidades correspondientes y la suma total. Adicionalmente, la boleta deberá indicar la subestación de distribución primaria a la que el cliente se encuentra asignado.

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

      DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Artículo 1°:

Para los efectos de aplicar el recargo por factor de potencia medio mensual considérese lo siguiente :

Durante el período comprendido entre la fecha de entrada en vigencia del presente decreto y la fecha de entrada en vigencia del decreto de tarifas de nudo de octubre de 1997, la facturación se recargará en 1% por cada 0,01 en que el factor de potencia medio baje de 0,85.
Artículo  2°:

Para los efectos de considerar los precios de nudo de energía y potencia, Pe y Pp,  aplíquese lo siguiente :

Se define un período inicial de ajuste desde la fecha de entrada en vigencia del presente decreto hasta la fecha de entrada en vigencia del decreto de tarifas de nudo de octubre de 1997. Dentro de este período, los concesionarios deberán aplicar los precios Pe y Pp provisorios determinados con las fórmulas que se indican:

Para cada concesionario y sector de distribución los precios de nudo provisorios de energía y  potencia se calcularán de la siguiente forma:




en que:

Ni  : Proporción del aporte de electricidad considerado para la
    subestación principal de generación - transporte i.

Ri  : Factor de recargo en el precio de la energía por concepto de
    pérdidas de energía en transporte desde la subestación
    troncal de generación - transporte i.

Ci  : Cargo adicional, en $/kW/mes, en el precio de la potencia de
    punta por concepto de inversión, operación, mantenimiento y
    pérdidas de potencia en transporte desde la subestación
    troncal de generación - transporte i.

PNEi: Precio de nudo de la energía, para la subestación troncal de
    generación - transporte i.
PNPi: Precio de nudo de la potencia de punta, para la subestación
    troncal de generación - transporte i.

    F : factor de indexación del parámetro C

    F = CBLP / 30,2

en que:

CBLP: Cargo por transporte de potencia a nivel de 23 kV de acuerdo
    a la fijación de precios de nudo vigente,  en $/KW/mes/Km.
    En consecuencia, F se modifica en función de la fijación de
    precios de nudo y cuando estos se indexan conforme al
    artículo 98º del DFL-1 del Ministerio de Minería.

Como precios de nudo de energía y potencia de punta se adoptarán los precios fijados de acuerdo con el artículo 103º del DFL-1 DE 1982, del Ministerio de Minería, definidos en las subestaciones troncales de generación - transporte correspondientes, en nivel de voltaje de alta tensión de distribución. Los valores PNEi y PNPi incluyen los costos de transformación de voltaje aplicables al punto de conexión con las instalaciones de distribución, independientemente del nivel de tensión de la transmisión.


A continuación se indican, para cada concesionario de servicio público de distribución, los valores de los parámetros Ni, Ri, Ci en cada una de las subestaciones troncales de generación - transporte consideradas para efectos de representar los costos de generación -transporte en su estructura de precios a nivel de distribución.


    Anótese, publíquese y tómese razón.-Por orden del Presidente de la República, Alvaro García Hurtado, Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción.

    Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda atentamente a Ud. Oscar Landerretche Gacitúa, Subsecretario de Economía, Fomento y Reconstrucción.